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Apr 07, 2023

Vitrine technologique de schiste 2019

Dans cette section spéciale, E&P Magazine met en lumière certains des derniers produits et

Dans cette section spéciale, E&P Magazine met en évidence certains des derniers produits et technologies pour le développement du schiste et examine comment ils profiteront aux entreprises dans leur recherche continue d'une production améliorée et de techniques d'exploitation plus efficaces.

Note de l'éditeur : la copie fournie ici provient de sociétés de services et ne reflète pas les opinions de Hart Energy.

Outils de détection souterraine, traitement/interprétation sismique, caractérisation des réservoirs, physique des roches, géomécanique et outils de diagraphie : les technologies d'exploration que les opérateurs pétroliers et gaziers en amont recherchent et utilisent sont abondantes. L'objectif est que l'adoption de ces outils se traduira par un développement plus efficace du schiste et une plus grande récupération.

"En cette fin de récession récente, les opérateurs qui ont réussi à développer des flux de travail utilisant des données d'une manière qui n'était pas envisagée auparavant sont en train de devenir les leaders", a déclaré Carl Neuhaus, vice-président de Well Data Products chez TGS, à E&P. "L'analyse, [qui est] alimentée par de grandes quantités de données de haute qualité qui sont démocratisées dans toutes les disciplines afin que toutes les parties prenantes soient impliquées dans des algorithmes de vérification au sol, s'avère augmenter la VAN [valeur actuelle nette] des actifs de schiste."

L'importance de la maintenance prédictive augmente dans les opérations pétrolières et gazières, selon un récent communiqué de presse de GlobalData. "L'adoption de technologies de maintenance prédictive aide les entreprises à réduire leurs dépenses opérationnelles en optimisant la planification de la maintenance et en stimulant la productivité", indique le rapport.

Voici un échantillon des nouvelles technologies et services d'exploration qui ont été développés pour améliorer l'efficacité.

Plusieurs problèmes peuvent survenir lors du forage. Soulignant un exemple, Sam Shwayat, spécialiste technique et solutions chez DiverterPlus, a déclaré à E&P qu'un élément clé pour améliorer l'efficacité du forage et contrôler les coûts est d'arrêter ou d'empêcher la circulation perdue.

"Ceci est accompli par les nombreuses options disponibles de matériau de circulation perdue [LCM]; bien que la plupart des types de LCM disponibles sur le marché aujourd'hui ne tiennent pas compte de la quantité de dommages à la formation ou de l'impact négatif sur la liaison du ciment qu'ils peuvent causer", a-t-il déclaré. "Grâce à des tests en laboratoire et à des applications sur le terrain, le LCM dégradable s'est avéré être une solution rentable non seulement pour arrêter les pertes, mais également pour résoudre ces deux problèmes."

De nombreux opérateurs et sociétés de services ont noué des relations pour résoudre ces problèmes et faire face aux défis auxquels les opérateurs sont confrontés sur le terrain.

« L'économie a obligé à la fois l'opérateur et le fournisseur à rechercher en permanence des gains d'efficacité dans leurs opérations », a déclaré Timothy Armand, président de Newpark Drilling Fluids, Amérique du Nord. "Les processus impliquant la chaîne d'approvisionnement, la logistique, les opérations transparentes d'un fournisseur de services ainsi que l'amélioration de l'efficacité opérationnelle globale devaient être améliorés afin de rendre l'exploration pétrolière et gazière économique aux prix actuels du pétrole brut."

Voici un échantillon des nouveaux produits et services disponibles pour le forage de schiste.

Les outils de complétion figurent en tête de liste des technologies importantes nécessaires à la réussite d'une opération pétrolière et gazière non conventionnelle.

"L'optimisation de votre stratégie de complétion est essentielle pour fournir des puits performants de manière cohérente. Innovez ou devenez obsolète", a déclaré JD Schmidt, COO chez Enhanced Energetics (anciennement The GasGun LLC), à E&P.

De nombreuses sociétés de services continuent de développer et d'améliorer les outils de complétion de puits, des innovations essentielles pour améliorer l'efficacité.

« Les coûts et l'efficacité d'achèvement sont le dernier domino à aborder, car l'industrie vise à réduire davantage les coûts et les délais d'achèvement des puits », a déclaré Grant Ayo, vice-président de NRG Pressure Pumping Technologies d'AFGlobal. "Alors que des gains supplémentaires ont été réalisés au cours de la dernière décennie du boom du schiste, le marché est toujours à la recherche d'une innovation qui change véritablement la dynamique des complétions de puits. La solution réside dans un équipement qui fait évoluer les complétions de l'ère du diesel à l'ère numérique, donnant le des outils industriels qui améliorent la densité de puissance, la durée de vie des actifs et l'intelligence des machines. »

Les nouvelles technologies dans le domaine des complétions comptent parmi les composantes les plus importantes du cycle global de production d'un baril de pétrole. Ce qui suit est un échantillon des dernières technologies de complétion.

L'élévation artificielle, l'intervention sur les puits, l'assurance du débit, les produits chimiques de production et la gestion des émissions sont quelques-unes des étapes et technologies essentielles nécessaires à une opération efficace et prospère.

"Les opérateurs sont actuellement en mesure de forer et de terminer beaucoup plus rapidement et à moindre coût aujourd'hui par rapport à il y a dix ans", a déclaré Herman Artinian, président et chef de la direction d'Upwing Energy, à E&P. "La prochaine phase naturelle pour l'industrie est de monétiser en augmentant la production à partir des actifs existants et en augmentant la capacité de récupération grâce à de nouvelles technologies de production."

Les outils et les systèmes présentés dans le "Shale Technology Showcase" d'E&P représentent certains des derniers efforts déployés par les entreprises pour augmenter la production grâce à des processus plus efficaces, des puits plus profonds et des conduites latérales plus longues. Voici un échantillon de ces nouvelles technologies de production.

Les opérateurs peuvent être confrontés à une variété de défis liés à l'eau, tels que la réduction et le recyclage de l'eau produite, la minimisation de l'utilisation de l'eau douce, la réduction de la production d'eau indésirable, le traitement de l'eau produite et la recherche et le transport de l'eau à éliminer et à réutiliser.

"La capacité de réduire et de recycler l'eau produite et de minimiser l'utilisation d'eau douce peut améliorer la rentabilité de l'opérateur et contribuer à la conservation de l'eau", a déclaré Halliburton sur son site Web. « À l'échelle mondiale, les puits de pétrole produisent environ 220 millions de BWPD [barils d'eau par jour], soit environ trois barils d'eau pour chaque baril de pétrole. Dans les champs plus anciens, la coupure d'eau, ou le rapport eau-pétrole, peut être de 95 % ou plus. La gestion de cette eau produite est un grand défi pour les opérateurs.

L'objectif reste d'optimiser l'utilisation des ressources naturelles, de minimiser les déchets et d'utiliser l'eau de manière efficace.

"L'eau est à la fois un déchet et une denrée précieuse qui est essentielle à toutes les activités humaines", a déclaré Mark Wolf, directeur des installations à terre chez National Oilwell Varco, à E&P. "L'avenir de la gestion de l'eau dans le pétrole et le gaz consistera à trouver des moyens de recycler économiquement l'eau des déchets en quelque chose d'utile."

Voici un échantillon de certaines des nouvelles technologies et produits disponibles pour les entreprises dans le domaine de la gestion de l'eau.

La Shale Technology Showcase a été compilée par Ariana Hurtado, rédactrice en chef associée du magazine E&P. Elle peut être contactée à [email protected].

Pour faire de la publicité ou contribuer au contenu sponsorisé de Shale Technology Showcase, contactez Danny Foster, directeur exécutif des médias numériques, à [email protected].

La relation entre les fractures naturelles et la fracturation hydraulique est essentielle pour les projets de développement de schiste. La cartographie des failles (sous la forme d'un réseau de failles et de fractures) dans un volume sismique 3D réduit le risque et l'incertitude. L'apprentissage en profondeur interactif est désormais entre les mains de l'interprète avec le format de stockage de données virtuelles de Bluware, qui comprend des capacités d'accès aléatoire, la compression des ondelettes et un réseau neuronal convolutif (CNN) optimisé. Le CNN qui est formé par l'interprète aide à cartographier les caractéristiques géologiques souterraines, telles que les failles, en utilisant une seule amplitude ou des volumes d'attributs sismiques co-rendus, ce qui entraîne des économies de temps et de coûts importantes et du temps d'achèvement. Le logiciel d'intelligence artificielle de Bluware permet une interprétation rapide qu'il serait impossible de réaliser manuellement, en particulier sur de gros volumes de données sismiques.

Le service ResPack HD (haute définition) de CGG aide les géoscientifiques à combler le fossé entre les données sismiques à basse résolution et le modèle de réservoir en dérivant des propriétés rocheuses supplémentaires. Son flux de travail combine des informations sismiques avec des informations pétrophysiques et géologiques à l'aide de la méthodologie d'inversion stochastique Monte Carlo Markhov Chain pour produire plusieurs réalisations du sous-sol. Ceux-ci fournissent des détails efficaces sur les propriétés du réservoir à une échelle d'environ 1 m à 8 m (5 pi à 25 pi), par rapport à l'échelle de 15 m à 36 m (50 pi à 120 pi) obtenue par une analyse sismique typique. image. ResPack HD peut générer des volumes 3D des faciès les plus probables, des paramètres élastiques pour l'estimation de la fragilité et des propriétés techniques, telles que la porosité, la saturation en eau et la connectivité. Une fois les structures géologiques, telles que les canaux ou les coulées de débris, identifiées, ces géocorps peuvent être extraits de l'ensemble de données et examinés pour leur plausibilité et classés selon les probabilités actuelles P10, P50 et P90. Par rapport aux données sismiques, les résultats nécessitent moins de mise à l'échelle (ou peut-être aucune) avant d'être intégrés dans des modèles de réservoir qui apportent une meilleure compréhension du sous-sol aux équipes d'exploration et de développement.

Le dernier outil d'optimisation E&P d'Emerson, Paradigm k, s'appuie sur une technologie de détection innovante, l'historisation des données, le cloud computing et les moteurs de simulation pour aider les entreprises à maximiser la production et faciliter la planification des puits. Le système décrit le champ pétrolier comme un système unique en permettant à tout instrument de terrain d'être amélioré avec des données souterraines historiques, en temps réel ou prévues pour enrichir les mesures et étendre leur application à tous les domaines, y compris les installations, les puits, les fractures et les réservoirs. De plus, comme il est connecté au cloud, le système peut exécuter des simulations en quelques minutes plutôt qu'en plusieurs jours, optimisant les opérations et favorisant la collaboration entre les silos d'expertise à un niveau sans précédent.

Ikon Science et Fairfield Geotechnologies se sont associés pour améliorer la production des opérateurs en fournissant la technologie qui cartographie avec précision les faciès en 3D à partir de la sismique. En tirant parti de l'apprentissage automatique pour déployer des étalonnages éprouvés sur de grands ensembles de données, il est devenu plus rapide d'identifier des cibles supplémentaires et d'améliorer les performances des puits. Grâce à l'utilisation appliquée de cette technologie, les études de cas d'Ikon Science montrent où les opérateurs ont pu atterrir des puits avec précision et informer le géoguidage pour rester dans des strates à haute productivité, ce qui signifie que les risques de forage sont évités tout en respectant le calendrier de forage. Les deux sociétés ont publié cette année le rapport "Red Tank Ji-Fi". L'étude de caractérisation sismique régionale a eu lieu dans la partie nord-est du bassin du Delaware. Le rapport fournit un ensemble haute résolution de faciès et de propriétés rocheuses et fournit des entrées quantitatives pour repérer les puits à débit le plus élevé, permettant une meilleure récupération des liquides, un espacement des puits basé sur les données, une gestion optimisée des modèles de drainage des puits parent/enfant et un champ affiné. plans de développement et de production.

BIW Connector Systems est l'un des premiers fournisseurs de systèmes de pénétrateurs électriques pour le marché en amont du pétrole et du gaz à proposer des tests de température et de pression à ultra-haute surveillance électronique. Pour compléter ses capacités de test, les ingénieurs de BIW ont conçu et introduit une chambre de test d'autoclave de 1,5 million de dollars pour aider les clients à résoudre un certain nombre de défis, notamment la capacité de surveiller les performances électriques pendant qu'un appareil subit des cycles de pression et de température, ce qui est devenu inestimable et très demandé. . Les opérateurs et les ingénieurs veulent savoir ce qui se passe avec les propriétés électriques lorsque des variations de pression et de température se produisent pour aider à assurer une durée de vie plus longue. La nouvelle chambre simule les conditions de fond de trou les plus difficiles et permet de tester des échantillons beaucoup plus grands jusqu'à 1,8 m (6 pi) de long dans une orientation verticale, avec n'importe quel rapport de gaz et de liquide, à des températures allant jusqu'à 343 C (650 F) tout en des pressions aussi élevées que 10 000 psi.

Les entreprises E&P qui cherchent à rationaliser le processus d'évaluation et d'acquisition de minéraux et d'actifs disposent d'un nouvel outil. PetroValues ​​Inc. a publié son marché en ligne gratuit du pétrole et du gaz avec une base de données à croissance exponentielle de listes de minéraux, d'évaluations et de données de puits. Sur le site Web de PetroValues, les tâches qui nécessitaient auparavant un travail manuel chronophage, des abonnements coûteux à plusieurs bases de données et logiciels peuvent désormais être effectuées gratuitement en quelques secondes. Les acheteurs de minerais peuvent accéder à des cartes et à des informations basées sur une grande variété de critères de recherche, notamment les formations, la production, les exploitants de puits, etc. Grâce au portail d'inscriptions, les propriétaires fonciers et les propriétaires de minéraux peuvent voir instantanément les prévisions et la valeur estimée d'un puits sur la base des calculs exclusifs et précis de PetroValues. La base de données est constamment mise à jour pour rester à jour. PetroValues ​​fournit les ressources d'une compagnie pétrolière (par exemple, listes de minéraux, évaluations et données gratuites sur les puits et la production) de manière accessible, confidentielle et efficace.

Les courbes logarithmiques manquantes et les données incomplètes créent des faiblesses dans les flux de travail pétroliers et gaziers. Pour remédier à cela, TGS combine sa vaste bibliothèque numérique de journaux de puits avec un logiciel d'apprentissage automatique pour créer Analytics Ready LAS (ARLAS). Grâce à cette technologie, chaque LAS est transformé en une suite Quad-Combo complète. Les algorithmes de prédiction ARLAS calculeront les courbes logarithmiques manquantes et combleront les lacunes à l'aide d'une série de données à haute densité et de tests en aveugle. La précision est bien supérieure à 90 % grâce à plus de 75 modèles d'apprentissage automatique différents pour chaque bassin. Le catalogue actuel comprend déjà des prédictions Quad-Combo pour les plus de 300 000 puits du bassin permien ainsi que plus de 170 000 puits du bassin d'Anadarko. Le reste des puits terrestres américains sera disponible d'ici la fin de l'année.

Les exploitants de schiste cherchent à réduire les coûts d'exploitation et à forer plus de puits plus rapidement pour suivre les courbes de déclin abruptes des puits non conventionnels. Pour les applications de forage directionnel conventionnel, cela signifie obtenir plus de puissance et de couple pour le foret et minimiser le temps non productif résultant des déplacements imprévus pour les pannes de moteur. Les moteurs de fond de trou hautes performances Navi-Drill DuraMax de Baker Hughes, une société GE (BHGE), ont été repensés pour fournir plus de puissance, de couple et de durabilité pour forer la courbe et le latéral en une seule fois. Dans le bassin permien, le moteur Navi-Drill DuraMax a récemment foré 2 332 m (7 652 pieds) en 80 heures de forage et a maintenu une ROP moyenne de 35 m/h (114 pieds/h). En forant 953 m (3 127 pi) latéralement en une journée, BHGE a amélioré de 30 % la ROP globale, ce qui a fait gagner à l'opérateur trois jours de temps de forage.

La nouvelle graisse biodégradable pour câbles métalliques EcoLine de Cortec pour diverses applications pétrolières et gazières protège les câbles métalliques contre la corrosion et l'usure par pression extrême. Il est recommandé pour une utilisation dans les zones écologiquement sensibles à proximité des cours d'eau et est idéal pour la protection dans des conditions de brouillard salin. La graisse EcoLine est formulée à partir d'huiles végétales, d'un épaississant à base d'aluminium et d'additifs anti-corrosion pour une protection maximale du câble métallique. Un point d'éclair plus élevé et une formule biodégradable augmentent la sécurité et réduisent l'impact environnemental par rapport aux graisses pétrolières conventionnelles. Il est disponible dans les grades NLGI 0 ou 1. EcoLine répond aux critères d'achat environnementaux préférables de l'Agence américaine de protection de l'environnement ainsi qu'à la définition de produit biosourcé proposée par le Département américain de l'agriculture pour l'EO 13101.

D'une longueur de 3,6 m (12 pi), le système orientable rotatif (RSS) de D-Tech a été conçu pour être le système le plus court et le plus rationalisé du marché. Pour aider à réduire les risques et à rester plus longtemps au point idéal, tout en forant des profils de puits complexes de manière fiable, le RSS a été conçu avec seulement 10 pièces mobiles et utilise un ensemble directionnel très précis à trois axes proche du trépan. Le système arrive au site de puits préconfiguré, minimisant les erreurs opérationnelles et améliorant les performances de fond de trou. Pour améliorer encore les performances et éviter les temps non productifs, un technicien D-Tech sur site et une assistance à distance 24h/24 et 7j/7 sont disponibles lorsque les outils sont en fond de puits. Sur un puits récent dans le bassin permien, un opérateur forait un forage de 5 km (3 milles) de 8,5 po. latéral dans la Formation de Wolfcamp. L'opérateur souhaitait augmenter la ROP vers la fin de l'embranchement tout en réduisant les trajets. Le RSS de D-Tech a parcouru 4 448 m (14 593 pi) jusqu'à la profondeur totale, forant le latéral RSS à une passe le plus long et le plus rapide du bassin à 47,5 m / h (156 pi / h).

La circulation perdue est un défi bien connu lors des opérations de forage et de cimentation. Non seulement les pertes ont un impact négatif sur le temps d'exploitation productif, mais elles peuvent également endommager le réservoir en raison de l'afflux de fluides de forage et influencer potentiellement le taux de production. La plupart des matériaux de contrôle de la circulation perdue (LCM) non dégradables ne résolvent pas ce problème et peuvent laisser des espaces vides dans le ciment, entraînant une adhérence médiocre ou inadéquate. Un puits dans le centre du continent avec des problèmes de perte de circulation similaires a bénéficié du déploiement d'un nouveau LCM dégradable à base d'acide polylactique (CemVert+). Il s'est avéré efficace pour colmater diverses largeurs de fracture à différentes températures tout en maintenant la stabilité pour guérir les pertes puis dégradées au fil du temps pour atténuer les dommages au réservoir et améliorer la liaison du ciment.

Le Stinger est un système robotisé de manipulation de conduites répondant aux exigences spécifiques d'exploitation de la construction de puits dans le forage non conventionnel. Il permet aux utilisateurs de construire et de remonter des supports de tiges de forage, de colliers de forage et de tubage hors ligne pendant le forage. Sa configuration améliore la sécurité et la prévisibilité en éloignant la main-d'œuvre de la ligne de feu et en transportant les tuyaux dans un chemin préétabli, aidé par un bras sur le plancher de forage, le Backer. Le Backer se déplace en parfaite synchronisation avec le Stinger transportant toute la pile de tuyaux dans une opération mains libres, travaillant sur le trou de la souris, le puits central et le recul en toute sécurité. Le Stinger, en combinaison avec l'engin Striker-800, est un ensemble d'engin de forage efficace et innovant.

Avec l'évolution des plates-formes vers l'automatisation, la pince du futur aura besoin d'un contrôle de précision et de capacités opérationnelles. Frank's International a lancé sa nouvelle génération de systèmes de pinces. Les 7 5⁄8 pouces de l'entreprise. La pince électrique avec sauvegarde intégrale combine la fiabilité et la robustesse des pinces précédentes de Frank avec la précision d'un nouveau système de moteur électrique. Le nouveau système de contrôle réduit le pourcentage d'erreur standard de pince hydraulique hors cible de ± 3,5 % à ± 0,5 %, ajoutant un niveau inégalé de contrôle du système. Ce contrôle précis du couple aide à préserver l'intégrité du puits, ce qui permet aux entreprises d'économiser du temps et de l'argent en n'ayant pas à retravailler les puits avant que leur durée de vie prévue ne soit atteinte, tout en réduisant l'impact environnemental possible en supprimant le besoin d'une unité d'alimentation.

Halliburton a lancé le système Flex Managed Pressure Drilling (MPD), une technologie évolutive et mobile qui peut être configurée pour répondre aux défis spécifiques des opérateurs et offrir une plus grande efficacité de forage. Le système à plusieurs niveaux permet aux opérateurs de sélectionner le bon niveau de service pour aider à maximiser le rapport coût/bénéfice des services MPD. L'offre Flex MPD standard est une solution contrôlée par tablette avec un seul écran simple permettant au foreur de contrôler la contre-pression ou la position d'étranglement pendant le forage, le déclenchement et la réalisation de connexions. Lorsqu'un contrôle supplémentaire est requis, Flex Pro MPD intègre les données de forage pour une réponse automatisée plus intelligente afin d'ajuster la contre-pression en fonction des débits et de la profondeur de forage. Le système peut également fonctionner comme une solution MPD complète utilisant une modélisation hydraulique en temps réel pour contrôler la pression au fond du trou.

La conception du système de pénétrateur de tête de puits Uni-Lok est idéale pour les environnements dangereux où la sécurité, la fiabilité et la durabilité sont essentielles. Ce système hautement conçu et abordable pour les têtes de puits de 149 C (300 F) et de 5 000 psi, offre un véritable bloc de pression et s'adapte à n'importe quel câble de surface fournissant un passage efficace de l'alimentation électrique de la pompe submersible. Contrairement à d'autres systèmes, Uni-Lok offre un bloc de pression complet vérifié à l'intérieur du support de tube, garantissant que les gaz dangereux restent au fond du trou. Le pénétrateur amovible est facile à installer et élimine les étapes supplémentaires d'installation d'alésages d'étanchéité aussi petits que 1,75 po. Pour résister aux environnements difficiles et assurer une sécurité optimale, Uni-Lok est soigneusement testé et possède des certifications d'installation dans des environnements dangereux.

Midland, Odessa et le rayon environnant de 161 km (100 miles) sont des régions éloignées du Texas qui voient traditionnellement les services d'équipement de plate-forme de forage terrestre critiques s'étirer. Pour remédier à la pénurie de services facilement accessibles dans la région, Logan Industries a lancé un camion de service mobile équipé de tous les outils et pièces de rechange nécessaires pour les travaux de dépannage hydraulique et de réparation légère les plus courants, y compris les éléments filtrants, les vannes à cartouche, le filtrage des fluides sur site et les appareils portables. articles. L'unité de service mobile est occupée par une équipe de trois personnes en rotation permanente avec un gestionnaire de service situé à Hempstead, au Texas. Le nouveau service permet à Logan d'offrir des services et une assistance sur site et sur appel plus rapides aux clients de l'ouest du Texas. L'extension du service et de la mise à niveau des fluides de la pompe à boue, ainsi que le service et l'assistance de l'entraînement supérieur, sont prévus au cours de l'année prochaine.

Navigate de Newpark Fluids Systems est un système de fluide à émulsion directe d'huile dans la saumure avec des densités inférieures aux fluides à base d'eau conventionnels qui permet aux opérateurs de forer des séquences d'évaporation, de maintenir l'intégrité du trou de forage, de réduire la densité du fluide dans les puits horizontaux ou les zones de forage où les pertes sont fréquent. Le système de fluide est capable d'éviter le lessivage dans les zones salines lors de l'utilisation d'une saumure saturée de chlorure de sodium tout en maintenant un fluide de densité inférieure, réduisant ainsi les événements de circulation perdue. Navigate est un système d'émulsion directe sans argile, à faible teneur en solides et non dispersé lorsqu'il est formulé avec les produits Ntegral. Ce sont des polymères qui peuvent être utilisés dans un large éventail de fluides à base d'eau. Ils apportent des propriétés rhéologiques fluidifiantes assurant la suspension des déblais. Ils offrent également des gâteaux de filtration exceptionnellement minces, un couple et une traînée réduits et des temps de fonctionnement de tubage améliorés pour une efficacité de forage exceptionnelle.

Le trépan à élément diamant hyperbolique HyperBlade de Smith Bits, une société Schlumberger, réduit les coûts de forage en améliorant le ROP tout en maintenant la réponse de la direction et le suivi directionnel dans les formations rocheuses tendres et plastiques. La nouvelle technologie intègre la géométrie distinctive des éléments de coupe diamantés hyper hyperboliques qui coupent 20 % plus profondément dans la roche par rapport aux fraises PDC conventionnelles. Une table diamantée plus épaisse et moulée avec précision rend l'élément Hyper plus résistant et plus durable pour le forage de formations rocheuses tendres et plastiques, tandis que les arêtes de coupe blindées résistent aux transitions à fort impact. Dans la formation de Marcellus, dans le nord de la Pennsylvanie, un opérateur a atteint une ROP sur le fond de 126 m/h (415 pieds/h), ce qui a entraîné une amélioration de 62 % avec le nouveau trépan par rapport aux parcours décalés utilisant des trépans PDC conventionnels.

Le BitSub de Scientific Drilling est un petit capteur intégré fournissant des mesures d'inclinaison continue, en temps réel, au niveau du bit, des rayons gamma azimutaux et de la dynamique de forage. Les informations d'inclinaison et de rayons gamma azimutaux au bit du capteur BitSub fournissent une rétroaction immédiate sur la position stratigraphique et la tendance directionnelle du puits de forage. Les mesures de vibrations latérales et axiales et la vitesse de rotation du foret améliorent les performances de forage et avertissent des conditions de forage inefficaces ou potentiellement dommageables. Positionné entre le trépan et le moteur à boue, le capteur toujours en rotation fournit sa gamme complète de mesures dans les modes de forage rotatif et coulissant. Le sous-marin alimenté par batterie utilise la technologie de télémétrie électromagnétique à saut court pour communiquer avec l'outil MWD au-dessus du moteur et fournit des mesures au niveau du bit vers la surface, permettant au BitSub d'être utilisé avec une grande variété de moteurs à boue.

Le système de soupape à pêne dormant est une mesure de sécurité ajoutée aux obturateurs annulaires de boîtier (CAP) de TAM International pour empêcher tout chemin de fuite à l'intérieur du boîtier. Le pêne dormant offre aux opérateurs un moyen de faire fonctionner des CAP gonflables sans risquer l'intégrité du boîtier. Les CAP gonflables sont utilisés dans le monde entier pour supporter le poids hydrostatique du ciment lorsque les opérateurs rencontrent des zones de circulation faibles ou perdues. Dans le cadre du programme de conception du tubage, ces CAP sont placés juste au-dessus des zones de circulation perdue où les lavages et les tailles de trous irrégulières sont courants. En raison de ces conditions extrêmes, les CAP gonflables peuvent parfois dépasser les capacités de l'emballeur. Si un puits subit des pertes, cela pourrait créer un chemin d'écoulement de l'intérieur vers l'extérieur, compromettant l'intégrité du tubage. La soupape à pêne dormant est un système intégré à sécurité intégrée qui peut fermer ce chemin d'écoulement.

L'outil Anti Stick-Slip Tool (AST) utilise un algorithme simple pour optimiser l'interface de coupe de roche. Un emplacement sous le moteur à boue donne à l'AST un temps de réponse inférieur à 100e de seconde. C'est bien mieux que n'importe quel contrôle de surface. Depuis 2018, l'AST était également disponible pour le forage combiné en courbe et latéral. La façon dont un trépan PDC normal évacue la surcharge de torsion se fait par excitation axiale, ce qui signifie rebondir sur le fond. Une telle excitation axiale réduit la coupe effective et l'usure du trépan. Avec AST, la même situation est résolue en réduisant momentanément le poids sur le foret pour réduire le couple et maintenir la fraise engagée avec une excitation axiale minimale. La modélisation mathématique indique que ce principe augmentera le ROP d'environ 50 % et doublera le métrage.

Les équipes de forage sont la première ligne de défense pour un événement de contrôle de puits. Les opérateurs et les entrepreneurs en forage ont utilisé l'unité mobile de formation des équipages de Wild Well Control pour améliorer les connaissances, la compréhension et la sensibilisation de leur équipe de forage au contrôle des puits. La formation sur site de Wild Well prépare les membres individuels de l'équipe à comprendre comment garder le contrôle lorsqu'un coup de pied se produit pendant les opérations de forage en direct. L'unité de site de forage mobile est un moyen innovant d'éduquer les équipes de forage sur les signes indicatifs de coups de pied de puits, les compétences de prise de décision critiques dans des scénarios sous haute pression, les techniques de forage appropriées et les procédures de fermeture correctes. Une équipe confiante et bien préparée peut gérer plus facilement les problèmes de contrôle de puits en reconnaissant les problèmes potentiels avant qu'ils ne surviennent et en réagissant rapidement pour maintenir le contrôle du puits en toute sécurité.

La pompe de fracturation hydraulique DuraStim d'AFGlobal a été développée pour surmonter les lacunes de performance de longue date des conceptions triplex et quintuplex. La pompe DuraStim constitue la base de gains considérables en termes de performances de la pompe de fracturation et de l'exécution de traitements de fracturation hydraulique. La pompe DuraStim de 6 000 ch est une pompe à cylindrée variable à basse fréquence et à course longue entièrement automatisée. La contrainte de fin de fluide, une source clé d'usure avec les pompes conventionnelles, est considérablement réduite par les 48 pouces de la pompe. course et un faible taux cyclique de 20 cycles par minute ou moins par rapport à 200 cycles par minute avec des pompes conventionnelles. La pompe triple la puissance produite à partir de la même empreinte que les pompes conventionnelles, réduisant considérablement la complexité de la propagation de fracturation et améliorant la logistique et la sécurité du site de puits.

Chemterra et Air Liquide publient les résultats d'études en laboratoire sur le transport de l'agent de soutènement hydrophobe (c'est-à-dire le sable enrobé de manière hydrophobe) par un fluide aqueux combiné à de l'azote à différentes concentrations sous haute pression (2 000 psi). Les sociétés ont constaté que cette combinaison permet une amélioration significative du transport de l'agent de soutènement par rapport à un agent de soutènement conventionnel (c'est-à-dire du sable non revêtu sans ajout d'azote). Cela confirme l'attente selon laquelle les particules d'agent de soutènement adhérant aux bulles de gaz améliorent les propriétés de transport et donc la conductivité globale de la fracture. L'augmentation de la fraction volumique d'azote gazeux dans le fluide de fracturation améliore considérablement la suspension de l'agent de soutènement, en particulier pour les agents de soutènement de plus petite taille.

Le système Stronghold d'Archer a fait ses preuves sur le terrain avec plus de 140 parcours dans le monde. Ses antécédents montrent une amélioration significative de la fiabilité du système à trois trajets de première génération au nouveau système robuste à un trajet. Le nouveau système Stronghold Barricade+ amélioré est le dernier ajout à la famille Stronghold. Il a des capacités de circulation, de pression et de dérivation plus élevées pour augmenter les performances des opérations de perforation, de lavage et de cimentation, en particulier pour les applications à double anneau et les grands diamètres de tubage. Le système Barricade+ offre une alternative économique et efficace aux techniques traditionnelles d'enfichage et d'abandon. Lors de la conception du système Barricade, les ingénieurs se sont concentrés sur l'efficacité, la flexibilité et la fiabilité.

Un nouveau flux de travail de complétion intégré a suivi les marqueurs d'ADN naturels dans les fluides produits et les déblais de puits pour estimer les contributions à la production par étape de complétion. Lorsque le puits est passé à la production, les fluides produits ont été collectés pour analyse d'ADN et comparés aux marqueurs d'ADN dérivés des boutures. L'analyse intégrée montre une productivité plus élevée aux stades de la pointe et du talon et un manque de production aux stades intermédiaires. Les rapports d'achèvement ont indiqué que les étages latéraux intermédiaires avaient des difficultés d'achèvement et peu ou pas de placement de sable pendant les opérations de fracturation. Les extrémités des orteils et du talon ont été achevées comme prévu. Alors que le rapport de géodirection indique que le puits était en formation, les rapports de complétion indiquent une fracturation hydraulique réussie. Comprendre la contribution latérale par étape peut conduire à des programmes de forage révisés et à une meilleure compréhension de la productivité des puits.

Blackhawk Specialty Tools, une division de Frank's International, propose une gamme de bouchons de fracturation, y compris le bouchon de fracturation composite BIG EASY et le bouchon de fracturation soluble BLACK GOLD qui ont fait leurs preuves sur le terrain pour gérer les applications les plus difficiles. Le bouchon de fracturation BIG EASY fournit une barrière à court terme pour séparer les étapes pendant les opérations de stimulation. La conception entièrement composite du corps et du glissement permet au client de retirer facilement la barrière et de conserver l'eau en laissant la bille en place. Il offre une plus grande polyvalence lors des opérations de fracturation et évite les glissements couramment rencontrés avec ce type d'outils. Le matériau hautement technique permet des temps de forage de 4,5 à 6 minutes avec des procédures de forage standard.

Le système de démarrage à chaud Hibernate de C&J Energy Services offre la possibilité d'arrêter automatiquement les moteurs de pompe de fracturation entre les étapes, puis d'effectuer des démarrages groupés à distance lorsqu'il est temps de pomper à nouveau. Au cours de 62 jours d'essais récents sur le terrain sur une flotte de l'ouest du Texas, le système a réduit le ralenti du moteur d'environ 54 % et le nombre total d'heures du moteur de 32 %. Prévues pour une utilisation de 300 jours par an (en utilisant les prix moyens du carburant sur la durée des tests), les économies s'élèvent à 1,29 million de dollars pour une flotte de 18 camions. Les économies annuelles totales projetées (compte tenu à la fois des économies de carburant et des réductions d'entretien) étaient de 1,52 million de dollars pour la flotte. La minimisation du temps de fonctionnement et de la maintenance contribue également à l'amélioration des performances environnementales et à la réduction des risques pour la sécurité du personnel.

À une époque d'opérations de fracturation simplistes et de systèmes de fluides de base, l'ingénierie en temps réel est toujours nécessaire pour être un opérateur efficace. La réduction du temps non productif (NPT) sur site est un processus actif, et disposer d'informations exploitables relatives aux événements de dépistage en attente peut être essentiel pour améliorer l'efficacité opérationnelle. Les ingénieurs de Calfrac utilisent une technique de superposition de graphiques pour analyser les réponses de pression en temps réel, empêchant les écrans et le NPT. Cette technique a d'abord été développée pour déterminer l'efficacité des gouttes de dérivation et permettre une optimisation en temps réel (article SPE-194336). L'application de cette technique pour comparer les étapes précédentes ou décalées permet aux ingénieurs de Calfrac d'identifier les tendances de pression qui s'écartent des succès précédents de placement de frac. Obtenir des recommandations proactives et exploitables avant une sélection offre toujours plus d'opportunités d'amélioration de l'efficacité qu'une analyse post-emploi.

La nouvelle technologie d'imagerie acoustique de fond de trou haute résolution de DarkVision offre aux opérateurs une vue à 360 degrés à l'intérieur de leurs puits, quelle que soit la clarté du fluide. Contrairement aux systèmes optiques, la technologie utilise des ondes sonores à haute fréquence pour voir, ce qui lui permet d'imager à travers des fluides opaques à un niveau submillimétrique. L'outil peut être déployé à l'aide de n'importe quel système filaire standard, bobine électrique ou tracteur dans une gamme d'applications allant des puits thermiques aux puits de schiste. La technologie est utilisée par les opérateurs pour évaluer un large éventail de problèmes tels que les dommages au tubage, la corrosion, l'érosion et l'état des manchons coulissants. DarkVision est largement utilisé pour l'analyse des perforations afin de mesurer la taille et la forme des perforations individuelles, d'évaluer l'efficacité des grappes et l'efficacité de la conception de la complétion. DarkVision a géré ses outils d'imagerie avec 16 opérateurs différents en Amérique du Nord.

La technologie la plus récente de Deep Imaging Technologies réduit l'incertitude pour les opérateurs en fournissant une vue en temps réel du mouvement de leur fluide de fracturation. En observant où va réellement le fluide, les opérateurs peuvent découvrir ce qui se passe réellement et effectuer des ajustements ciblés qui réduisent les coûts et améliorent la valeur actuelle nette. Par exemple, ils peuvent voir si un puits enfant fuit dans un puits parent, si les étapes se chevauchent ou si le placement du puits est correct. L'entreprise suit le mouvement des fluides en créant un champ électromagnétique au-dessus du sol, hors du sol et au-dessus de l'horizontale. Le champ est modifié lorsque le fluide de fracturation pénètre dans le réservoir, et ces modifications sont cartographiées. En comprenant comment les étages interagissent avec les étages et les puits interagissent avec les puits, les opérateurs effectuent des changements éclairés et réalisent des coûts de complétion réduits et une production améliorée.

La technologie VORARAD est un système de revêtement en polyuréthane formulé pour les agents de soutènement qui simplifie les opérations de fracturation hydraulique à basse température. Le système remplit deux fonctions essentielles : le contrôle du reflux de l'agent de soutènement et la capture du radium en fond de trou. Des expériences en laboratoire mesurant l'absorption du radium par les agents de soutènement contenant du VORARAD démontrent la capacité de la technologie à séquestrer sélectivement le radium dans une gamme de conditions, allant de la période de reflux précoce aux étapes ultérieures du cycle de vie du puits. Dans une série de tests sur cinq échantillons de reflux et deux échantillons d'eau de terrain produits avec des concentrations de base de Ra-226 variant de 1 230 à 9 750 pico Curie (pCi) par litre, l'absorption cumulative de Ra-226 s'est avérée comprise entre 455 pCi/lb et 823 pCi/lb d'agent de soutènement. Sur la base de ces résultats, on estime que 5 900 μCi de radium seront captés sur un an, lorsque 25 % du mélange de soutènement utilisé est du soutènement VORARAD.

Le système d'alignement DS NLine de DynaEnergetics fournit un alignement de charge exact entre les modules de pistolet, assurant une perforation précise dans une direction choisie. Chaque module peut être tourné indépendamment puis verrouillé en place lorsqu'il est aligné avec les pistolets adjacents. Cela permet à l'ensemble de la chaîne de porteuse plug-and-perf de tirer des charges dans une direction prédéterminée, telle que la direction de la contrainte maximale ou loin des lignes de contrôle ou des fibres optiques. Pour l'orientation en fond de trou, le nouveau système utilise des sous-marins de localisation basés sur des ailettes pour obtenir des résultats dans la fenêtre optimale de l'orientation choisie. Conçu dans un souci de sécurité et d'efficacité du site de puits, le sous-marin DS NLine présente les mêmes avantages que les autres systèmes DynaStage, tels que l'utilisation de charges creuses optimisées pour les fractures, un ensemble de détonateur à sécurité intrinsèque, des tests de chaîne complets et une confirmation du système avant le rodage. trou.

EKU Power Drives Inc. a lancé Vulcan, un réchauffeur de liquide de refroidissement intelligent à moteur diesel d'une puissance de 60 kW. Avec ce nouveau produit, EKU Power Drives peut moderniser les pompes de fracturation qui fonctionnent dans des zones avec des températures ambiantes allant jusqu'à -40 C (-40 F). Le réchauffeur de liquide de refroidissement fonctionne en conjonction avec le contrôleur de veille du moteur, un système réduisant le temps d'inactivité des pompes de fracturation jusqu'à 90 %. Le réchauffeur de liquide de refroidissement répond à deux exigences différentes : il peut préchauffer de manière optimale avant le premier démarrage de la pompe de fracturation au niveau du puits, ce qui réduit le temps de démarrage, ainsi qu'après l'arrêt de la transmission, lorsqu'il maintient la pompe de fracturation amorcée pour être redémarrée à tout moment. sous pleine charge.

Les opérateurs améliorent leurs finitions plug-and-perf (PNP) avec le système de perforation amélioré par propulseur Kraken d'Enhanced Energetics. Dépassant les limites de la perforation conventionnelle, les boosters de propulseur génèrent une pression de gaz à une vitesse qui fracture la roche en tension tout en étant suffisamment rapide pour éviter l'effet de fuite. Cet événement de pression décompose chaque tunnel de perforation, permettant aux fluides de fracturation d'entrer dans la formation au-delà de la zone endommagée causée par la perforation standard et de s'initier à une pression réduite. En prétraitant les tunnels de perforation de cette manière, les opérateurs peuvent également augmenter l'efficacité de la fracture, c'est-à-dire le pourcentage de perforations dans une étape qui prend du fluide et de l'agent de soutènement. L'utilisation de cette technologie peut remplacer le besoin d'acide sur les opérations de fracturation initiales. La perforation Kraken est une solution technique qui offre cohérence et répétabilité pour compléter des puits à haute performance.

Le rapport de l'Occupational Safety and Health Administration des États-Unis sur les taux de blessures graves (2015-2016) suggère que les opérations pétrolières et gazières ont enregistré 346 blessures graves avec près de 150 blessures pour 100 000 travailleurs. De plus, le rapport de 2015 de l'Environmental Protection Agency des États-Unis sur les déversements suggère que 19 % de tous les déversements sont dus au fluide de fracturation. FTSI maintient le HSE au cœur de toutes les initiatives à l'échelle de l'entreprise. En 2018, FTSI a introduit le National Operations Center (NOC), qui surveille et assiste à distance toutes les opérations et initiatives sur le terrain. Le NOC utilise le flux de données de sortie du moteur et des algorithmes propriétaires de santé du moteur pour surveiller la qualité de l'équipement et des outils d'analyse vibratoire pour prévoir les pannes d'équipement et effectuer une maintenance préventive basée sur les données. Cela a grandement aidé FTSI à réduire son empreinte de déversement tout en améliorant l'efficacité de pompage de 9 % pour ses clients.

Les systèmes de manchons de fracturation monobore Elect utilisent le cadre mécanique d'un manchon de fracturation standard, mais intègrent également un sous-ensemble électronique qui abrite une carte électronique, des batteries et un verrou électrohydraulique à usage unique. Il en résulte la possibilité de déployer une pièce de tubage inerte dans le puits de forage qui contient un cerveau numérique attendant la commande pour se transformer en n'importe quel type de manchon de fracturation requis dans un puits de forage. Si un nombre illimité de points d'entrée unique est requis, le système peut inclure un déflecteur et indiquer au manchon le nombre de balles à compter. Si des points d'entrée multiples ou un manchon d'orteil sont nécessaires, le système peut fonctionner tel quel et indiquer quand s'activer. Les manchons Elect offrent un nombre illimité d'étapes dans les opérations de fracturation en plusieurs étapes.

L'additif de contrôle du reflux de l'agent de soutènement PropShield de Hexion est un moyen économique de contrôle du reflux de l'agent de soutènement. Cet agent de contrôle du reflux liquide est appliqué directement sur place dans la cuve du mélangeur et peut être appliqué sur tout type d'agent de soutènement, quelle que soit la taille des mailles. L'additif PropShield est livré directement sur le site du puits dans des conteneurs en vrac Hexion. Il est efficace sur une large gamme de températures de fond de trou et est compatible avec les additifs de fluide de fracturation les plus couramment utilisés. Les résultats de terrain dans le bassin permien, l'Oklahoma et le Canada ont démontré jusqu'à 80 % de réduction du reflux d'agent de soutènement par rapport aux puits de compensation.

La fracturation hydraulique repose sur une chaîne d'approvisionnement complexe en agents de soutènement impliquant de nombreuses parties et variables. La plate-forme logistique PropDispatch améliore l'efficacité opérationnelle et réduit les coûts grâce à des données exploitables en temps réel. Dernier ajout à la solution de soutènement du dernier kilomètre PropStream de Hi-Crush, le logiciel permet une visibilité, une automatisation et une acquisition de données en temps réel via une plate-forme de communication commune pour garantir que toutes les parties ont accès aux mêmes informations pour une prise de décision rapide. La technologie PropDispatch automatise également le processus de commande, d'expédition, de transport et de facturation de chargements de camions de soutènement. Le logiciel complète les systèmes de conteneurs et de silos de PropStream en fournissant une solution flexible, sûre et efficace pour la gestion des volumes d'agents de soutènement, des conceptions de fracturation et des empreintes de puits. L'intégration de logiciels et d'équipements spécialement conçus est une étape majeure dans l'avancement de la logistique des agents de soutènement.

Le système d'alimentation avancé PowerCell répond aux défis de HSE, d'émissions, de coûts d'exploitation et d'empreinte rencontrés dans les opérations de fracturation. Les tracteurs ne sont plus tenus de démarrer les pompes de fracturation ou d'être couplés en permanence. Le système réduit le temps d'inactivité de la pompe de fracturation de 85 %, prolongeant ainsi la durée de vie de la pompe. Les autres avantages comprennent une réduction de la consommation de carburant de 30 % à 40 % et une réduction des émissions de NOx de 25 % et des émissions de CO de 65 %. Le PowerCell permet un véritable démarrage à distance des pompes de fracturation, éliminant ainsi l'exposition du personnel à la zone rouge. Moins d'équipement sur le site et l'élimination des tracteurs réduisent considérablement l'empreinte opérationnelle, généralement de 35 %. Le système fournit également une alimentation électrique, hydraulique et pneumatique primaire ou secondaire pour les équipements auxiliaires, offrant ainsi une redondance pour les opérations. Le PowerCell peut alimenter le fourgon de données, les tours d'éclairage, l'équipement de manutention du sable ainsi que les outils de maintenance et d'exploitation à partir d'un seul système. Cette technologie s'intègre parfaitement à toute propagation de fracturation et le retour sur investissement est généralement de deux à trois mois.

National Oilwell Varco (NOV) a développé le nouveau BPS Maxx pour une utilisation dans les complétions horizontales afin d'établir une injection de fluide sans intervention au pied, éliminant ainsi le besoin de pistolets perforateurs traditionnels transportés par tube. Le BPS Maxx a trois fois plus de surface d'écoulement que le BPS d'origine, ce qui réduit le risque de colmatage dû aux débris laissés dans le puits après les opérations de cimentation. Récemment, un opérateur majeur du bassin d'Anadarko avait besoin de maximiser les contributions de la roche réservoir, d'augmenter l'efficacité et de minimiser les risques lors des opérations de plug-and-perf. L'opérateur a installé trois sous-marins BPS Maxx avec deux joints de tubage entre eux pour créer le premier groupe d'étages de fracturation, éliminant ainsi l'initiation des orteils et les travaux de pré-préparation. La solution a permis un taux de stimulation moyen de 96 bpm à une pression de traitement de surface maximale de 8 800 psi et a aidé l'opérateur à obtenir des images supplémentaires du réservoir.

La solution du dernier kilomètre Arrows Up d'OmniTRAX aide les entreprises à organiser du sable en prévision d'une augmentation de la demande sans les besoins en capitaux liés à la construction d'un terminal, et l'offre de transport ShaleTECH de l'entreprise déplace les conteneurs unitisés Arrows Up exactement là où ils sont nécessaires quand ils sont nécessaires pour optimiser la chaîne d'approvisionnement énergétique étendue. Le transport du dernier kilomètre de l'agent de soutènement vers les têtes de puits continue d'être le plus gros problème logistique auquel sont confrontées la plupart des entreprises de services pétroliers et d'E&P. Cela nécessite de plus en plus une solution logistique gérée avec des opérations évolutives et flexibles, comme les offres Arrows Up et ShaleTECH Transport, qui réduisent le temps non productif et minimisent les surestaries tout en atténuant l'exposition à la poussière de silice.

Le nombre de puits horizontaux complétés avec des longueurs latérales supérieures à 3 048 m (10 000 pieds) dans des zones non conventionnelles à travers les États-Unis a considérablement augmenté. Bien que les embranchements à portée étendue offrent une plus grande couverture de réservoir, un plus grand nombre d'étages et, par conséquent, une production plus élevée, cela n'a pas été sans défis. Un défi particulier est le temps et le coût nécessaires pour fraiser efficacement les bouchons de fracturation de chaque étape avant la production. La dernière innovation de Packers Plus Energy Services est une suite de bouchons de fracturation qui améliore le déploiement et réduit/élimine les opérations de broyage, ce qui permet de gagner du temps et de réduire les risques. La suite d'offres comprend la prise Lightning, la prise composite LightningPLUS et la prise soluble LightningBOLT. L'un des premiers déploiements sur un puits au Texas a prouvé l'efficacité de broyage des bouchons, puisque 18 bouchons ont été broyés avec un temps moyen de 12,67 minutes et des déblais de taille favorable vus en surface. Depuis l'introduction de cette ligne de bouchons de fracturation de courte longueur, plus de 3 000 ont été installés.

Une production de sable inattendue et incontrôlée peut contribuer à des temps d'arrêt de la production, à des problèmes environnementaux et à l'usure des équipements, entraînant des pannes catastrophiques. Lorsqu'une supermajor a découvert des quantités de sable produites à partir de ses puits, elle a demandé à Proserv de développer un système sûr pour quantifier les solides. Un échantillonnage efficace est difficile lorsque les puits contiennent des rapports gaz-pétrole élevés, du H2S et des problèmes de slugging. Il est essentiel que les propriétés physiques, y compris la densité, la fraction volumique, la taille des particules et la morphologie, soient comprises pour aider à quantifier les risques. Les propriétés chimiques et minéralogiques sont essentielles pour évaluer les facteurs, y compris la corrosion potentielle. Standardisé sur tous les actifs, Proserv a fourni à son client un système fermé de filtration sur sable qui a simplifié le processus d'échantillonnage simultané du pétrole, du gaz, de l'eau et des solides, tout en réduisant les risques HSE.

Le problème croissant des interactions de fracture de puits à puits dans les zones de schiste nord-américaines dicte le besoin de mesures d'espacement interlatéral plus précises. Les techniques d'arpentage de puits de forage conventionnelles ne peuvent à elles seules garantir un placement optimal en raison des erreurs systématiques qui dominent l'incertitude dans les mesures de trajectoire de puits. Cette incertitude entrave la stimulation optimale du champ et la modélisation de la production car les données historiques de positionnement du puits de forage utilisées dans l'analyse statistique sont inexactes. Avec les prix actuels des produits de base, l'industrie ne peut pas se permettre un développement de champ sous-optimal causé par un placement de puits imprécis. La solution à ce problème consiste à mesurer directement la position d'un puits à l'autre à l'aide du système de télémétrie Lodestone de Scientific Drilling International. Lodestone peut identifier la cause des interactions entre les puits de forage en raison de la proximité, ce qui permet aux opérateurs de mettre en œuvre des mesures pour améliorer la récupération des hydrocarbures et atténuer les pertes financières dues aux impacts de fracturation.

La nouvelle technologie Seismos-Frac est la première plateforme plug-and-play pour les mesures en temps réel du réseau de fractures lors des opérations de fracturation hydraulique. La technologie, dans sa configuration simple et non invasive qui comprend deux capteurs fixés à la valve à ailettes, fournit des mesures directes et complètes des propriétés du réseau de fracture fournies étape par étape, permettant des complétions intelligentes. Les livrables s'étendent au-delà de la géométrie (longueur, largeur et hauteur) et incluent des mesures précises de la complexité du réseau, de la conductivité et de la distribution des agents de soutènement pour le champ proche et lointain. Avec des résultats fournis dans les 10 minutes suivant la fin du pompage d'un étage donné, les opérateurs peuvent revoir les mesures, évaluer les performances d'un étage donné, utiliser les apprentissages sur les étages successifs et décider d'adopter ou non une nouvelle approche de complétion. Tester les changements dans les volumes de lisier, les débits de pompage, les concentrations d'agents de soutènement, les additifs chimiques et d'autres variables de complétion devient facile lorsque l'effet de telles décisions peut être traduit en mesures de réseau de fractures en temps réel et évalué progressivement d'un état à l'autre. Les interférences potentielles entre les puits et les coups de fracturation peuvent être évitées grâce à une compréhension en temps réel de la hauteur et de la longueur de la fracturation.

SNF a lancé son système d'hydratation mobile PowderFrac X Gen II qui utilise un réducteur de friction de poudre à hydratation rapide (FR) pour une application rapide dans la fracturation en eaux vives. Les débits de dosage vont de 0,25 à 6 gpt d'équivalent FR d'émulsion liquide à des débits de frac de 100 bbl/min. Le dosage est automatisé, fournissant ainsi des données en temps réel. Des études confirment des réductions de dosage de 25 % de FR tout en abaissant la pression de 1 000 psi en moyenne par rapport à la FR en émulsion. Le système crée également des niveaux de dosage à haute viscosité pour le transport de l'agent de soutènement, éliminant ainsi le besoin de gel linéaire. Une autre étude documente le transport de sable à 5,5 ppa avec des dosages FR aussi bas que 5 lb/1 000 gal. Enfin, l'utilisation de FR sèche réduit les coûts de transport et les émissions en éliminant les volumes de fluide porteur requis avec les émulsions et les boues.

Convoy PPS de Solvay est une nouvelle technologie qui offre une capacité de transport d'agent de soutènement avec une viscosité minimale du fluide. Le fluide a été développé en innovant dans la chimie des polymères synthétiques pour fournir une intensité d'agent de soutènement beaucoup plus élevée par puits, tout en déployant une quantité égale ou moindre d'eau et de produits chimiques et une capacité de pompage améliorée pour permettre un fonctionnement plus efficace. La capacité de Convoy PPS à fournir une distribution idéale de l'agent de soutènement sur l'ensemble de la fracture sans aucun tassement ni formation de dunes traduit une intensité élevée de l'agent de soutènement dans la surface maximale étayée, améliorant considérablement l'efficacité de la fracture. Tout cela est réalisé avec un seul système d'additif qui est manipulé comme un réducteur de friction conventionnel et facilement cassé avec des brise-roche conventionnels.

MajiFrac de Tendeka est une nouvelle suite d'applications qui vise à réduire la consommation d'eau et le temps de pompage pendant les opérations de complétion tout en maintenant une efficacité de fracturation efficace. L'offre déployée séquentiellement sur mesure combine les technologies respectueuses de l'environnement suivantes : le bouchon composite FracRight résistant aux acides de la société ; le HCR-7000-WL, un acide de fer de lance modifié compatible filaire ; et l'un des réducteurs de friction à haute viscosité MajiFrac de Tendeka avec transport et suspension d'agent de soutènement dans une large gamme d'environnements, de l'eau douce à l'eau produite à 100 % (les charges ultra-faibles requises pour la réduction de la friction entraînent un minimum de résidus de polymère laissés dans la formation). Dans un exemple, MajiFrac a permis d'économiser jusqu'à 50 000 barils d'eau et de réduire les temps de fonctionnement des pompes de 200 heures.

Depuis le lancement du portefeuille de bouchons de fracturation tout composite Minima au deuxième trimestre de 2018, Weatherford a réalisé avec succès plus de 15 000 installations de bouchons tout en obtenant un taux de réussite de 99,6 %. Le bouchon de fracturation composite Minima a une conception unique combinant un bouchon court et fiable avec un temps de broyage inégalé. La conception compacte réduit les débris dans le puits de forage, permettant aux opérateurs de nettoyer plus efficacement et de mettre leurs puits en production plus rapidement qu'avec les options concurrentes. Des résultats de nettoyage cohérents et prévisibles sont obtenus, voire prouvés, sur des puits de forage avec des conditions exigeantes de plus de 80 bouchons et des longueurs latérales dépassant 3 km (2 miles).

Weir Oil & Gas a récemment publié sa tête de puits à anneau de verrouillage unitisé (ULR) mise à jour et éprouvée sur le terrain. La nouvelle tête de puits ULR présente une conception normalisée pour les jeux de schiste aux États-Unis qui s'adapte à 95 % des configurations de tubage dans les 11 pouces. ou 135⁄8 po. tailles nominales. Son boîtier de tête de tubage standardisé augmente la flexibilité et la vitesse. La tête de puits ULR permet des connexions en 15 minutes ou moins tout en améliorant la sécurité. Les capacités à quatre cordes en option offrent aux opérateurs une plus grande adaptabilité à l'augmentation des profondeurs de puits et des longueurs latérales. L'étanchéité améliorée permet une meilleure compatibilité chimique et une meilleure fiabilité opérationnelle tandis que les bagues de verrouillage robustes orientées vers l'intérieur réduisent les voies de fuite.

Les performances de production sont impactées par de nombreux facteurs, le défi consiste donc à découvrir les tendances de tout le bruit. QRIpedia™ est un service de capture de connaissances et d'aide à la décision pour un bassin et/ou une région. Pour les opérateurs qui n'ont foré que quelques puits ou qui n'ont pas accès à de grandes quantités de données de puits, QRIpedia™ exploite les connaissances au niveau du bassin capturées par la sculpture de données volumineuses - intégrant une variété de sources de données appliquées à la superficie environnante. En utilisant une technologie d'IA augmentée différenciée et supérieure, des réponses rapides et scientifiques sont fournies pour les éléments suivants :

Les systèmes de levage de tiges d'aujourd'hui sont confrontés à des défis liés à une usure excessive qui interrompt la production et augmente les coûts de levage artificiel. Des défaillances récurrentes dans un puits pompé par tige de pompage se produisent dans les zones du train de tiges où le contact entre la connexion de la tige de pompage et le tubage devient irrégulier sur les charges latérales. Apergy a développé le nouveau rotateur de tiges Norris Sure-Spin HTSG, qui est conçu pour atténuer l'usure des tiges, des tubes et des accouplements et des guides, réduisant ainsi les interventions coûteuses sur les puits. Conçu pour un guidage et un couplage circonférentiels uniformes, ainsi que pour l'usure, le rotateur de tige Sure-Spin peut surmonter cinq fois la traînée de torsion offerte par les concurrents. Le système d'encart de verrouillage de la pince à tige polie du rotateur de tige Norris Sure-Spin entraîne efficacement la rotation de la tige pour les puits non conventionnels les plus difficiles.

Un nouveau flux de travail intégré a été utilisé sur un puits exploratoire du bassin permien qui a suivi les marqueurs d'ADN dans les fluides produits et les a comparés à une ligne de base d'ADN dérivée de boutures de puits. Ce processus a généré une estimation 4-D de la hauteur de drainage de la fracture. L'intégration de la hauteur de drainage avec les courbes de déclin au fil du temps a fourni un aperçu des performances de production. Les taux de production correspondaient initialement à une courbe de déclin prévue du modèle de réservoir avec la contribution de quatre intervalles. Alors que la production diminuait en dessous des taux prévus, les hauteurs de drainage des fractures indiquaient une réduction des zones contributives de quatre à deux. Poursuite de la baisse plus rapide que prévu, accompagnée d'une nouvelle réduction à un seul intervalle. Ainsi, l'intégration d'une hauteur de drainage de fracture dérivée de l'ADN à l'analyse du déclin de la production a permis de nouvelles informations sur la cause du déclin au-delà des courbes de type attendues.

Dans les applications de puits non conventionnelles, les pompes submersibles électriques (ESP) subissent des conditions de puits difficiles et abrasives. Des taux de déclin rapides, des volumes de gaz croissants et un écoulement instable, qui sont typiques des puits non conventionnels, peuvent entraîner un ESP fonctionnant fréquemment dans des conditions de poussée descendante. La pompe à paquets Borets est mieux à même de résister à une poussée prolongée grâce à l'innovation dans sa conception, ce qui se traduit finalement par une usure réduite et une durée de vie de la pompe plus longue. Utilisant la même technologie de paquet dans le gestionnaire de gaz Vapro, les pompes Borets Packet et Vapro ont été installées dans plus de 1 200 puits dans le monde depuis 2014, dont plus de 180 puits dans le bassin permien. Certains de ces systèmes continuent de fonctionner pendant plus de 800 jours.

EDGE utilise la technologie Cryobox pour convertir à la source le gaz autrement gaspillé en GNL avant de le distribuer sur le marché via sa solution logistique de pipeline virtuel. Avec tous les équipements livrés par camion, configurés en quelques heures et peu ou pas d'investissements requis par les propriétaires d'actifs, EDGE monétise des actifs qui seraient autrement bloqués ou brûlés. On estime que les puits échoués représentent jusqu'à 60 % des réserves mondiales, indiquant l'ampleur de cette ressource inexploitée. EDGE combine la technologie Cryobox avec sa solution logistique Connected Gas pour créer le pipeline virtuel, produisant jusqu'à 10 000 gal/j de GNL. EDGE opère même dans les endroits les plus éloignés tandis que le processus aide à réduire l'impact environnemental du torchage du gaz en cours de route.

Certains producteurs évitent de surveiller les têtes de puits, les parcs de stockage, les pipelines et autres actifs distants avec des systèmes de détection de gaz toxiques conventionnels en raison des coûts de câblage élevés et d'autres problèmes logistiques. En conséquence, ils s'appuient souvent sur des appareils portables de surveillance des gaz sans capacité d'alerte précoce, ou pire, choisissent de ne pas surveiller du tout les zones sensibles. Le détecteur de gaz sans fil Rosemount 928 d'Emerson exploite la puissance de WirelessHART pour simplifier l'intégration, réduire les coûts d'installation et garantir la sécurité dans ces zones difficiles d'accès. Le 928 dispose désormais d'un module d'alimentation et d'un capteur interchangeables, qui peuvent détecter le monoxyde de carbone et l'oxygène ainsi que le H2S, élargissant l'efficacité du système de sécurité et améliorant la sécurité opérationnelle là où elle est le plus nécessaire.

Pour améliorer les taux de production des entreprises E&P utilisant des systèmes de levage de tiges sur des puits à volume élevé, Endurance Lift Solutions a lancé la tige de pompage en fibre de verre à haut débit de la série 300. Les raccords d'extrémité à haut débit réduisent la chute de pression à travers chaque connexion tout en augmentant la zone de flux de production de plus de 40 %. En réduisant les restrictions de débit, la vitesse moyenne du fluide à travers la connexion de couplage est réduite d'environ 31 %, ce qui améliore la résistance à la corrosion, à l'érosion et à l'accumulation de paraffine. Ce paradigme réduit également l'usure de la connexion sur le tube et les défaillances de compression. Enfin, avec la zone de débit accrue, les opérateurs peuvent remplacer les tiges de pompage en fibre de verre à haut débit de la série 300 par des pompes submersibles électriques à plus faible volume.

Le NuFlo X de FTSI est un copolymère à base d'acide non polylactique (PLA) qui permet une déviation supérieure grâce à l'épaississement par cisaillement et à la distribution de la taille des particules. Les déviateurs temporaires à base de polymères tels que le PLA sont bien connus dans les finitions. Cependant, ces produits dépendent des températures élevées et de l'eau pour s'hydrolyser. Lorsque les températures de la formation ne sont pas suffisamment élevées, ces types de déviateurs s'hydrolysent partiellement ou pas du tout, encrassant ainsi les équipements de production ou restant en permanence sur la face de la formation. NuFlo X se dissout complètement à des températures aussi basses que 43 C (110 F) et a été utilisé dans des réservoirs jusqu'à 107 C (225 F). Ce déviateur soluble dans l'eau est un produit non toxique qui ne se resolidifie pas pendant le nettoyage du puits et ne s'agglomère pas à des températures de surface élevées.

La gestion du sable produit est devenue une priorité majeure sur le marché non conventionnel. À l'aide de capteurs à ultrasons, Greene's a investi des ressources importantes pour évaluer l'efficacité de séparation du sable d'un certain nombre de technologies de séparateur. Greene's a utilisé ces connaissances pour investir dans la meilleure technologie de séparateur de sable et aider ses clients à mieux gérer le sable. Les avantages financiers de la surveillance du sable sont réalisés en réduisant considérablement le potentiel de contournement du sable, mais permettent également une meilleure efficacité de l'équipement et du personnel. La surveillance du sable réduit également les coûts globaux des clients en permettant aux clients d'aller sans homme sur les sites en utilisant une combinaison de moniteurs de sable et de personnel de terrain itinérant pour vider les séparateurs. L'équipement de surveillance du sable détecte les bouchons de sable et alerte le personnel. Une réponse rapide aux événements de sable garantit que l'équipement de gestion du sable fonctionne à son efficacité maximale, réduisant la quantité de sable qui contourne l'équipement et atténue le potentiel de dommages ou de nettoyage des équipements permanents et les pertes de production.

La certification ValidTorque est un processus de test que MRC Global a développé pour les vannes automatisées destinées à un service critique ou lié à la sécurité. Le nouvel équipement de test et de vérification des vannes automatisées établit le véritable facteur de sécurité à la livraison pour les nouvelles vannes automatisées et établit une référence ou un ensemble de caractéristiques de fonctionnement de base pour comparer les changements de performances à mesure que la vanne automatisée vieillit. ValidTorque vérifie l'ensemble de l'assemblage de la vanne automatisée avant la livraison ; quantifie le facteur de sécurité tel que construit ; fournit une base technique et des critères d'acceptation pour les essais en service ; et rend la vanne automatisée complète "prête pour le numérique". En conséquence, ValidTorque offre un coût global inférieur associé à la maintenance et aux tests des vannes, une couverture de test d'épreuve plus élevée, une probabilité de défaillance plus faible à la demande et une confiance dans les performances du système de sécurité associées aux vannes automatisées.

Après des décennies où les opérateurs ont adhéré à un espacement d'équidistance entre les vannes dans les systèmes de levage à gaz, de nouvelles ressources de données conduisent à une plus grande production et à une conception plus rentable. Les données des relevés de pression de fond de trou d'écoulement révèlent que l'espacement des vannes est critique et qu'il existe parfois une communication entre les tubes et le tubage là où il ne devrait pas y en avoir. Pour résoudre ces problèmes et d'autres, les ingénieurs de Production Lift ont développé la méthode de levage de gaz à haut débit basée sur le GLR (rapport gaz-liquide). Les essais sur le terrain montrent que cette méthode produit des puits à des taux plus élevés que les conceptions traditionnelles à équidistance entre parenthèses et permettra une transition plus facile du haut vers le bas, avec moins de vannes. Cela augmente la production tout en réduisant les coûts d'installation. Taux de 2 500 b/j en 27⁄8 po. les tubes sont facilement réalisables, avec des débits jusqu'à 3 000 bbl/j enregistrés. Dans les bonnes circonstances, des taux de production encore plus élevés sont possibles.

Lorsqu'un puits éloigné subit un arrêt, le temps d'arrêt qui en résulte peut affecter les revenus de production, car les travaux de maintenance peuvent nécessiter un temps considérable. La Smart Box de Proserv est un système de surveillance en temps réel pour évaluer les puits inaccessibles. Il fonctionne en collectant des informations à partir des équipements de production sur le site et en transmettant des alertes régulières au personnel directement sur les appareils mobiles via SMS. L'entreprise a récemment terminé avec succès un essai de six mois impliquant des puits isolés dans le désert pour une compagnie pétrolière nationale du Moyen-Orient. Les puits avec des arrêts fréquents ont été spécifiquement sélectionnés pour l'essai. Les messages d'état de santé reçus deux fois par jour ont réduit le besoin d'inspections physiques, tandis que les alertes d'arrêt ont permis à l'opérateur de réagir rapidement aux problèmes potentiels.

Dans le but de réduire les coûts et d'accroître l'efficacité, les producteurs de pétrole et de gaz passent de champs à puits unique à des sites à puits multiples. Ces opérations plus complexes nécessitent des données et des contrôles plus importants, ce qui rend la mesure plus difficile et crée plus de dépenses en capital pour les producteurs. Le calculateur de débit de pétrole et de gaz intégré au châssis a été développé par ProSoft Technology pour réduire le coût et la complexité des systèmes d'automatisation des plateformes de puits. La solution s'intègre de manière transparente aux contrôleurs Rockwell Automation Logix pour aider les producteurs de pétrole et de gaz à éviter les obstacles des sites d'unités terminales distantes traditionnels et à réduire les coûts, même avec un nombre de puits plus élevé. L'utilisation de cet ordinateur de débit permet aux producteurs de disposer d'une architecture unique pour le contrôle et la mesure, ce qui permet de réduire les coûts de matériel, de logiciel et de licence, d'optimiser les opérations et de simplifier le déploiement et l'évolutivité. De plus, il utilise une seule connexion haut débit aux systèmes SCADA, améliorant ainsi l'intégrité et la précision des données.

Le Spy Pro de Sercel-GRC est le seul manomètre pour pompe submersible électrique (ESP) disponible avec une conception de joint soudé étanche métal sur métal. Il est déployé avec succès dans des puits de pétrole de schiste non conventionnels où la technologie exclusive permet aux opérateurs de continuer à surveiller les performances du puits, même lorsque la connexion du moteur est complètement immergée dans l'eau. Le canal Spy Pro Vibration Z fournit des données importantes sur le comportement des effets de coups fréquents des longs latéraux, tandis que le canal de points Spy Pro WYE fournit des données critiques concernant le comportement électrique et la durée de vie des systèmes ESP. Conçue pour être compatible avec n'importe quel moteur ESP, la famille Spy Pro comprend plusieurs options de configuration, notamment une métallurgie résistante à la corrosion, divers adaptateurs de moteur et une mesure de la pression de refoulement.

Le nouveau 2 7⁄8 po de Silverwell. version de son système d'optimisation de la production par élévateur à gaz Digital Intelligent Artificial Lift (DIAL) reconditionne la plate-forme éprouvée Binary Actuation Technology (BAT) dans une configuration adaptée aux puits de schiste américains. Lorsqu'il est combiné avec le système de contrôle de surface DIAL, il permet le réglage du taux et de la profondeur du gaz-lift sans intervention. Le premier 2 7⁄8 po. système a été exécuté et mis en service avec succès dans le Permien américain plus tôt cette année. Avec l'adoption croissante de l'extraction au gaz dans les zones de schiste aux États-Unis, les ingénieurs de production se concentrent sur l'optimisation continue des puits d'extraction au gaz pour fournir une augmentation estimée de 10 % à 20 % de la production. L'optimisation des systèmes d'extraction de gaz avec la technologie existante est généralement longue, coûteuse et risquée. Silverwell surmonte ces limitations avec un système de levage de gaz numérique intégré et sans intervention dans le puits.

Pendant des décennies, les ordinateurs logiques programmables (API) ont été l'épine dorsale de l'automatisation. Cependant, l'industrie pétrolière et gazière d'aujourd'hui doit gérer beaucoup plus de données que celles pour lesquelles les automates programmables ont été conçus. SitePro a développé un système basé sur un PC industriel (IPC) avec une plus grande puissance pour collecter et traiter les flux de données massifs d'aujourd'hui. Par exemple, les automates stockent peu de données et peuvent prendre peu de décisions sans connexion constante à la puissance de calcul sur le Web. Les IPC peuvent être programmés pour suivre les changements de pression, de volume ou d'autres variables et réinitialiser ou arrêter les pompes et les vannes selon les besoins, un avantage significatif pour les sites distants avec des connexions peu fiables. Les IPC peuvent alerter les producteurs des besoins de maintenance préventive en suivant les changements qui présagent généralement une panne, évitant ainsi la perte de production due aux temps d'arrêt. Les IPC permettent également d'économiser un nombre important d'heures de travail en acceptant les mises à jour à distance du système d'exploitation et des algorithmes qui contrôlent l'automatisation, ce qui élimine les visites de site coûteuses requises par les automates.

Tendeka a développé FloFuse STIM, une fusion de la technologie de régulation du débit d'injection et de formulations d'acide modifiées intelligentes pour assurer une stimulation efficace de la matrice grâce à une distribution proportionnelle du fluide d'acide tout au long du puits de forage. La soupape ouverte sollicitée est montée dans le tuyau de base et se ferme lorsque l'injection atteint un débit prédéterminé. Cela empêche qu'une quantité disproportionnée d'acide soit déplacée dans une zone. L'acide est ensuite détourné vers la zone suivante et le processus est répété, ce qui entraîne une distribution uniforme dans tout le puits de forage. L'utilisation d'acide modifié intelligent améliore la longueur de pénétration du trou de ver et atténue la reprécipitation du carbonate de calcium après la dissolution. Cette technique est particulièrement bénéfique dans les formations carbonatées avec de longs latéraux où l'acidification efficace de la matrice est difficile.

Les techniques traditionnelles d'analyse des données, telles que l'analyse des transitoires de vitesse et l'analyse du déclin, se sont révélées loin d'être idéales pour le schiste. Les données contextuelles de production de séries chronologiques et les propriétés des puits peuvent aider à résoudre ces problèmes. Le ContextHub de TrendMiner peut être utilisé par l'expert en la matière pour parcourir des méta-informations importantes, telles que le réservoir, l'achèvement, le travail de fracturation, le placement et l'empilement, en quelques secondes. À partir de là, des analyses de tendances peuvent être effectuées pour identifier des modèles significatifs ou suivre la productivité des puits. Les écarts par rapport à la norme sont facilement visualisés à l'aide du DashHub de TrendMiner, offrant aux opérateurs une vue unique et cohérente sur les opérations. TrendMiner peut intégrer des données contextuelles aux ressources de séries chronologiques disponibles et présenter à l'expert en la matière un flux de travail d'analyse intuitif pour obtenir des résultats instantanément.

Dans les puits de gaz de schiste non conventionnels, le chargement de liquide peut réduire considérablement la production et entraîner un abandon prématuré. Les systèmes de levage artificiels existants ne peuvent pas éliminer complètement les liquides à la fois dans les sections verticales et horizontales du puits. Le nouveau système de compresseur souterrain (SCS) d'Upwing Energy abaisse la pression du puits de fond, augmentant la vitesse du flux de gaz et éliminant les liquides des sections verticales et horizontales du puits. La pression d'aspiration plus faible à l'entrée du SCS surmonte également les effets capillaires pour éliminer les blocages de condensat dans la formation afin de produire plus de gaz et de condensats. L'Upwing SCS est conçu avec des technologies magnétiques hermétiquement scellées pour un fonctionnement fiable et efficace dans l'environnement souterrain difficile sans qu'aucun protecteur de moteur ne soit nécessaire.

Trois à sept barils d'eau sont produits pour chaque baril de pétrole dans les actifs pétroliers et gaziers non conventionnels. Par conséquent, la gestion de l'eau dans l'industrie pétrolière et gazière représente une dépense importante et une grave préoccupation environnementale. Le recyclage de l'eau produite pour l'utiliser comme fluide de fracturation réduit le rabattement de l'aquifère d'eau douce et diminue les coûts d'exploitation. Avec les puits les plus productifs souvent à des dizaines de kilomètres de l'infrastructure, les services mobiles sur site donnent aux opérateurs la sécurité de savoir qu'une solution complète est disponible partout où ils en ont besoin. En tant que système de génération d'hypochlorite de sodium sur site prêt à l'emploi, l'unité de traitement mobile De Nora Neptune produit un oxydant ou un biocide au moindre coût, sans utiliser ni produire de produits chimiques dangereux. Cela donne aux opérateurs une solution totalement sûre pour la désinfection de l'eau de fracturation et le recyclage de l'eau produite.

Les nouveaux dessableurs de tête de puits et de flux de puits multiphases Separon d'Exterran Water Solution sont des alternatives économiques et très efficaces pour les environnements à haute pression. La technologie est une solution complète qui est compacte, légère et répond à toutes les normes jusqu'à 20 000 psi, éliminant les solides des applications de tête de puits et de flux de puits à un coût inférieur à celui des autres produits et conçue pour les applications multiphases et gaz. Exterran propose une gamme complète de solutions de traitement pour éliminer l'huile et les solides en suspension de l'eau produite avec un traitement primaire, secondaire et tertiaire. Exterran conçoit, construit et met en service des systèmes qui traitent rapidement, efficacement et de manière rentable l'eau produite dans des volumes allant de 100 à plus de 1 MMbbl/j d'eau pour les installations de production de pétrole et de gaz et a traité plus de 5 Bbbl à ce jour.

La genèse de SCOUT par Fountain Quail Water Management est née d'une collaboration avec l'industrie. Les opérateurs E&P demandaient un service de type appel et un système fiable qui génère de la saumure propre à partir de l'eau de reflux avec un temps et une main-d'œuvre d'installation minimaux. SCOUT offre un minimum de 10 000 b/j de capacité de saumure propre. Le système mobile autonome peut être branché en quelques heures et offre des performances éprouvées dans des environnements exigeants. Développé conjointement avec Filtra-Systems, chaque SCOUT ne nécessite qu'une alimentation de 480 V et trois connexions : Feed IN, Treated OUT et Backwash. Le volume de lavage à contre-courant est généralement inférieur à 1 % de l'alimentation.

Hydrozonix a lancé son HYDRO3CIDE, un système d'oxydation entièrement automatisé pour le traitement et la réutilisation de l'eau produite. Ce système génère de l'ozone à la demande, réduisant considérablement le coût de recyclage de l'eau produite en tant que fluide de complétion. L'eau produite est généralement gérée dans des puits d'élimination/d'injection, ce qui a été l'option la moins coûteuse. Les problèmes de sismicité induite ont le potentiel de restreindre considérablement la capacité autorisée des puits d'élimination/d'injection, laissant le recyclage comme une alternative viable. L'oxydation de l'eau de production pour le contrôle des bactéries, du fer et des sulfures est une étape cruciale dans le processus de recyclage et a été principalement réalisée à l'aide d'un oxydant chimique liquide. HYDRO3CIDE réduit le coût de l'oxydation jusqu'à 90%, permettant enfin au recyclage de devenir l'option la moins coûteuse pour la gestion de l'eau produite.

Kaizen Fluid Systems a annoncé la toute dernière innovation de sa technologie exclusive dans le traitement des solides dissous totaux élevés et des chlorures présents dans l'eau produite et de reflux. La technologie est conçue pour augmenter les flux de revenus de l'opérateur en extrayant les précieux minéraux et métaux présents dans l'eau produite. Kaizen a toujours extrait des métaux et des minéraux précieux de qualité commerciale, tels que le vanadium, le lithium et le cobalt, qui se sont avérés plus précieux que le pétrole ou le gaz. Il est important que l'eau produite soit nettoyée conformément aux normes d'eau potable pour extraire un produit de qualité commerciale. Si l'eau produite n'est pas nettoyée conformément aux normes d'eau potable, tous les contaminants entraînés dans l'eau seront piégés dans les minéraux ou les métaux, ce qui réduira considérablement la valeur.

Les répartiteurs de la logistique de l'eau sont mis au défi de trouver des chauffeurs disponibles avec les bonnes certifications dans les meilleurs emplacements possibles pour chaque travail. Le module FX Schedule & Dispatch récemment repensé de LiquidFrameworks a rationalisé le travail du répartiteur pour les entreprises de services dans le domaine de la gestion de l'eau en mettant à jour, en stockant et en gérant toutes les informations pertinentes sur le travail, le personnel et l'équipement en un seul endroit pratique. Les tableaux de bord peuvent être personnalisés avec une fonctionnalité dynamique de glisser-déposer, et le personnel peut être trié par rôle, horaire et qualifications.

Le floculant vert H2O Floc de Monarch Separators est utilisé pour réduire l'impact environnemental des opérations pétrolières et gazières grâce à un recyclage rentable de l'eau produite et de reflux tout en améliorant la récupération du pétrole. Les principaux objectifs de traitement du floculant d'alginate vert sont l'élimination de l'huile, de la graisse et du total des solides en suspension et lorsqu'il est utilisé en conjonction avec un oxydant, des métaux, du H2S et des bactéries. Grâce à plusieurs tests de traitement de l'eau produite à l'échelle pilote et de reflux dans les bassins du Permien, de Denver-Julesburg et de la rivière Powder, la chimie H2O Floc a pu réduire les turbidités de plus de 650 unités de turbidité néphélométrique (NTU) à 1 NTU, l'élimination de l'huile à moins de 2 mg/L, et le fer et le manganèse à moins de 1 mg/L, tout en étant dosés à un taux beaucoup plus faible que les floculants actuels du marché.

National Oilwell Varco (NOV) a lancé un nouveau service de surveillance de l'huile dans l'eau, qui offre aux producteurs de pétrole et aux opérateurs d'élimination d'eau salée un moyen simple et plus efficace de voir les performances d'élimination de l'huile de leurs systèmes de traitement de l'eau. Un dispositif de surveillance en ligne lié à la plate-forme numérique GoConnect de NOV fournit des données continues et en temps réel sur la concentration d'huile dans l'eau et des analyses de tendance. Le service complet de surveillance à distance de NOV élimine le besoin d'acheter un équipement coûteux et sophistiqué ou d'effectuer des étapes de maintenance et d'étalonnage chronophages. Placer ces précieuses informations à portée de main de l'utilisateur permet aux opérateurs de mieux évaluer et comprendre les performances des processus de l'installation, ce qui se traduit par une récupération accrue du pétrole, une rentabilité améliorée et la prévention des dommages aux puits d'injection.

Orion Water Solutions a lancé sa nouvelle unité de flottation à air dissous (DAF) à double capacité, conçue pour traiter de grandes quantités d'eau produite pour la fracturation dans les zones de schiste. Le DAF d'Orion, y compris son système d'exploitation, a été conçu dès le départ spécifiquement pour traiter l'eau produite pour la fracturation. Cela le distingue de la plupart des DAF actuellement disponibles et conçus pour d'autres industries. Le DAF résout le problème des bactéries pour les opérateurs stockant l'eau produite dans les bassins. En éliminant le fer et le total des solides en suspension, il laisse l'eau sans la nourriture dont les bactéries en suspension dans l'air ont besoin pour survivre, gardant les étangs frais plus longtemps et économisant sur le coût des produits chimiques. Sa capacité de 40 000 bbl/j et 12 000 gpm permet aux opérateurs de traiter à la volée en appui aux opérations de fracturation.

Du point de vue des opérations et de la comptabilité, la gestion de l'eau de source requise pour les travaux de fracturation et de forage des zones de schiste peut être un acte de jonglage. Les opérateurs en amont doivent suivre la propriété et les volumes des puits d'eau de source, surveiller les niveaux des fosses d'eau, suivre les déplacements vers les emplois et rendre compte mensuellement de ce qu'ils doivent à leurs fournisseurs d'eau. Une nouvelle offre de P2 Energy Solutions allège le fardeau de la gestion des systèmes d'eau intermédiaires complexes. P2 Source Water Management élimine les feuilles de calcul, permettant aux entreprises de suivre et de gérer avec précision l'eau de mine disponible pour les travaux et les fournisseurs de factures et, ce faisant, de réduire les trop-payés ou les moins-payés.

La plate-forme d'information sur l'eau des champs pétrolifères Sourcewater.com aide les entreprises à trouver des opportunités commerciales liées à l'eau et à voir les prix, les utilisations et les tendances du marché de l'eau et de l'élimination des champs pétrolifères avant leurs concurrents. Sourcewater recueille, analyse et cartographie les données sur l'eau, l'élimination, les permis pétroliers et gaziers, la capacité, la production et les prix de son marché exclusif de l'eau et de l'élimination ainsi que des analyses d'images satellite de Sourcewater, des dossiers gouvernementaux et des études de marché continues pour montrer aux utilisateurs où chaque baril d'eau se trouve et d'où elle vient et va au Texas, au Nouveau-Mexique, au Dakota du Nord et en Pennsylvanie. La nouvelle technologie de détection des travaux de saleté analyse les images satellite hebdomadaires du bassin permien pour prédire l'activité des permis de forage et des plates-formes six mois avant le dépôt des permis.

Les opérations de schiste sont confrontées à des coûts de gestion de l'eau plus élevés et à plus de risques environnementaux et opérationnels que jamais auparavant, qui représentent tous deux une part de plus en plus importante des coûts des opérateurs. L'approvisionnement en eau douce et l'augmentation des volumes de reflux de sable et d'eau produite, qui sont souvent transportés par camion et éliminés, en sont la principale cause. Pour relever ces défis d'une manière respectueuse de l'environnement, il faut souvent ajouter plus de services et de personnel sur chaque site. La solution de gestion de l'eau de TETRA Technologies propose des offres innovantes et différenciantes pour le transfert de l'eau produite, le dessablage et le traitement et le recyclage à la volée de l'eau. En intégrant et en automatisant les offres de l'entreprise, l'efficacité est maximisée grâce à la planification des tâches et à l'optimisation des équipes, ce qui permet de réduire de plus de 30 % la main-d'œuvre pour une opération de finition entièrement intégrée typique. Le changement radical d'efficacité est assuré par une technologie entièrement automatisée qui offre une plus grande transparence et un contrôle de la qualité tout au long du transfert, du reflux et du recyclage de l'eau produite, tout en améliorant simultanément les considérations environnementales.

ShaleFlow est une solution transportable rentable pour la réutilisation de l'eau produite et de l'eau de reflux provenant des opérations de fracturation hydraulique. Ce système compact et modulaire utilise des technologies conçues pour permettre la réutilisation avec la flexibilité d'être déplacé au fur et à mesure que le champ se développe. Il traite jusqu'à 10 000 bbl/j (300 gpm) d'eau produite avec une simple approche drop-and-go. ShaleFlow tolère une large gamme de qualité d'eau entrante contenant jusqu'à 300 000 ppm de solides dissous totaux. Il peut éliminer jusqu'à 98 % des particules telles que les solides en suspension, l'huile et la graisse et les agents calcaires. L'eau traitée peut être réutilisée dans les opérations de fracturation et de complétion.

Une bonne caractérisation de la composition des diverses eaux dans l'ensemble de l'industrie pétrolière et gazière en amont est essentielle pour comprendre comment cette eau doit être manipulée et traitée. Les minéraux dissous ont un impact considérable sur les performances des réducteurs de friction, des inhibiteurs de tartre, des inhibiteurs de corrosion, des biocides et d'autres additifs chimiques qui sont essentiels à la performance des opérations de fracturation hydraulique, des injections d'eau et des programmes chimiques de production. Water Lens a développé un système d'analyse de l'eau rapide et de qualité laboratoire qui peut être utilisé par n'importe qui, n'importe où dans le monde. Il est spécialement conçu pour corriger les nombreuses interférences trouvées dans les eaux des champs pétrolifères et peut être utilisé par n'importe quel travailleur des champs pétrolifères dans n'importe quel environnement de terrain. Cela permet aux opérateurs et aux sociétés de services de s'assurer qu'ils disposent des bons produits chimiques pour une eau donnée et qu'ils utilisent le bon dosage, ce qui permet d'économiser de l'argent et d'endommager la formation et les équipements associés.

Water Standard a développé sa plate-forme compacte et modulaire H2O Spectrum après avoir exécuté avec succès des programmes de démonstration dans les bassins du Permien, de Denver-Julesburg et de Powder River pour le traitement de l'eau produite et de reflux où le coût et l'opérabilité étaient des facteurs clés. La plate-forme H2O Spectrum offre la possibilité de traiter l'eau pour la réutiliser et la recycler, ou un traitement avancé pour un rejet de surface sûr dans le cycle de l'eau, démontrant la gestion de cette eau en tant que ressource la plus précieuse. Les constituants généraux ciblés pour l'élimination dans les applications de réutilisation comprennent l'huile et la graisse, les solides en suspension, les bactéries et le fer, tandis que le traitement des rejets de surface s'étend à l'élimination du sel, de l'ammoniac et des matières organiques dissoutes.

La technologie de traitement électrochimique par contact direct Thincell fournit à l'industrie pétrolière et gazière une méthode in situ pour traiter de manière rentable les fluides de reflux des puits produits dans le schiste. Il a été prouvé que Thincell surpasse l'électrocoagulation et d'autres méthodes de traitement similaires. Il réduit les hydrocarbures solubles et insolubles, les métaux lourds, les matières en suspension et les bactéries avec une efficacité supérieure à 99 %. La technologie remplace les méthodes d'électrocoagulation traditionnelles, qui sont en proie à la passivation, la défaillance précoce des électrodes due à l'entartrage et à la corrosion. Au lieu de cela, les cathodes, les anodes, les électrodes sacrificielles et le lit fluidisé de Thincell se combinent pour fournir de multiples réactions de traitement dans une chambre de traitement compacte et unique. Il en résulte une faible maintenance, une disponibilité accrue, des coûts d'exploitation réduits, une efficacité accrue et une sécurité du personnel améliorée.