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Nov 16, 2023

Exhibición de tecnología de esquisto 2019

En esta sección especial, E&P Magazine destaca algunos de los últimos productos y

En esta sección especial, E&P Magazine destaca algunos de los últimos productos y tecnologías para el desarrollo de esquisto y analiza cómo beneficiarán a las empresas en su búsqueda continua de una producción mejorada y técnicas operativas más efectivas.

Nota del editor: la copia del presente es aportada por empresas de servicios y no refleja las opiniones de Hart Energy.

Herramientas de detección del subsuelo, procesamiento/interpretación sísmica, caracterización de yacimientos, física de rocas, geomecánica y herramientas de registro: las tecnologías de exploración que los operadores de petróleo y gas upstream buscan y utilizan son abundantes. El objetivo es que la adopción de estas herramientas resulte en un desarrollo de esquisto más eficiente y una mayor recuperación.

"En esta parte final de la reciente recesión, los operadores que lograron desarrollar flujos de trabajo utilizando datos de maneras que no se habían pensado antes están emergiendo como líderes", dijo a E&P Carl Neuhaus, vicepresidente de Well Data Products en TGS. "La analítica, [que está] impulsada por grandes cantidades de datos de alta calidad que se democratizan en todas las disciplinas para que todas las partes interesadas participen en algoritmos de verificación en tierra, está demostrando aumentar el NPV [valor actual neto] de los activos de esquisto".

La importancia del mantenimiento predictivo está aumentando en las operaciones de petróleo y gas, según un comunicado de prensa reciente de GlobalData. "La adopción de tecnologías de mantenimiento predictivo está ayudando a las empresas a reducir los gastos operativos al optimizar la programación del mantenimiento y aumentar la productividad", afirma el informe.

La siguiente es una muestra de las nuevas tecnologías y servicios de exploración que se desarrollaron para mejorar la eficiencia.

Pueden surgir múltiples problemas durante la perforación. Al señalar un ejemplo, Sam Shwayat, especialista técnico y de soluciones de DiverterPlus, dijo a E&P que un componente clave para mejorar la eficiencia de perforación y controlar los costos es detener o prevenir la pérdida de circulación.

"Esto se logra mediante las muchas opciones disponibles de material de pérdida de circulación [LCM]; aunque la mayoría de los tipos de LCM disponibles en el mercado hoy en día no abordan la cantidad de daño a la formación o el impacto negativo que pueden causar en la unión del cemento", dijo. "A través de pruebas de laboratorio y aplicaciones de campo, el LCM degradable ha demostrado ser una solución rentable no solo para detener las pérdidas sino también para abordar estos dos problemas".

Muchos operadores y empresas de servicios han formado relaciones para abordar estos problemas y mantenerse al día con los desafíos que enfrentan los operadores en el campo.

"La economía ha obligado tanto al operador como al proveedor a buscar continuamente ganancias de eficiencia en sus operaciones", dijo Timothy Armand, presidente de Newpark Drilling Fluids, América del Norte. "Los procesos relacionados con la cadena de suministro, la logística, las operaciones fluidas de un proveedor de servicios, así como la mejora de la eficiencia operativa general, tenían que mejorar para que la exploración de petróleo y gas fuera económica a los precios actuales del crudo".

La siguiente es una muestra de nuevos productos y servicios disponibles para la perforación de esquisto.

Las herramientas de terminación se encuentran en la parte superior de la lista de tecnologías importantes necesarias para una operación exitosa de petróleo y gas no convencional.

"La optimización de su estrategia de terminación es clave para entregar pozos de alto rendimiento de manera consistente. Innove o se vuelva obsoleto", dijo a E&P JD Schmidt, director de operaciones de Enhanced Energetics (anteriormente The GasGun LLC).

Muchas empresas de servicios continúan desarrollando y mejorando las herramientas de terminación de pozos, innovaciones que son cruciales para mejorar la eficiencia.

"Los costos de terminación y la eficiencia son el último dominó que se debe abordar, ya que la industria tiene como objetivo reducir aún más los costos de los pozos y los tiempos de terminación", dijo Grant Ayo, vicepresidente de NRG Pressure Pumping Technologies de AFGlobal. "Si bien se lograron ganancias incrementales durante la última década del auge del esquisto, el mercado aún está buscando una innovación que realmente cambie la dinámica de las terminaciones de pozos. La solución radica en equipos que evolucionen las terminaciones de la era diésel a la era digital, brindando la herramientas de la industria que mejoran la densidad de potencia, la vida útil de los activos y la inteligencia de la máquina".

Las nuevas tecnologías en el campo de las terminaciones se encuentran entre los componentes más importantes del ciclo general de producción de un barril de petróleo. La siguiente es una muestra de las últimas tecnologías de terminación.

El levantamiento artificial, la intervención de pozos, la garantía de flujo, los productos químicos de producción y la gestión de emisiones son algunos de los pasos críticos y las tecnologías necesarias para una operación eficaz y próspera.

"Actualmente, los operadores pueden perforar y completar mucho más rápido y a costos más bajos que hace una década", dijo a E&P Herman Artinian, presidente y director ejecutivo de Upwing Energy. "La próxima fase natural para la industria es monetizar aumentando la producción de los activos existentes y aumentando la capacidad de recuperación a través de nuevas tecnologías de producción".

Las herramientas y los sistemas presentados en el "Shale Technology Showcase" de E&P representan algunos de los últimos esfuerzos que las empresas han realizado para aumentar la producción a través de procesos más eficientes, pozos más profundos y laterales más largos. La siguiente es una muestra de esas nuevas tecnologías de producción.

Los operadores pueden enfrentarse a una variedad de desafíos relacionados con el agua, como reducir y reciclar el agua producida, minimizar el uso de agua dulce, reducir la producción de agua no deseada, tratar el agua producida y encontrar y transportar agua para su eliminación y reutilización.

"La capacidad de reducir y reciclar el agua producida y minimizar el uso de agua dulce puede mejorar la rentabilidad del operador y contribuir a la conservación del agua", declaró Halliburton en su sitio web. "A nivel mundial, los pozos de petróleo producen alrededor de 220 millones de BWPD [barriles de agua por día], aproximadamente tres barriles de agua por cada barril de petróleo. En campos más antiguos, el corte de agua, o la proporción de agua a petróleo, puede ser del 95 %. o superior. La gestión de esta agua producida es un gran desafío para los operadores".

El objetivo sigue siendo optimizar el uso de los recursos naturales, minimizar los residuos y utilizar el agua de forma eficiente.

"El agua es tanto un desperdicio como un bien valioso que es fundamental para todas las actividades humanas", dijo a E&P Mark Wolf, director de instalaciones en tierra en National Oilwell Varco. "El futuro de la gestión del agua en el petróleo y el gas consistirá en encontrar formas de reciclar económicamente el agua de los desechos y convertirla en algo útil".

La siguiente es una muestra de algunas de las nuevas tecnologías y productos disponibles para las empresas en el ámbito de la gestión del agua.

Ariana Hurtado, editora gerente asociada de la revista E&P, compiló The Shale Technology Showcase. Puede comunicarse con ella en [email protected].

Para publicitar o contribuir con contenido patrocinado a Shale Technology Showcase, comuníquese con Danny Foster, director ejecutivo de medios digitales, en [email protected].

La relación entre las fracturas naturales y la fracturación hidráulica es fundamental para los proyectos de desarrollo de esquisto. El mapeo de fallas (como una red de fallas y fracturas) en un volumen sísmico tridimensional reduce el riesgo y la incertidumbre. El aprendizaje profundo interactivo ahora está en manos del intérprete con el formato de almacenamiento de datos virtuales de Bluware, que incluye capacidades de acceso aleatorio, compresión de ondículas y una red neuronal convolucional (CNN) optimizada. La CNN que es entrenada por el intérprete ayuda a mapear las características geológicas del subsuelo, como fallas, utilizando volúmenes de atributos sísmicos de amplitud única o renderizados conjuntamente, lo que resulta en ahorros significativos de tiempo y costos y tiempo de finalización. El software de inteligencia artificial de Bluware permite una interpretación rápida que sería imposible de realizar manualmente, especialmente en grandes volúmenes de datos sísmicos.

El servicio ResPack HD (alta definición) de CGG ayuda a los geocientíficos a cerrar la brecha entre los datos sísmicos de baja resolución y el modelo de yacimiento al derivar propiedades rocosas adicionales. Su flujo de trabajo combina información sísmica con petrofísica y geológica utilizando la metodología de inversión estocástica Monte Carlo Markhov Chain para producir múltiples realizaciones del subsuelo. Estos proporcionan detalles efectivos de las propiedades del yacimiento a una escala de aproximadamente 1 m a 8 m (5 pies a 25 pies), en comparación con la escala de 15 m a 36 m (50 pies a 120 pies) lograda por una sísmica típica. imagen. ResPack HD puede generar volúmenes tridimensionales de las facies más probables, parámetros elásticos para la estimación de fragilidad y propiedades de ingeniería, como porosidad, saturación de agua y conectividad. Una vez que se identifican las estructuras geológicas, como los canales o los flujos de escombros, estos cuerpos geológicos pueden extraerse del conjunto de datos y examinarse para verificar su plausibilidad y clasificarse para presentar probabilidades P10, P50 y P90. En comparación con los datos sísmicos, los resultados necesitan menos aumento de escala (o quizás ninguno) antes de incorporarse a los modelos de yacimientos que brindan una mejor comprensión del subsuelo a los equipos de exploración y desarrollo.

La última herramienta de optimización de E&P de Emerson, Paradigm k, aprovecha la tecnología de detección innovadora, la historización de datos, la computación en la nube y los motores de simulación para ayudar a las empresas a maximizar la producción y ayudar en la planificación de pozos. El sistema representa el campo petrolero como un sistema único al permitir que cualquier instrumento de campo se mejore con datos del subsuelo históricos, en tiempo real o pronosticados para enriquecer las mediciones y ampliar su aplicación en todos los dominios, incluidas las instalaciones, los pozos, las fracturas y los yacimientos. Además, debido a que está conectado a la nube, el sistema puede ejecutar simulaciones en minutos en lugar de días, optimizando las operaciones y fomentando la colaboración entre silos de experiencia a un nivel sin precedentes.

Ikon Science y Fairfield Geotechnologies se asociaron para mejorar la producción del operador al proporcionar la tecnología que mapea con precisión las facies en 3-D a partir de la sísmica. Al aprovechar el aprendizaje automático para implementar calibraciones comprobadas en grandes conjuntos de datos, se ha vuelto más rápido identificar objetivos adicionales y mejorar el rendimiento del pozo. A través del uso aplicado de esta tecnología, los estudios de caso de Ikon Science muestran dónde los operadores han podido aterrizar pozos con precisión e informar la geonavegación para permanecer dentro de los estratos de alta productividad, lo que significa que se evitan los peligros de perforación mientras se mantiene el programa de perforación. Las dos compañías publicaron el informe "Red Tank Ji-Fi" este año. El estudio de caracterización sísmica regional se llevó a cabo en la parte noreste de la cuenca de Delaware. El informe ofrece un conjunto de propiedades de rocas y facies de alta resolución y proporciona entradas cuantitativas para detectar los pozos de mayor índice, lo que permite una mayor recuperación de líquidos, espaciamiento de pozos basado en datos, gestión optimizada de patrones de drenaje de pozos principales/secundarios y campo perfeccionado. planes de desarrollo y producción.

BIW Connector Systems es uno de los primeros proveedores de sistemas de penetración eléctrica para el mercado upstream de petróleo y gas en ofrecer pruebas de presión y temperatura ultra alta monitoreadas electrónicamente. Para complementar sus capacidades de prueba, los ingenieros de BIW diseñaron e introdujeron una cámara de prueba de autoclave de $ 1,5 millones para ayudar a los clientes a resolver una serie de desafíos, incluida la capacidad de monitorear el rendimiento eléctrico mientras un dispositivo se somete a ciclos de presión y temperatura, que se ha vuelto invaluable y de gran demanda. . Los operadores e ingenieros quieren saber qué sucede con las propiedades eléctricas cuando ocurren variaciones de presión y temperatura para ayudar a garantizar una vida útil más prolongada. La nueva cámara simula las condiciones de fondo de pozo más desafiantes y se adapta a la prueba de muestras mucho más grandes de hasta 1,8 m (6 pies) de largo en orientación vertical, con cualquier proporción de gas y líquido, a temperaturas de hasta 343 C (650 F) mientras está en presiones de hasta 10.000 psi.

Las empresas de E&P que buscan agilizar el proceso de evaluación y adquisición de minerales y activos tienen una nueva herramienta. PetroValues ​​Inc. ha lanzado su Oil and Gas Marketplace gratuito en línea con una base de datos de listas de minerales, tasaciones y datos de pozos que crece exponencialmente. En el sitio web de PetroValues, las tareas que antes requerían mucho trabajo manual, costosas suscripciones a múltiples bases de datos y software, ahora se pueden realizar sin costo alguno en segundos. Los compradores de minerales pueden acceder a mapas e información basados ​​en una amplia variedad de criterios de búsqueda que incluyen formaciones, producción, operadores de pozos y más. A través del portal Listings, los terratenientes y los propietarios de minerales pueden ver instantáneamente el pronóstico y el valor estimado de un pozo con base en los cálculos precisos y patentados de PetroValues. La base de datos se actualiza constantemente para mantenerse actualizada. PetroValues ​​proporciona los recursos de una compañía petrolera (p. ej., listados de minerales, tasaciones y datos gratuitos de pozos y producción) de manera accesible, confidencial y eficiente.

Las curvas de registro faltantes y los datos incompletos crean debilidades en los flujos de trabajo de petróleo y gas. Para remediar esto, TGS está combinando su amplia biblioteca de registros de pozos digitales con software de aprendizaje automático para crear Analytics Ready LAS (ARLAS). Con esta tecnología, cada LAS se transforma en una suite Quad-Combo completa. Los algoritmos de predicción de ARLAS calcularán las curvas logarítmicas faltantes y llenarán los vacíos utilizando una serie de datos de alta densidad y pruebas ciegas. La precisión está muy por encima del 90 % debido a más de 75 modelos diferentes de aprendizaje automático para cada cuenca. El catálogo actual ya incluye predicciones Quad-Combo para los más de 300 000 pozos en la Cuenca Pérmica, así como más de 170 000 pozos en la Cuenca Anadarko. El resto de los pozos terrestres de EE. UU. estarán disponibles a finales de año.

Los operadores de esquisto buscan reducir los costos operativos y perforar más pozos más rápido para mantenerse al día con las pronunciadas curvas de declive en los pozos no convencionales. Para las aplicaciones de perforación direccional convencional, esto significa obtener más potencia y torsión para la broca y minimizar el tiempo improductivo resultante de viajes no planificados por fallas del motor. Los motores de fondo de pozo de alto rendimiento Navi-Drill DuraMax de Baker Hughes, una empresa de GE (BHGE), se han rediseñado para proporcionar más potencia, torsión y durabilidad para perforar la curva y el lateral en una sola pasada. En Permian Basin, el motor Navi-Drill DuraMax perforó recientemente 2332 m (7652 pies) en 80 horas de perforación y mantuvo una ROP promedio de 35 m/h (114 pies/h). Al perforar 953 m (3127 pies) lateralmente en un día, BHGE proporcionó una mejora del 30 % en la ROP general, lo que le ahorró al operador tres días en tiempo de equipo de perforación.

La nueva grasa EcoLine para cable de acero biodegradable y de base biológica de Cortec para diversas aplicaciones de petróleo y gas protege el cable de acero contra la corrosión y el desgaste por presión extrema. Se recomienda su uso en áreas ambientalmente sensibles cerca de cursos de agua y es ideal para la protección en condiciones de niebla salina. La grasa EcoLine está formulada a partir de aceites vegetales, espesantes a base de aluminio y aditivos anticorrosión para una máxima protección del cable de acero. Un punto de inflamación más alto y una fórmula biodegradable aumentan la seguridad y reducen el impacto ambiental en comparación con las grasas de petróleo convencionales. Está disponible en grados NLGI 0 o 1. EcoLine cumple con los criterios de Compra Preferente Ambiental de la Agencia de Protección Ambiental de EE. UU., así como con la definición de producto de base biológica propuesta por el Departamento de Agricultura de EE. UU. para EO 13101.

Con una longitud de 3,6 m (12 pies), el sistema giratorio direccional (RSS) de D-Tech fue diseñado para ser el sistema más corto y aerodinámico del mercado. Para ayudar a reducir los riesgos y permanecer en el punto óptimo por más tiempo, mientras se perforan perfiles de pozos complejos de manera confiable, el RSS se diseñó con solo 10 partes móviles y emplea un paquete direccional cercano a la barrena de tres ejes de alta precisión. El sistema llega preconfigurado al sitio del pozo, lo que minimiza los errores operativos y mejora el rendimiento en el fondo del pozo. Para mejorar aún más el rendimiento y evitar el tiempo improductivo, un técnico de D-Tech en el sitio y soporte remoto las 24 horas, los 7 días de la semana, están disponibles cuando las herramientas están en el fondo del pozo. En un pozo reciente en la Cuenca Pérmica, un operador estaba perforando un pozo de 5 km (3 millas) de 8,5 pulgadas. lateral en la Formación Wolfcamp. El operador quería aumentar la ROP hacia el final del lateral mientras reducía los viajes. El RSS de D-Tech completó 4.448 m (14.593 pies) hasta la profundidad total, perforando el lateral RSS de una carrera más largo y rápido en la cuenca a 47,5 m/h (156 pies/h).

La pérdida de circulación es un desafío bien conocido durante las operaciones de perforación y cementación. Las pérdidas no solo tienen un impacto negativo en el tiempo de operación productiva, sino que también pueden dañar el yacimiento debido a la entrada de fluidos de perforación y potencialmente influir en la tasa de producción. La mayoría de los materiales para el control de pérdidas de circulación (LCM, por sus siglas en inglés) no degradables no abordan este problema y pueden dejar espacios vacíos en el cemento que conducen a una adherencia deficiente o inadecuada. Un pozo en el continente medio con problemas similares de pérdida de circulación se benefició del despliegue de un LCM degradable a base de ácido poliláctico (CemVert+) recientemente desarrollado. Demostró ser efectivo para taponar varios anchos de fractura a diferentes temperaturas mientras mantiene la estabilidad para curar las pérdidas que luego se degradan con el tiempo para mitigar el daño del yacimiento y mejorar la unión del cemento.

El Stinger es un sistema robótico de manipulación de tuberías que responde a requisitos específicos de operación de construcción de pozos en perforación no convencional. Permite a los usuarios construir y montar soportes de tubería de perforación, collares de perforación y revestimiento fuera de línea durante la perforación. Su configuración mejora la seguridad y la previsibilidad al sacar a la fuerza de trabajo de la línea de fuego y al transportar las tuberías en un camino preestablecido, con la ayuda de un brazo en el piso de perforación, el Backer. El Backer se mueve en total sincronización con el Stinger que transporta toda la pila de tubería en una operación de manos libres, trabajando en el agujero del ratón, el pozo central y el retroceso con total seguridad. El Stinger, en combinación con el equipo Striker-800, es un paquete de equipo de perforación eficiente e innovador.

Con los equipos de perforación avanzando hacia la automatización, las llaves del futuro necesitarán control de precisión y capacidades operativas. Frank's International ha lanzado su nueva generación de sistemas de pinzas. La empresa de 7 5⁄8 pulgadas. La llave de enrosque eléctrica con respaldo integral combina la confiabilidad y robustez de las llaves de enrosque anteriores de Frank con la precisión de un nuevo sistema de motor eléctrico. El nuevo sistema de control reduce el porcentaje de error estándar de la llave hidráulica fuera del objetivo de ±3,5 % a ±0,5 %, lo que agrega un nivel inigualable de control del sistema. Este control de torque preciso ayuda a preservar la integridad del pozo, lo que ahorra a las empresas tiempo y dinero al no tener que volver a trabajar en los pozos antes de que se alcance su vida útil prevista, además de reducir el posible impacto ambiental al eliminar la necesidad de una unidad de potencia.

Halliburton ha lanzado el sistema Flex Managed Pressure Drilling (MPD), una tecnología escalable y móvil que se puede configurar para abordar los desafíos específicos del operador y brindar una mayor eficiencia de la plataforma. El sistema escalonado permite a los operadores seleccionar el nivel correcto de servicio para ayudar a maximizar el costo/beneficio de los servicios MPD. La oferta estándar de Flex MPD es una solución controlada por tableta con una sola pantalla sencilla para que el perforador pueda controlar la contrapresión o la posición del estrangulador mientras perfora, dispara y realiza conexiones. Cuando se requiere control adicional, Flex Pro MPD incorpora datos del equipo de perforación para una respuesta automatizada más inteligente para ajustar la contrapresión en función de las tasas de flujo y la profundidad de la barrena. El sistema también puede funcionar como una solución completa de MPD utilizando modelos hidráulicos en tiempo real para controlar la presión de fondo de pozo.

El diseño del sistema penetrador de cabeza de pozo Uni-Lok es ideal para entornos peligrosos donde la seguridad, la confiabilidad y la durabilidad son esenciales. Este sistema asequible y de alta ingeniería para cabezales de pozo de 149 C (300 F) y 5000 psi ofrece un verdadero bloqueo de presión y se adapta a cualquier cable de superficie para proporcionar un paso eficiente de la energía de la bomba eléctrica sumergible. A diferencia de otros sistemas, Uni-Lok ofrece un bloqueo de presión completamente verificado dentro del colgador de tubería, lo que garantiza que los gases peligrosos permanezcan en el fondo del pozo. El penetrador acoplable es fácil de instalar y elimina los pasos adicionales para instalar orificios de sellado de hasta 1,75 pulgadas. Para soportar entornos hostiles y garantizar una seguridad óptima, Uni-Lok se prueba minuciosamente y cuenta con certificaciones de instalación en entornos peligrosos.

Midland, Odessa y el radio circundante de 161 km (100 millas) son regiones remotas de Texas en las que tradicionalmente los servicios críticos de equipos de plataformas de perforación terrestre se ven reducidos. Para hacer frente a la escasez de un servicio de fácil acceso en la región, Logan Industries ha lanzado un camión de servicio móvil equipado con todas las herramientas y repuestos necesarios para la solución de problemas hidráulicos más comunes y trabajos de reparación ligeros, incluidos elementos de filtro, válvulas de cartucho, filtrado de fluidos en el lugar y dispositivos portátiles. elementos. La unidad de servicio móvil está a cargo de un equipo de tres en rotación en todo momento con un gerente de servicio ubicado en Hempstead, Texas. El nuevo servicio permite a Logan ofrecer servicios y soporte más rápidos en el sitio y de guardia a los clientes en todo el oeste de Texas. La expansión al servicio y actualización del extremo de fluido de la bomba de lodo, así como el servicio y soporte de la unidad superior, está planificada para el próximo año.

Navigate de Newpark Fluids Systems es un sistema de fluidos de emulsión directa de aceite en salmuera con densidades más bajas que los fluidos convencionales a base de agua que permite a los operadores perforar secuencias de evaporación, mantener la integridad del pozo, reducir la densidad del fluido en pozos horizontales o perforar áreas donde las pérdidas son predominante. El sistema de fluidos es capaz de evitar el lavado en zonas salinas cuando se utiliza salmuera saturada de cloruro de sodio mientras se mantiene un fluido de menor densidad, lo que reduce los eventos de pérdida de circulación. Navigate es un sistema de emulsión directa no dispersa, con bajo contenido de sólidos y libre de arcilla cuando se formula con productos integrales. Estos son polímeros que se pueden utilizar en un amplio espectro de fluidos a base de agua. Proporcionan propiedades reológicas de adelgazamiento por cizallamiento que garantizan la suspensión de los recortes. También ofrecen revoques de filtración excepcionalmente delgados, torque y arrastre reducidos, y mejores tiempos de funcionamiento de la tubería de revestimiento para lograr una eficiencia de perforación excepcional.

La barrena con elemento de diamante hiperbólico HyperBlade de Smith Bits, una compañía de Schlumberger, reduce los costos de perforación al mejorar la ROP mientras mantiene la respuesta de dirección y el seguimiento direccional en formaciones rocosas blandas y plásticas. La nueva tecnología incorpora la geometría distintiva de los elementos de corte de diamante hiperbólico Hyper que cortan un 20 % más profundo en la roca en comparación con los cortadores de PDC convencionales. Una mesa de diamante más gruesa y moldeada con precisión hace que el elemento Hyper sea más resistente y duradero para perforar formaciones rocosas blandas y plásticas, mientras que los bordes de corte blindados soportan transiciones de alto impacto. En la Formación Marcellus en el norte de Pensilvania, un operador logró una ROP en el fondo de 126 m/h (415 pies/h), lo que resultó en una mejora del 62 % con la nueva barrena en comparación con las corridas de desplazamiento con barrenas PDC convencionales.

BitSub de Scientific Drilling es un sensor pequeño e integrado que proporciona mediciones de dinámica de perforación, rayos gamma azimutales, inclinación continua, en tiempo real y en la broca. La información de inclinación y rayos gamma azimutales en la barrena del sensor BitSub proporciona información inmediata tanto sobre la posición estratigráfica como sobre la tendencia direccional del pozo. Las mediciones de vibración lateral y axial y las rpm de la barrena mejoran el rendimiento de perforación y advierten sobre condiciones de perforación ineficientes o potencialmente dañinas. Situado entre la barrena y el motor de lodo, el sensor siempre giratorio proporciona su gama completa de mediciones en los modos de perforación giratorio y deslizante. El submarino alimentado por batería utiliza tecnología de telemetría electromagnética de salto corto para comunicarse con la herramienta MWD sobre el motor y proporciona mediciones en la barrena a la superficie, lo que permite que el BitSub se use con una amplia variedad de motores de lodo.

El sistema de válvula Deadbolt es una medida de seguridad agregada a los empacadores anulares de revestimiento (CAP) de TAM International para evitar cualquier vía de fuga dentro del revestimiento. Deadbolt proporciona a los operadores un medio para ejecutar CAP inflables sin poner en riesgo la integridad de la carcasa. Los CAP inflables se utilizan en todo el mundo para soportar el peso hidrostático del cemento cuando los operadores encuentran zonas débiles o con pérdida de circulación. Como parte del programa de diseño del casing, estos CAP se colocan justo encima de las zonas de pérdida de circulación donde son comunes los deslaves y los tamaños irregulares de los orificios. Debido a estas condiciones extremas, los CAP inflables a veces pueden expandirse más allá de las capacidades del empacador. Si un pozo tiene pérdidas, esto podría crear una ruta de flujo desde el interior hacia el exterior, comprometiendo la integridad del revestimiento. La válvula Deadbolt es un sistema integral a prueba de fallas que puede cerrar esta ruta de flujo.

La herramienta Anti Stick-Slip (AST) utiliza un algoritmo simple para optimizar la interfaz de corte de rocas. Una ubicación debajo del motor de lodo le da al AST un tiempo de respuesta de menos de una centésima de segundo. Eso es mucho mejor que cualquier control de superficie. Desde 2018, el AST también estaba disponible para perforación combinada en curva y lateral. La forma en que una broca de PDC normal ventilará la sobrecarga torsional es a través de la excitación axial, lo que significa que rebota en el fondo. Tal excitación axial reduce el corte efectivo y el desgaste de la broca. Con AST, la misma situación se resuelve al reducir momentáneamente el peso sobre la barrena para reducir el par y mantener el cortador acoplado con una excitación axial mínima. El modelo matemático dice que este principio aumentará la ROP en aproximadamente un 50 % y duplicará el metraje.

Las cuadrillas de perforación son la primera línea de defensa para un evento de control de pozo. Los operadores y contratistas de perforación han utilizado la unidad de capacitación de personal móvil de Wild Well Control para mejorar el conocimiento, la comprensión y la concienciación del personal de perforación sobre el control de pozos. La capacitación en el sitio de Wild Well prepara a los miembros individuales del equipo para comprender cómo mantener el control cuando se produce una patada durante las operaciones de perforación en vivo. La unidad de sitio de la plataforma móvil es una forma innovadora de educar a las cuadrillas de la plataforma de perforación sobre los signos indicativos de golpes de pozo, habilidades de toma de decisiones críticas en escenarios de alta presión, técnicas de perforación adecuadas y procedimientos de cierre correctos. Una cuadrilla confiada y bien preparada puede manejar más fácilmente los problemas de control del pozo reconociendo los problemas potenciales antes de que ocurran y reaccionando rápidamente para mantener el control del pozo de manera segura.

La bomba de fracturación hidráulica DuraStim de AFGlobal se desarrolló para superar las deficiencias de rendimiento de larga data de los diseños tríplex y quíntuple. La bomba DuraStim forma la base para ganancias de gran alcance en el rendimiento de la bomba de fracturación y la ejecución de tratamientos de fracturación hidráulica. La DuraStim de 6000 hp es una bomba de desplazamiento variable de baja frecuencia, carrera larga y completamente automatizada. El estrés del extremo del fluido, una fuente clave de desgaste con las bombas convencionales, se reduce en gran medida gracias a las 48 pulgadas de la bomba. carrera y una tasa cíclica baja de 20 ciclos por minuto o menos en comparación con los 200 ciclos por minuto con bombas convencionales. La bomba triplica los caballos de fuerza producidos con el mismo espacio que las bombas convencionales, lo que reduce significativamente la complejidad del fraccionamiento y mejora la logística y la seguridad en el sitio del pozo.

Chemterra y Air Liquide están publicando los resultados de los estudios de prueba de laboratorio del transporte de apuntalante hidrofóbico (es decir, arena recubierta hidrofóbicamente) por un fluido acuoso combinado con nitrógeno a diferentes concentraciones bajo alta presión (2000 psi). Las empresas han descubierto que esta combinación proporciona una mejora significativa en el transporte de apuntalantes en comparación con un apuntalante convencional (es decir, arena sin recubrimiento y sin nitrógeno agregado). Esto respalda la expectativa de que las partículas de apuntalante que se adhieren a las burbujas de gas mejoran las propiedades de transporte y, por lo tanto, la conductividad general de la fractura. El aumento de la fracción de volumen de gas nitrógeno dentro del fluido de fractura mejora significativamente la suspensión del apuntalante, particularmente para apuntalantes de menor tamaño.

El sistema Stronghold de Archer está probado en campo con más de 140 ejecuciones en todo el mundo. Su historial muestra una mejora significativa de la confiabilidad desde el sistema de tres viajes de primera generación hasta el nuevo sistema robusto de un viaje. El nuevo y mejorado sistema Stronghold Barricade+ es la última incorporación a la familia Stronghold. Tiene mayores capacidades de circulación, presión y derivación para aumentar el rendimiento en las operaciones de disparos, lavado y cementación, especialmente para aplicaciones de espacios anulares dobles y grandes diámetros de revestimiento. El sistema Barricade+ ofrece una alternativa económica y eficaz a las técnicas tradicionales de taponamiento y abandono. Al diseñar el sistema Barricade, los ingenieros se centraron en la eficiencia, la flexibilidad y la fiabilidad.

Un nuevo flujo de trabajo de terminación integrado rastreó los marcadores de ADN que se producen de forma natural dentro de los fluidos producidos y los recortes de pozos para estimar las contribuciones de producción por etapa de terminación. Cuando el pozo entró en producción, los fluidos producidos se recolectaron para análisis de ADN y se compararon con marcadores de ADN derivados de recortes. El análisis integrado muestra una mayor productividad en las etapas de punta y talón y una falta de producción en las etapas intermedias. Los informes de finalización indicaron que las etapas laterales medias tuvieron dificultades de finalización y poca o ninguna colocación de arena durante las operaciones de fracturamiento. Los extremos de la puntera y el talón se completaron según lo diseñado. Donde el informe de geonavegación indica que el pozo estaba en formación, los informes de terminación indicaron una fracturación hidráulica exitosa. Comprender la contribución lateral por etapa puede conducir a programas de perforación revisados ​​y una mejor comprensión de la productividad del pozo.

Blackhawk Specialty Tools, una división de Frank's International, ofrece una línea de tapones de fracturación, que incluyen el tapón de fracturación compuesto BIG EASY y el tapón de fracturación soluble BLACK GOLD que están probados en el campo para manejar las aplicaciones más desafiantes. El tapón de fractura BIG EASY proporciona una barrera a corto plazo para separar las etapas durante las operaciones de estimulación. El cuerpo completamente compuesto y el diseño del resbalón le permiten al cliente quitar fácilmente la barrera y conserva el agua al tener la pelota en su lugar. Ofrece una mayor versatilidad durante las operaciones de fracturamiento y evita el deslizamiento que comúnmente se presenta con este tipo de herramientas. El material de alta ingeniería permite tiempos de perforación de 4,5 a 6 minutos con procedimientos de perforación estándar.

El sistema de arranque en caliente Hibernate de C&J Energy Services brinda la capacidad de apagar automáticamente los motores de las bombas de fracturación entre etapas y luego hacer arranques grupales remotos cuando sea el momento de bombear nuevamente. Durante 62 días de pruebas de campo recientes en una flota del oeste de Texas, el sistema redujo el ralentí del motor en aproximadamente un 54 % y el total de horas del motor en un 32 %. Proyectado para un uso de 300 días por año (usando precios promedio de combustible durante el tiempo de prueba), los ahorros ascienden a $1.29 millones para una flota de 18 camiones. Los ahorros anuales totales proyectados (considerando tanto el ahorro de combustible como las reducciones de mantenimiento) fueron de $1,52 millones para la flota. Minimizar el tiempo de ejecución y el mantenimiento también contribuye a mejorar el desempeño ambiental y reducir los riesgos de seguridad del personal.

En una era de operaciones de fracturación simplistas y sistemas de fluidos básicos, todavía se requiere ingeniería en tiempo real para ser un operador eficiente. La reducción del tiempo improductivo (NPT, por sus siglas en inglés) en el lugar es un proceso activo, y tener información procesable relacionada con los eventos de filtrado pendientes puede ser clave para mejorar la eficiencia operativa. Los ingenieros de Calfrac utilizan una técnica de gráficos superpuestos para analizar las respuestas de presión en tiempo real, evitando filtraciones y NPT. Esta técnica se desarrolló por primera vez para determinar la efectividad de las caídas de desviadores y permitir la optimización en tiempo real (documento SPE-194336). La aplicación de esta técnica para comparar etapas anteriores o compensadas permite a los ingenieros de Calfrac identificar tendencias de presión que se desvían de los éxitos de colocación de fracturas anteriores. Obtener recomendaciones proactivas y procesables antes de una selección siempre brinda más oportunidades para mejorar la eficiencia que el análisis posterior al trabajo.

La nueva tecnología de imagen de fondo de pozo basada en acústica y de alta resolución de DarkVision brinda a los operadores una vista de 360 ​​grados dentro de sus pozos, independientemente de la claridad del fluido. A diferencia de los sistemas ópticos, la tecnología utiliza ondas de sonido de alta frecuencia para ver, lo que le permite obtener imágenes a través de fluidos opacos a un nivel submilimétrico. La herramienta se puede implementar utilizando cualquier sistema estándar de cable, bobina electrónica o tractor en una variedad de aplicaciones, desde pozos térmicos hasta pozos de esquisto. Los operadores están utilizando la tecnología para evaluar un amplio espectro de problemas, como daños en la carcasa, corrosión, erosión y condiciones de deslizamiento de las camisas. DarkVision se está utilizando ampliamente para el análisis de disparos para medir el tamaño y la forma de los disparos individuales, evaluar la eficiencia del grupo y la efectividad del diseño de terminación. DarkVision ha ejecutado sus herramientas de imágenes con 16 operadores diferentes en América del Norte.

La tecnología más nueva de Deep Imaging Technologies reduce la incertidumbre para los operadores al proporcionar una vista en tiempo real del movimiento de su fluido de fracturación. Al observar hacia dónde va realmente el fluido, los operadores pueden descubrir lo que realmente está sucediendo y hacer ajustes específicos que reduzcan los costos y mejoren el valor presente neto. Por ejemplo, pueden ver si un pozo infantil tiene una fuga en un pozo principal, si las etapas se superponen o si la ubicación del pozo es correcta. La compañía rastrea el movimiento de fluidos creando un campo electromagnético sobre el suelo, fuera de la plataforma y sobre la horizontal. El campo se altera a medida que el fluido de fracturación ingresa al yacimiento y esas alteraciones se mapean. Al comprender cómo las etapas interactúan con las etapas y los pozos interactúan con los pozos, los operadores están realizando cambios informados y logrando reducir los costos de terminación y mejorar la producción.

La tecnología VORARAD es un sistema de revestimiento de poliuretano formulado para apuntalantes de arena que simplifica las operaciones de fracturación hidráulica a bajas temperaturas. El sistema cumple dos funciones críticas: control de reflujo de apuntalante y captura de radio en el fondo del pozo. Los experimentos de laboratorio que miden la absorción de radio por parte de los apuntalantes que contienen VORARAD demuestran la capacidad de la tecnología para secuestrar radio de manera selectiva en una variedad de condiciones, que van desde el período temprano de reflujo hasta las etapas posteriores del ciclo de vida del pozo. En una serie de pruebas en cinco muestras de flujo de retorno y dos muestras de agua de campo producida con concentraciones de referencia de Ra-226 que varían de 1,230 a 9,750 pico Curie (pCi) por litro, se encontró que la absorción acumulada de Ra-226 estaba entre 455 pCi/lb y 823 pCi/lb de apuntalante. En base a estos resultados, se estima que se capturarán 5.900 μCi de radio en un año, cuando el 25% de la mezcla de apuntalante utilizada sea apuntalante VORARAD.

El sistema de alineación DS NLine de DynaEnergetics proporciona una alineación exacta de la carga entre los módulos de las pistolas, lo que garantiza disparos precisos en la dirección elegida. Cada módulo se puede girar de forma independiente y luego bloquearse en su lugar cuando se alinea con pistolas adyacentes. Esto permite que toda la cadena portadora plug-and-perf dispare cargas en una dirección predeterminada, como la dirección de tensión máxima o lejos de las líneas de control o fibra óptica. Para la orientación de fondo de pozo, el nuevo sistema utiliza subs localizadores basados ​​en aletas para lograr resultados dentro de la ventana óptima de la orientación elegida. Diseñado teniendo en cuenta la seguridad y la eficiencia en el sitio del pozo, el DS NLine sub ofrece los mismos beneficios que otros sistemas DynaStage, como el uso de cargas moldeadas optimizadas para fracturas, un conjunto de detonador intrínsecamente seguro y pruebas de sarta completa y confirmación del sistema antes del funcionamiento. agujero.

EKU Power Drives Inc. ha lanzado Vulcan, un calentador de refrigerante inteligente alimentado por diésel con una potencia de 60 kW. Con este nuevo producto, EKU Power Drives puede adaptar bombas de fracturación que funcionan en áreas con temperaturas ambientales de hasta -40 C (-40 F). El calentador de refrigerante funciona junto con el controlador de reserva del motor, un sistema que reduce el tiempo de inactividad de las bombas de fracturación hasta en un 90 %. El calentador de refrigerante satisface dos requisitos diferentes: puede precalentarse de manera óptima antes del primer arranque de la bomba de fracturación en el pozo, lo que reduce el tiempo de arranque, y también después de que se haya apagado el tren de transmisión, cuando mantiene la bomba de fracturación cebada para reiniciarse en cualquier momento. bajo carga completa.

Los operadores están mejorando sus terminaciones plug-and-perf (PNP) con el sistema de disparos mejorado con propulsor Kraken de Enhanced Energetics. Excediendo los límites de las operaciones de disparos convencionales, los propulsores de propulsor generan presión de gas a una velocidad que fractura la roca en tensión con la suficiente rapidez para evitar el efecto de fuga. Este evento de presión rompe cada túnel de disparos, lo que permite que los fluidos de fracturación ingresen a la formación más allá de la zona dañada causada por los disparos estándar y se inicien a una presión reducida. Al pretratar los túneles de disparos de esta manera, los operadores también pueden aumentar la eficiencia de la fractura, que es el porcentaje de disparos en una etapa que toma fluido y apuntalante. El uso de esta tecnología puede reemplazar la necesidad de ácido en las operaciones de fracturamiento inicial. Las operaciones de disparos de Kraken son una solución de ingeniería que brinda consistencia y repetibilidad para completar pozos de alto rendimiento.

El informe de la Administración de Salud y Seguridad Ocupacional de EE. UU. sobre las tasas de lesiones graves (2015-16) sugiere que las operaciones de petróleo y gas tuvieron 346 lesiones graves con casi 150 lesiones por cada 100 000 trabajadores. Además, el informe sobre derrames de 2015 de la Agencia de Protección Ambiental de EE. UU. sugiere que el 19 % de todos los derrames es el fluido de fracturamiento. FTSI mantiene HSE en el centro de todas las iniciativas de toda la empresa. En 2018, FTSI introdujo el Centro Nacional de Operaciones (NOC, por sus siglas en inglés), que monitorea y asiste todas las operaciones e iniciativas de campo de forma remota. El NOC utiliza el flujo de datos de salida del motor y algoritmos patentados de estado del motor para monitorear la calidad del equipo y las herramientas de análisis vibratorio para predecir fallas en el equipo y llevar a cabo un mantenimiento preventivo basado en datos. Esto ha ayudado en gran medida a FTSI a reducir su huella de derrames y, al mismo tiempo, ha mejorado la eficiencia de bombeo en un 9 % para sus clientes.

Los sistemas de camisa de fractura monocalibre Elect utilizan el marco mecánico de una camisa de fractura estándar, pero también incorporan un subensamblaje electrónico que alberga una placa electrónica, baterías y un bloqueo electrohidráulico de un solo uso. Esto da como resultado la capacidad de desplegar una pieza de revestimiento inerte en el pozo que contiene un cerebro digital que espera el comando para transformarse en cualquier tipo de camisa de fracturamiento requerida en un pozo. Si se requieren puntos ilimitados de entrada única, el sistema puede incluir un deflector y decirle a la manga cuántas bolas debe contar. Si se necesitan puntos de entrada múltiple o una puntera, el sistema se puede ejecutar tal como está y se le puede indicar cuándo activarlo. Los manguitos Elect ofrecen recuentos de etapas ilimitados en operaciones de fracturamiento de múltiples etapas.

El aditivo de control de reflujo de apuntalante PropShield de Hexion es un medio económico de control de reflujo de apuntalante. Este agente de control de reflujo líquido se aplica directamente a la tina del mezclador en el lugar y se puede aplicar a cualquier tipo de apuntalante, independientemente del tamaño de la malla. El aditivo PropShield se entrega directamente al sitio del pozo en contenedores a granel Hexion. Es eficaz en una amplia gama de temperaturas de fondo de pozo y es compatible con los aditivos de fluidos de fracturamiento más utilizados. Los resultados de campo en la Cuenca Pérmica, Oklahoma y Canadá han demostrado una reducción de hasta el 80 % en el flujo de retorno del apuntalante en comparación con los pozos vecinos.

La fracturación hidráulica se basa en una cadena de suministro de apuntalante compleja que involucra muchas partes y variables. La plataforma de logística de apuntalante PropDispatch mejora la eficiencia operativa y reduce los costos con datos procesables en tiempo real. La última incorporación a la solución de apuntalante de última milla PropStream de Hi-Crush, el software permite visibilidad, automatización y adquisición de datos en tiempo real a través de una plataforma de comunicaciones común para garantizar que todas las partes tengan acceso a la misma información para la toma de decisiones oportuna. La tecnología PropDispatch también automatiza el proceso de pedido, envío, transporte y facturación de camiones cargados de apuntalante. El software complementa los sistemas de contenedores y silos de PropStream al brindar una solución flexible, segura y eficiente para administrar volúmenes de apuntalante, diseños de fracturación y huellas del sitio del pozo. La integración de software y equipos especialmente diseñados es un paso importante en el avance de la logística de apuntalantes.

El sistema de energía avanzado PowerCell aborda los desafíos de HSE, emisiones, costos operativos y huella que se enfrentan en las operaciones de fracturamiento. Ya no es necesario que los tractores arranquen las bombas de fracturamiento o que estén emparejados permanentemente. El sistema reduce el tiempo de inactividad de la bomba de fracturación en un 85 %, lo que prolonga la vida útil de la bomba. Los beneficios adicionales incluyen la reducción del uso de combustible entre un 30 % y un 40 % y la reducción de las emisiones de NOx en un 25 % y las emisiones de CO en un 65 %. El PowerCell permite un verdadero arranque remoto de las bombas de fracturación, eliminando así la exposición del personal a la zona roja. Menos equipo en el sitio y la eliminación de tractores reduce en gran medida la huella operativa, generalmente en un 35%. El sistema también proporciona energía eléctrica, hidráulica y neumática primaria o secundaria para equipos auxiliares, proporcionando así redundancia para las operaciones. El PowerCell puede alimentar la camioneta de datos, las torres de iluminación, el equipo de manejo de arena, así como las herramientas de mantenimiento y operaciones, todo desde un solo sistema. Esta tecnología se integra a la perfección con cualquier extensión de fracturamiento y el retorno de la inversión suele ser de dos a tres meses.

National Oilwell Varco (NOV) desarrolló el nuevo BPS Maxx para usar en terminaciones horizontales para establecer una inyección de fluido sin intervención en la punta, eliminando la necesidad de pistolas de disparos tradicionales transportadas por tubería. BPS Maxx tiene tres veces más área de flujo que el BPS original, lo que reduce el riesgo de taponamiento por escombros que quedan en el pozo después de las operaciones de cementación. Recientemente, un operador importante en la cuenca de Anadarko necesitaba maximizar las contribuciones de la roca del yacimiento, aumentar la eficiencia y minimizar el riesgo durante las operaciones de taponamiento y perforación. El operador instaló tres subs BPS Maxx con dos juntas de revestimiento en el medio para crear el primer grupo de etapa de fracturamiento, eliminando la iniciación de la base y el trabajo de preparación previa. La solución permitió una tasa de estimulación promedio de 96 bpm a una presión máxima de tratamiento de superficie de 8800 psi y ayudó al operador a obtener imágenes adicionales del yacimiento.

La solución de última milla Arrows Up de OmniTRAX ayuda a las empresas a organizar arena en previsión de un aumento de la demanda sin los requisitos de capital de construir una terminal, y la oferta de transporte ShaleTECH de la empresa mueve los contenedores unitarios Arrows Up exactamente donde se necesitan cuando se necesitan. para optimizar la cadena de suministro de energía extendida. El transporte de última milla de apuntalante a los cabezales de los pozos sigue siendo el problema logístico más importante al que se enfrentan la mayoría de las empresas de servicios petroleros y de exploración y producción. Esto requiere cada vez más una solución de logística administrada con operaciones escalables y flexibilidad, como las ofertas de Arrows Up y ShaleTECH Transport, que reducen el tiempo improductivo y minimizan las demoras al tiempo que mitigan la exposición al polvo de sílice.

La cantidad de pozos horizontales completados con longitudes laterales superiores a 3048 m (10 000 pies) en áreas productivas no convencionales en los EE. UU. ha aumentado significativamente. Si bien los laterales de alcance extendido brindan una mayor cobertura del yacimiento, un mayor número de etapas y, en consecuencia, una mayor producción, no ha estado exento de desafíos. Un desafío particular es el tiempo y el costo necesarios para fresar eficientemente los tapones de fracturación de cada etapa antes de la producción. La última innovación de Packers Plus Energy Services es un conjunto de tapones de fracturación que mejora la implementación y reduce/elimina las operaciones de fresado, lo que ahorra tiempo y reduce el riesgo. El conjunto de ofertas incluye Lightning Plug, LightningPLUS Composite Plug y LightningBOLT Dissolvable Plug. Uno de los primeros despliegues en un pozo en Texas demostró la eficiencia de fresado de los tapones, ya que se fresaron 18 tapones con un tiempo promedio de 12,67 minutos y se observaron recortes de tamaño favorable en la superficie. Desde que se introdujo esta línea de tapones de fracturación de longitud corta, se han instalado más de 3000.

La producción de arena inesperada y descontrolada puede contribuir al tiempo de inactividad de la producción, los problemas ambientales y el desgaste de los equipos que conducen a fallas catastróficas. Cuando una supermajor descubrió que sus pozos producían cantidades de arena, solicitó a Proserv que desarrollara un sistema seguro para cuantificar sólidos. El muestreo efectivo es un desafío cuando los pozos contienen altas relaciones gas-petróleo, H2S y problemas de taponamiento. Las propiedades físicas esenciales, incluida la densidad, la fracción de volumen, el tamaño y la morfología de las partículas, se entienden para ayudar a cuantificar los riesgos. Las propiedades químicas y mineralógicas son clave para evaluar factores, incluida la corrosión potencial. Estandarizado en todos los activos, Proserv suministró a su cliente un sistema cerrado de filtración de arena que simplificó el proceso de muestreo de petróleo, gas, agua y sólidos simultáneamente, al tiempo que redujo los riesgos de HSE.

El creciente problema de las interacciones de fracturas de pozo a pozo en las formaciones de esquisto de América del Norte dicta la necesidad de mediciones más precisas del espaciamiento interlateral. Las técnicas convencionales de levantamiento de pozos por sí solas no pueden garantizar una ubicación óptima debido a los errores sistemáticos que dominan la incertidumbre en las mediciones de la trayectoria del pozo. Esta incertidumbre impide la estimulación óptima del campo y el modelado de la producción, ya que los datos históricos de posicionamiento del pozo utilizados en el análisis estadístico son inexactos. Con los precios actuales de las materias primas, la industria no puede permitirse un desarrollo de campo subóptimo causado por una colocación incorrecta de los pozos. La solución a este problema son las mediciones de posición directas de pozo a pozo utilizando el sistema de rango Lodestone de Scientific Drilling International. Lodestone puede identificar la causa de las interacciones entre los pozos debido a la proximidad, lo que permite a los operadores implementar medidas para mejorar la recuperación de hidrocarburos y mitigar las pérdidas financieras por impactos de fracturas.

La nueva tecnología Seismos-Frac es la primera plataforma plug-and-play para mediciones en tiempo real de la red de fracturas durante las operaciones de fracturación hidráulica. La tecnología, en su sencilla configuración no invasiva que incluye dos sensores conectados a la válvula de ala, ofrece mediciones directas y completas de las propiedades de la red de fracturas, etapa por etapa, lo que permite terminaciones inteligentes. Los entregables se expanden más allá de la geometría (largo, ancho y alto) e incluyen mediciones precisas de la complejidad de la red, la conductividad y la distribución de agentes de sostén para el campo cercano y lejano. Con los resultados proporcionados dentro de los 10 minutos posteriores a la finalización del bombeo de una etapa determinada, los operadores pueden revisar las mediciones, evaluar el rendimiento de una etapa determinada, utilizar los aprendizajes en etapas sucesivas y decidir si adoptar un nuevo enfoque de finalización. Probar los cambios en los volúmenes de lodo, las tasas de bombeo, las concentraciones de apuntalante, los aditivos químicos y otras variables de terminación se vuelven fáciles cuando el efecto de tales decisiones se puede traducir en mediciones de la red de fracturas en tiempo real y se evalúa progresivamente de estado a etapa. La interferencia potencial entre los pozos y los impactos de fractura se puede evitar con la comprensión en tiempo real de la altura y la longitud de la fractura.

SNF ha lanzado su sistema de hidratación móvil PowderFrac X Gen II que utiliza un reductor de fricción (FR) de polvo de hidratación rápida para una aplicación rápida en la fracturación con agua aceitosa. Las tasas de dosificación oscilan entre 0,25 y 6 gpt de emulsión líquida equivalente a FR a tasas de fracturamiento de 100 bbl/min. La dosificación está automatizada, proporcionando así datos en tiempo real. Los estudios confirman reducciones de dosis del 25 % de FR mientras se reduce la presión en un promedio de 1000 psi en comparación con la emulsión FR. El sistema también crea niveles de dosificación de alta viscosidad para el transporte de apuntalantes, lo que elimina la necesidad de un gel lineal. Otro estudio documenta el transporte de arena a 5,5 ppa con dosis de FR tan bajas como 5 lb/1000 gal. Finalmente, el uso de FR seco reduce los costos de transporte y las emisiones al eliminar los volúmenes de fluido portador requeridos con emulsiones y lodos.

Convoy PPS de Solvay es una nueva tecnología que ofrece capacidad de carga de apuntalante con una viscosidad de fluido mínima. El fluido se desarrolló mediante la innovación de la química de polímeros sintéticos para brindar una intensidad de apuntalante mucho más alta por pozo, mientras se desplegaba una cantidad igual o menor de agua y productos químicos y una capacidad de bombeo mejorada para permitir una operación más eficiente. La capacidad de Convoy PPS de brindar una distribución ideal del apuntalante en toda la fractura sin sedimentación ni formación de dunas traduce una alta intensidad del apuntalante en el área de superficie máxima apuntalada, lo que mejora en gran medida la eficiencia de la fractura. Todo esto se logra con un sistema de un solo aditivo que se maneja como un reductor de fricción convencional y se rompe fácilmente con rompedores convencionales.

MajiFrac de Tendeka es un nuevo conjunto de aplicaciones que tiene como objetivo reducir el uso de agua y el tiempo de bombeo durante las operaciones de terminación mientras se mantiene la eficacia de la fracturación. La oferta personalizada implementada secuencialmente combina las siguientes tecnologías responsables con el medio ambiente: el tapón compuesto FracRight resistente a los ácidos de la empresa; el HCR-7000-WL, un ácido de punta de lanza modificado compatible con operaciones con cable; y uno de la familia MajiFrac de Tendeka de reductores de fricción de alta viscosidad con suspensión y transporte de apuntalante en una amplia gama de entornos, desde agua dulce hasta agua 100 % producida (las cargas ultrabajas requeridas para la reducción de la fricción dan como resultado un mínimo residuo de polímero en la formación). En un ejemplo, MajiFrac generó ahorros de hasta 50 000 bbl de agua y redujo los tiempos de funcionamiento de la bomba en 200 horas.

Desde el lanzamiento de la cartera de tapones de fracturación Minima totalmente compuestos en el segundo trimestre de 2018, Weatherford ha completado con éxito más de 15 000 instalaciones de tapones y ha obtenido una tasa de éxito del 99,6 %. El tapón de fracturamiento compuesto Minima tiene un diseño único que combina un tapón corto y confiable con un tiempo de molienda sin precedentes. El diseño compacto da como resultado una reducción de los desechos en el pozo, lo que permite a los operadores limpiar de manera más eficiente y poner sus pozos en producción más rápidamente que con las opciones de la competencia. Se logran resultados de limpieza consistentes y predecibles, incluso comprobados, en pozos con condiciones exigentes de más de 80 tapones y longitudes laterales que superan los 3 km (2 millas).

Weir Oil & Gas lanzó recientemente su cabeza de pozo Unitized lock-ring (ULR) actualizada y probada en campo. El nuevo cabezal de pozo ULR presenta un diseño estandarizado para extensiones de esquisto en los EE. UU. que se adapta al 95% de las configuraciones de revestimiento en 11 pulgadas. o 135⁄8 pulgadas. tamaños nominales. Su carcasa estandarizada del cabezal aumenta la flexibilidad y la velocidad. El cabezal de pozo ULR permite conexiones en 15 minutos o menos mientras mejora la seguridad. Las capacidades opcionales de cuatro sartas ofrecen a los operadores una mayor adaptabilidad para aumentar las profundidades de los pozos y las longitudes laterales. El sellado mejorado permite una mejor compatibilidad química y confiabilidad operativa, mientras que los robustos anillos de bloqueo sesgados hacia adentro reducen las vías de fuga.

El rendimiento de la producción se ve afectado por muchos factores, por lo que el desafío es descubrir las tendencias de todo el ruido. QRIpedia™ es un servicio de captura de conocimiento y toma de decisiones para una cuenca y/o región. Para los operadores que solo han perforado unos pocos pozos o que no tienen acceso a grandes cantidades de datos de pozos, QRIpedia™ aprovecha el conocimiento a nivel de cuenca capturado por la escultura de big data, integrando una variedad de fuentes de datos aplicadas a la superficie circundante. Utilizando una tecnología de IA aumentada diferenciada y superior, se proporcionan respuestas rápidas y basadas en la ciencia para lo siguiente:

Los sistemas de levantamiento de varillas de hoy enfrentan desafíos relacionados con el desgaste excesivo que interrumpe la producción y aumenta los costos de levantamiento artificial. Las fallas recurrentes en un pozo bombeado con varillas de bombeo ocurren en áreas de la sarta de varillas donde el contacto entre la conexión de la varilla de bombeo y la tubería se vuelve desigual en las cargas laterales. Apergy desarrolló el nuevo rotador de varillas Norris Sure-Spin HTSG, que está diseñado para mitigar el desgaste de las varillas, las tuberías y los acoplamientos, y de las guías, lo que reduce las costosas intervenciones en los pozos. Diseñado para una guía y un acoplamiento circunferenciales uniformes, y para el desgaste, el rotador de varillas Sure-Spin puede superar cinco veces la resistencia torsional que ofrecen los competidores. El sistema de inserción de bloqueo de abrazadera de barra pulida del rotador de barras Norris Sure-Spin impulsa de manera efectiva la rotación de la sarta de barras para los pozos no convencionales más desafiantes.

Se utilizó un nuevo flujo de trabajo integrado en un pozo exploratorio de Permian Basin que rastreó los marcadores de ADN dentro de los fluidos producidos y los comparó con una línea base de ADN derivada de cortes de pozo. Este proceso generó una estimación 4-D de la altura del drenaje de la fractura. La integración de la altura del drenaje con las curvas de declive a lo largo del tiempo proporcionó información sobre el rendimiento de la producción. Las tasas de producción coincidieron inicialmente con una curva de declinación esperada del modelo de yacimiento con la contribución de cuatro intervalos. A medida que la producción disminuyó por debajo de las tasas esperadas, las alturas de drenaje de la fractura indicaron una reducción de las zonas contributivas de cuatro a dos. Continuó el declive más rápido de lo esperado alineado con una mayor reducción a un solo intervalo. Por lo tanto, la integración de una altura de drenaje de fractura derivada del ADN para el análisis de disminución de la producción permitió nuevos conocimientos sobre la causa de la disminución más allá de las curvas de tipo esperadas.

En aplicaciones de pozos no convencionales, las bombas eléctricas sumergibles (ESP) experimentan condiciones de pozos duras y abrasivas. Las rápidas tasas de declinación, el aumento de los volúmenes de gas y el flujo inestable, que son típicos en los pozos no convencionales, pueden hacer que un ESP opere con frecuencia en condiciones de empuje descendente. La bomba de paquete Borets puede soportar mejor el empuje hacia abajo prolongado a través de la innovación en su diseño, lo que en última instancia da como resultado un menor desgaste y una mayor vida útil de la bomba. Utilizando la misma tecnología de paquetes en el manipulador de gas Vapro, Borets Packet y Vapro Pumps se han instalado en más de 1200 pozos en todo el mundo desde 2014, incluidos más de 180 pozos en la Cuenca Pérmica. Algunos de estos sistemas continúan operando más de 800 días de tiempo de ejecución.

EDGE utiliza la tecnología Cryobox para convertir el gas desperdiciado en GNL en la fuente antes de distribuirlo al mercado a través de su solución de logística de tubería virtual. Con todo el equipo entregado por camión, instalación en cuestión de horas y poco o ningún gasto de capital por parte de los propietarios de los activos requeridos, EDGE monetiza los activos que de otro modo quedarían varados o quemados. Se estima que los pozos varados representan hasta el 60% de las reservas mundiales, lo que indica la escala de este recurso sin explotar. EDGE combina la tecnología Cryobox con su solución de logística Connected Gas para crear la tubería virtual, produciendo hasta 10 000 gal/d de GNL. EDGE opera incluso desde las ubicaciones más remotas, mientras que el proceso ayuda a reducir el impacto ambiental de la quema de gas en el camino.

Algunos productores evitan monitorear cabezas de pozo, parques de tanques, tuberías y otros activos remotos con sistemas convencionales de detección de gases tóxicos debido a los altos costos de cableado y otras preocupaciones logísticas. Como resultado, a menudo confían en dispositivos portátiles de monitoreo de gas sin capacidad de alerta temprana o, lo que es peor, optan por no monitorear las áreas sensibles en absoluto. El monitor de gas inalámbrico Rosemount 928 de Emerson aprovecha la potencia de WirelessHART para simplificar la integración, reducir los costos de instalación y garantizar la seguridad en estas áreas de difícil acceso. El 928 ahora cuenta con un módulo de alimentación y un sensor intercambiables, que pueden detectar monóxido de carbono y oxígeno, así como H2S, lo que amplía la eficacia del sistema de seguridad y mejora la seguridad operativa donde más se necesita.

Para mejorar los índices de producción de las empresas de E&P que utilizan sistemas de levantamiento de varillas en pozos de alto volumen, Endurance Lift Solutions ha lanzado la varilla de bombeo de fibra de vidrio de alto flujo Serie 300. Los accesorios de extremo de flujo alto reducen la caída de presión en cada conexión y aumentan el área de flujo de producción en más del 40 %. Al reducir las restricciones de flujo, la velocidad promedio del fluido a través de la conexión de acoplamiento se reduce en aproximadamente un 31 %, lo que mejora la resistencia a la corrosión, la erosión y la acumulación de parafina. Este paradigma también reduce el desgaste de la conexión en la tubería y las fallas de compresión. Finalmente, con el aumento del área de flujo, los operadores pueden sustituir las varillas de bombeo de fibra de vidrio de alto flujo Serie 300 por bombas eléctricas sumergibles de menor volumen.

NuFlo X de FTSI es un copolímero a base de ácido no poliláctico (PLA) que permite una desviación superior a través del espesamiento por cizallamiento y la distribución del tamaño de las partículas. Los desviadores temporales basados ​​en polímeros, como el PLA, son bien conocidos en las terminaciones. Sin embargo, estos productos dependen de altas temperaturas y agua para hidrolizarse. Cuando las temperaturas de la formación no son lo suficientemente altas, estos tipos de desviadores se hidrolizan parcialmente o no se hidrolizan en absoluto, lo que ensucia el equipo de producción o permanece permanentemente en el frente de la formación. NuFlo X se disuelve por completo a temperaturas tan bajas como 43 C (110 F) y se ha utilizado en depósitos de hasta 107 C (225 F). Este desviador soluble en agua es un producto no tóxico que no se volverá a solidificar durante la limpieza del pozo ni se aglomerará a altas temperaturas superficiales.

La gestión de la arena producida se ha convertido en un foco importante en el mercado no convencional. Usando sensores ultrasónicos, Greene ha invertido recursos significativos para evaluar la eficacia de separación de arena de una serie de tecnologías de separación. Greene's ha utilizado este conocimiento para invertir en la mejor tecnología de separadores en arena y ayudar a sus clientes a manejar mejor la arena. Los beneficios de costos del monitoreo de arena se obtienen al reducir significativamente el potencial de desvío de arena, pero también permite una mejor eficiencia del equipo y del personal. El monitoreo de arena también reduce los costos generales de los clientes al permitirles trabajar sin personal en los sitios utilizando una combinación de monitores de arena y personal de campo itinerante para descargar los separadores. El equipo de monitoreo de arena detecta babosas de arena y alerta al personal. La respuesta rápida a los eventos de arena garantiza que el equipo de gestión de arena funcione con la máxima eficiencia, lo que reduce la cantidad de arena que pasa por alto el equipo y mitiga el potencial de daños o los requisitos de limpieza en el equipo permanente y las pérdidas de producción.

La certificación ValidTorque es un proceso de prueba que MRC Global desarrolló para válvulas automatizadas destinadas a servicios críticos o relacionados con la seguridad. El nuevo equipo de prueba de válvulas automatizado y el proceso de verificación establecen el verdadero factor de seguridad tal como se entrega para las nuevas válvulas automáticas y establece un punto de referencia o un conjunto de características operativas de referencia para comparar los cambios en el rendimiento a medida que la válvula automática envejece. ValidTorque verifica todo el conjunto de válvulas automatizadas antes de la entrega; cuantifica el factor de seguridad conforme a obra; proporciona una base técnica y criterios de aceptación para las pruebas en servicio; y hace que la válvula automatizada completa esté "lista para la digitalización". Como resultado, ValidTorque proporciona un costo total más bajo asociado con el mantenimiento y las pruebas de las válvulas, una mayor cobertura de las pruebas de calidad, una menor probabilidad de falla a pedido y confianza en el rendimiento del sistema de seguridad asociado con las válvulas automatizadas.

Después de décadas en las que los operadores se adhirieron al espaciado de equidistancia entre corchetes entre las válvulas en los sistemas de levantamiento artificial por gas, los nuevos recursos de datos conducen a una mayor producción y un diseño más rentable. Los datos de los estudios de presión de fondo de pozo que fluyen revelan que el espacio entre las válvulas es fundamental y, en ocasiones, existe una comunicación entre la tubería y el revestimiento donde no debería existir. Para abordar estos y otros problemas, los ingenieros de Production Lift desarrollaron el método de elevación de gas de alta tasa basado en GLR (relación gas-líquido). Las pruebas de campo muestran que este método produce pozos a tasas más altas que los diseños tradicionales entre paréntesis de equidistancia y la transición de arriba a abajo será más fácil, con menos válvulas. Esto aumenta la producción al mismo tiempo que reduce los costos de instalación. Tasas de 2,500 bbl/d en 27⁄8-in. son fácilmente alcanzables, con tasas registradas de hasta 3.000 bbl/d. En las circunstancias adecuadas, son posibles tasas de producción aún más altas.

Cuando un pozo remoto experimenta un cierre, el tiempo de inactividad resultante puede afectar los ingresos de producción, ya que el trabajo de mantenimiento puede requerir un tiempo significativo para completarse. Smart Box de Proserv es un sistema de monitoreo en tiempo real para evaluar pozos inaccesibles. Funciona mediante la recopilación de información de los equipos de producción en el sitio y la transmisión de alertas periódicas al personal directamente a los dispositivos móviles a través de SMS. La firma completó recientemente una prueba exitosa de seis meses que involucró pozos remotos en el desierto para una compañía petrolera nacional en el Medio Oriente. Los pozos con paradas frecuentes fueron seleccionados específicamente para la prueba. Los mensajes de estado de salud recibidos dos veces al día redujeron la necesidad de inspecciones físicas, mientras que las alertas de apagado permitieron al operador responder rápidamente a posibles problemas.

En un esfuerzo por reducir costos y aumentar la eficiencia, los productores de petróleo y gas están haciendo la transición de campos de plataforma de un solo pozo a sitios de plataforma de múltiples pozos. Estas operaciones más complejas tienen mayores requisitos de datos y control, lo que dificulta la medición y genera más gastos de capital para los productores. La computadora de flujo de petróleo y gas en chasis fue desarrollada por ProSoft Technology para reducir el costo y la complejidad de los sistemas de automatización de plataformas de pozos. La solución se integra a la perfección con los controladores Logix de Rockwell Automation para ayudar a los productores de petróleo y gas a evitar los obstáculos de los sitios tradicionales de unidades terminales remotas y reducir los costos, incluso con un mayor número de pozos. El uso de esta computadora de flujo permite a los productores tener una arquitectura para el control y la medición, lo que ayuda a reducir los costos de hardware, software y licencias, optimizar las operaciones y simplificar la implementación y la escalabilidad. Además, utiliza una única conexión de alta velocidad a los sistemas SCADA, lo que mejora la integridad y la precisión de los datos.

El Spy Pro de Sercel-GRC es el único medidor de bomba sumergible eléctrica (ESP) disponible con un diseño de sello soldado de metal a metal a prueba de agua. Se está implementando con éxito en pozos de petróleo de esquisto no convencionales donde la tecnología patentada permite a los operadores continuar monitoreando el rendimiento del pozo, incluso cuando la conexión del motor está completamente sumergida en agua. El canal Spy Pro Vibration Z proporciona datos importantes sobre el comportamiento de los frecuentes efectos de golpes de los laterales largos, mientras que el canal de puntos Spy Pro WYE proporciona datos críticos con respecto al comportamiento eléctrico y la vida útil de los sistemas ESP. Diseñado para ser compatible con cualquier motor ESP, la familia Spy Pro incluye múltiples opciones de configuración, que incluyen metalurgia resistente a la corrosión, varios adaptadores de motor y medición de presión de descarga.

El nuevo 2 7⁄8-in de Silverwell. La versión de su sistema de optimización de producción de levantamiento artificial por gas Digital Intelligent Artificial Lift (DIAL) vuelve a empaquetar la plataforma probada de Tecnología de Actuación Binaria (BAT) en una configuración adecuada para los pozos de esquisto de EE. UU. Cuando se combina con el sistema de control de superficie DIAL, permite el ajuste de la tasa y la profundidad del levantamiento artificial por gas sin intervención. Los primeros 2 7⁄8 pulgadas. El sistema se ejecutó y puso en marcha con éxito en el Pérmico de EE. UU. a principios de este año. Con la adopción cada vez mayor del levantamiento artificial por gas en los yacimientos de esquisto de EE. UU., los ingenieros de producción se están enfocando en la optimización continua de los pozos de levantamiento artificial por gas para generar un incremento estimado del 10 % al 20 % en la producción. La optimización de los sistemas de gas-lift con la tecnología existente suele llevar mucho tiempo, ser costosa y arriesgada. Silverwell supera estas limitaciones con un sistema de levantamiento artificial por gas digital en el pozo, integrado y sin intervención.

Durante décadas, las computadoras de lógica programable (PLC) fueron la columna vertebral de la automatización. Sin embargo, la industria actual del petróleo y el gas debe gestionar muchos más datos de los que se crearon para los PLC. SitePro ha desarrollado un sistema basado en PC industrial (IPC) con mayor potencia para recopilar y procesar los flujos de datos masivos de la actualidad. Por ejemplo, los PLC almacenan pocos datos y pueden tomar pocas decisiones sin una conexión constante al poder de cómputo en la web. Los IPC se pueden programar para realizar un seguimiento de los cambios en la presión, el volumen u otras variables y reiniciar o apagar bombas y válvulas según sea necesario, un beneficio significativo para ubicaciones remotas con conexiones poco confiables. Los IPC pueden alertar a los productores sobre las necesidades de mantenimiento preventivo mediante el seguimiento de los cambios que normalmente presagian una falla, lo que evita la pérdida de producción debido al tiempo de inactividad. Los IPC también ahorran una cantidad significativa de horas de trabajo al aceptar actualizaciones remotas del sistema operativo y los algoritmos que controlan la automatización, lo que elimina las costosas visitas al sitio que requieren los PLC.

Tendeka ha desarrollado FloFuse STIM, una fusión de tecnología de regulación de la tasa de inyección y formulaciones de ácido modificadas inteligentes para garantizar una estimulación de matriz efectiva a través de la distribución proporcional de fluidos de ácido a lo largo de todo el pozo. La válvula de apertura forzada se monta en la tubería base y se cierra cuando la inyección alcanza una tasa predeterminada. Esto evita que una cantidad desproporcionada de ácido se desplace a una zona. Luego, el ácido se desvía a la siguiente zona y se repite el proceso, lo que da como resultado una distribución uniforme en todo el pozo. El uso de ácido modificado inteligente mejora la longitud de penetración del agujero de gusano y mitiga la reprecipitación posterior a la disolución del carbonato de calcio. Esta técnica es particularmente beneficiosa en formaciones carbonatadas con laterales largos donde la acidificación eficiente de la matriz es un desafío.

Las técnicas tradicionales de análisis de datos, como el análisis de tasa transitoria y el análisis de declive, han demostrado ser menos que ideales para el esquisto. Los datos contextuales de producción de series temporales y las propiedades de los pozos pueden ayudar a abordar estos problemas. El ContextHub de TrendMiner puede ser utilizado por el experto en la materia para navegar a través de metainformación importante, como reservorio, finalización, trabajo de fracturación, ubicación y apilamiento, en cuestión de segundos. A partir de ahí, se pueden realizar análisis de tendencias para identificar patrones significativos o realizar un seguimiento de la productividad del pozo. Las desviaciones de la norma se visualizan fácilmente con el DashHub de TrendMiner, lo que brinda a los operadores una vista única y uniforme de las operaciones. TrendMiner puede integrar datos de contexto con los recursos de series temporales disponibles y presentar al experto en la materia un flujo de trabajo de análisis intuitivo para obtener resultados al instante.

En los pozos de gas de esquisto no convencionales, la carga de líquido puede reducir drásticamente la producción y provocar un abandono prematuro. Los sistemas de levantamiento artificial existentes no pueden eliminar completamente los líquidos en las secciones vertical y horizontal del pozo. El nuevo Subsurface Compressor System (SCS) de Upwing Energy reduce la presión del fondo del pozo, aumenta la velocidad de la corriente de gas y elimina líquidos de las secciones vertical y horizontal del pozo. La presión de succión más baja en la entrada del SCS también supera los efectos capilares para eliminar los bloqueos de condensado dentro de la formación para producir más gas y condensados. El Upwing SCS está diseñado con tecnologías magnéticas herméticamente selladas para un funcionamiento fiable y eficaz en el duro entorno subterráneo sin necesidad de protector de motor.

Se producen de tres a siete barriles de agua por cada barril de petróleo en los activos de petróleo y gas no convencionales. Como resultado, la gestión del agua en la industria del petróleo y el gas es un gasto significativo y una preocupación medioambiental grave. El reciclaje del agua producida para su uso como fluido de fracturación reduce la extracción del acuífero de agua dulce y reduce los costos del operador. Con los pozos más productivos a menudo a decenas de millas de la infraestructura, los servicios móviles en el sitio brindan a los operadores la seguridad de saber que hay una solución total disponible donde sea que la necesiten. Como sistema de generación de hipoclorito de sodio in situ listo para el campo, la unidad de tratamiento móvil De Nora Neptune produce oxidantes o biocidas al costo más bajo, sin utilizar ni producir productos químicos peligrosos. Esto brinda a los operadores una solución completamente segura para la desinfección del agua de fracturación y el reciclaje del agua producida.

Los nuevos desarenadores multifásicos de cabeza de pozo y flujo de pozo Separon de Exterran Water Solution son alternativas económicas y altamente eficientes para entornos de alta presión. La tecnología es una solución completa que es compacta, liviana y cumple con todos los estándares hasta 20,000 psi, eliminando sólidos de las aplicaciones de pozo y flujo de pozo a un costo menor que otros productos y hecha para aplicaciones multifásicas y de gas. Exterran ofrece una gama completa de soluciones de tratamiento para eliminar petróleo y sólidos en suspensión del agua producida con tratamiento primario, secundario y terciario. Exterran diseña, construye y pone en marcha sistemas que tratan de manera rápida, eficiente y rentable el agua producida en volúmenes que van desde 100 hasta más de 1 MMbbl/d de agua para instalaciones de producción de petróleo y gas y ha tratado más de 5 Bbbl hasta la fecha.

La génesis de SCOUT de Fountain Quail Water Management surgió de la colaboración con la industria. Los operadores de E&P solicitaban un servicio de tipo llamado y un sistema confiable que generara salmuera limpia a partir del agua de reflujo con un tiempo de instalación y mano de obra mínimos. SCOUT ofrece una capacidad de salmuera limpia de agua mínima de 10 000 bbl/d. El sistema móvil autónomo se puede conectar en horas y ofrece un rendimiento comprobado en entornos exigentes. Desarrollado en conjunto con Filtra-Systems, cada SCOUT solo requiere una potencia de 480 V y tres conexiones: ENTRADA de alimentación, SALIDA tratada y Retrolavado. El volumen de retrolavado suele ser inferior al 1% de la alimentación.

Hydrozonix ha lanzado su HYDRO3CIDE, un sistema de oxidación totalmente automatizado para el tratamiento y reutilización del agua producida. Este sistema genera ozono bajo demanda, lo que reduce significativamente el costo de reciclar el agua producida como fluido de terminación. El agua producida generalmente se gestiona en pozos de eliminación/inyección, que ha sido la opción de menor costo. Las preocupaciones por la sismicidad inducida tienen el potencial de restringir significativamente la capacidad permitida de los pozos de eliminación/inyección, dejando al reciclaje como una alternativa viable. La oxidación del agua producida para el control de bacterias, hierro y sulfuro es un paso de importancia crítica en el proceso de reciclaje y se ha completado principalmente con un oxidante químico líquido. HYDRO3CIDE reduce el costo de oxidación hasta en un 90% permitiendo finalmente que el reciclaje se convierta en la opción de menor costo para la gestión del agua producida.

Kaizen Fluid Systems ha anunciado la innovación más reciente de su tecnología patentada en el tratamiento de un alto contenido total de sólidos disueltos y cloruros que se encuentran en el agua producida y de reflujo. La tecnología está diseñada para aumentar los flujos de ingresos para los ingresos del operador al extraer los minerales y metales valiosos que se encuentran en el agua producida. Kaizen ha extraído constantemente metales y minerales valiosos de grado comercial, como vanadio, litio y cobalto, que ha demostrado ser más valioso que el petróleo o el gas. Es importante que el agua producida se limpie según los estándares potables para extraer un producto de calidad comercial. Si el agua producida no se limpia a los estándares potables, todos los contaminantes arrastrados en el agua quedarán atrapados dentro de los minerales o metales, lo que reducirá significativamente el valor.

Los despachadores de logística de agua enfrentan el desafío de encontrar conductores disponibles con las certificaciones adecuadas en las mejores ubicaciones posibles para cada trabajo. El módulo FX Schedule & Dispatch recientemente rediseñado de LiquidFrameworks ha simplificado el trabajo del despachador para las empresas de servicios en el espacio de administración del agua al actualizar, almacenar y administrar toda la información pertinente del trabajo, el personal y el equipo en un lugar conveniente. Los tableros se pueden personalizar con la funcionalidad dinámica de arrastrar y soltar, y el personal se puede ordenar por función, horario y calificaciones.

El floculante verde H2O Floc de Monarch Separators se utiliza para reducir el impacto ambiental de las operaciones de petróleo y gas a través del reciclaje rentable del agua producida y de reflujo, al mismo tiempo que mejora la recuperación del petróleo. Los principales objetivos de tratamiento del floculante de alginato verde son la eliminación de aceite, grasa y sólidos suspendidos totales y, cuando se usa junto con un oxidante, metales, H2S y bacterias. A través de múltiples pruebas de tratamiento de agua producida y de reflujo a escala piloto en las cuencas de Permian, Denver-Julesburg y Powder River, la química H2O Floc pudo reducir la turbidez de más de 650 unidades de turbidez nefelométrica (NTU) a 1 NTU, la eliminación de aceite a menos de 2 mg/L, y hierro y manganeso a menos de 1 mg/L, mientras que se dosifica a una tasa mucho más baja que los floculantes del mercado actual.

National Oilwell Varco (NOV) ha lanzado un nuevo Servicio de Monitoreo de Petróleo en Agua, que ofrece a los productores de petróleo y operadores de eliminación de agua salada una forma simple y más efectiva de ver el rendimiento de eliminación de petróleo de sus sistemas de manejo de agua. Un dispositivo de monitoreo en línea vinculado a la plataforma digital GoConnect de NOV proporciona datos de concentración de petróleo en agua continuos y en tiempo real y análisis de tendencias. El servicio integral de monitoreo remoto de NOV elimina la necesidad de comprar equipos costosos y sofisticados o realizar pasos de mantenimiento y calibración que consumen mucho tiempo. Poner esta valiosa información al alcance de la mano del usuario permite a los operadores evaluar y comprender mejor el rendimiento de los procesos de las instalaciones, lo que da como resultado una mayor recuperación de petróleo, una mayor rentabilidad y la prevención de daños en los pozos de inyección.

Orion Water Solutions ha lanzado su nueva unidad de flotación por aire disuelto (DAF, por sus siglas en inglés) de doble capacidad, que está diseñada para tratar grandes cantidades de agua producida para uso de fracturamiento en formaciones de esquisto. El DAF de Orion, incluido su sistema operativo, fue diseñado desde cero específicamente para tratar el agua producida para la fracturación. Esto lo diferencia de la mayoría de los DAF actualmente disponibles construidos para otras industrias. El DAF resuelve el problema de las bacterias para los operadores que almacenan agua producida en estanques. Al eliminar el hierro y los sólidos suspendidos totales, deja el agua sin el alimento que las bacterias del aire necesitan para sobrevivir, manteniendo los estanques frescos por más tiempo y ahorrando costos químicos. Su capacidad de 40 000 bbl/d y 12 000 gpm permite a los operadores tratar sobre la marcha en apoyo de las operaciones de fracturamiento.

Desde el punto de vista de las operaciones y la contabilidad, la gestión de las fuentes de agua necesarias para los trabajos de fracturación y perforación de los yacimientos de esquisto puede ser un acto de malabarismo. Los operadores aguas arriba deben realizar un seguimiento de la propiedad y los volúmenes de los pozos de agua de origen, controlar los niveles de los pozos de agua, realizar un seguimiento del movimiento hacia los trabajos y contabilizar mensualmente lo que deben a sus proveedores de agua. Una nueva oferta de P2 Energy Solutions alivia la carga de administrar complejos sistemas de agua intermedios. P2 Source Water Management elimina las hojas de cálculo, lo que permite a las empresas rastrear y administrar con precisión el agua de pozo disponible para los trabajos y facturar a los proveedores y, al hacerlo, reducir los pagos excesivos o insuficientes.

La plataforma de inteligencia hídrica de campos petrolíferos de Sourcewater.com ayuda a las empresas a encontrar oportunidades comerciales relacionadas con el agua y a ver los precios, las utilizaciones y las tendencias del mercado del agua de los campos petrolíferos antes que la competencia. Sourcewater recopila, analiza y mapea datos de agua, eliminación, permisos de petróleo y gas, capacidad, producción y precios de su mercado exclusivo de agua y eliminación, así como de análisis de imágenes satelitales de Sourcewater, registros gubernamentales y de investigación de mercado continua para mostrar a los usuarios dónde está cada barril. de agua se encuentra y de dónde viene y va en Texas, Nuevo México, Dakota del Norte y Pensilvania. La nueva tecnología de detección de trabajo de tierra escanea imágenes satelitales semanales de la Cuenca Pérmica para predecir el permiso de perforación y la actividad de la plataforma seis meses antes de la presentación de permisos.

Las operaciones de esquisto se enfrentan a mayores costos de gestión del agua y más riesgos ambientales y operativos que nunca, los cuales se están convirtiendo en una parte cada vez mayor de los costos de los operadores. El abastecimiento de agua dulce y los crecientes volúmenes de reflujo de arena y agua producida, que a menudo se transportan y eliminan, son la causa principal. Abordar estos desafíos de una manera responsable con el medioambiente frecuentemente requiere agregar más servicios y personal en cada sitio. La solución de gestión de agua de TETRA Technologies ofrece ofertas innovadoras y diferenciadoras para la transferencia de agua producida, el desarenado y el tratamiento y reciclaje de agua sobre la marcha. Al integrar y automatizar las ofertas de la empresa, se maximiza la eficiencia a través de la planificación del trabajo y la optimización del personal, lo que ayuda a reducir la mano de obra para una operación típica de terminación totalmente integrada en más del 30 %. El cambio radical en la eficiencia se logra a través de una tecnología completamente automatizada que proporciona una mayor transparencia y control de calidad a lo largo de la transferencia, el reflujo y el reciclaje del agua producida, al mismo tiempo que mejora las consideraciones ambientales.

ShaleFlow es una solución transportable rentable para la reutilización del agua producida y el agua de reflujo de las operaciones de fracturación hidráulica. Este sistema modular compacto utiliza tecnologías diseñadas para permitir la reutilización con la flexibilidad de moverse a medida que se desarrolla el campo. Trata hasta 10 000 bbl/d (300 gpm) de agua producida con un enfoque simple de “drop-and-go”. ShaleFlow tolera una amplia gama de calidades de agua entrante que contiene hasta 300 000 ppm de sólidos disueltos totales. Puede eliminar hasta el 98 % de partículas como sólidos en suspensión, aceite y grasa y formadores de incrustaciones. El agua tratada es apta para su reutilización en operaciones de fracturamiento y terminación.

La caracterización adecuada de la composición de varias aguas en la industria del petróleo y el gas upstream es fundamental para comprender cómo se debe manejar y tratar esa agua. Los minerales disueltos impactan dramáticamente el desempeño de los reductores de fricción, inhibidores de incrustaciones, inhibidores de corrosión, biocidas y otros aditivos químicos que son críticos para el desempeño de las operaciones de fracturamiento hidráulico, inundaciones de agua y programas químicos de producción. Water Lens ha desarrollado un sistema rápido de análisis de agua con calidad de laboratorio que cualquier persona, en cualquier parte del mundo, puede ejecutar. Está diseñado específicamente para corregir las numerosas interferencias que se encuentran en las aguas de los campos petroleros y puede ser operado por cualquier trabajador del campo petrolero en cualquier entorno de campo. Esto permite que los operadores y las empresas de servicios se aseguren de tener los productos químicos correctos para un agua determinada y que estén usando la dosis correcta, lo que ahorra dinero y daños a la formación y al equipo asociado.

Water Standard ha desarrollado su plataforma H2O Spectrum compacta y modular después de ejecutar con éxito programas de demostración en las cuencas de Permian, Denver-Julesburg y Powder River para el tratamiento de agua producida y de reflujo donde el costo y la operatividad fueron factores clave. La plataforma H2O Spectrum ofrece la capacidad de tratar el agua para su reutilización y reciclaje, o un tratamiento avanzado para la descarga superficial segura en el ciclo del agua, lo que demuestra la administración de esta agua como el recurso más valioso. Los componentes generales destinados a la eliminación en las aplicaciones de reutilización incluyen aceite y grasa, sólidos en suspensión, bacterias y hierro, mientras que el tratamiento para la descarga superficial se extiende a la eliminación de sal, amoníaco y compuestos orgánicos disueltos.

La tecnología de tratamiento electroquímico de contacto directo de Thincell proporciona a la industria del petróleo y el gas un método in situ para tratar de manera rentable los fluidos de retorno de los pozos producidos por esquisto. Se ha demostrado que Thincell supera la electrocoagulación y otros métodos de tratamiento similares. Reduce hidrocarburos solubles e insolubles, metales pesados, sólidos en suspensión y bacterias con una eficiencia superior al 99%. La tecnología reemplaza los métodos tradicionales de electrocoagulación, que están plagados de pasivación, la falla temprana de los electrodos debido a la incrustación y la corrosión. En cambio, los cátodos, los ánodos, los electrodos de sacrificio y el lecho fluidizado de Thincell se combinan para proporcionar múltiples reacciones de tratamiento en una única cámara de tratamiento compacta. El resultado es bajo mantenimiento, mayor tiempo de actividad, costos operativos reducidos, mayor eficiencia y mayor seguridad del personal.