Preisrückgang führt Schieferproduzenten zu größerer Effizienz

Energieerzeuger suchen in Industrie 4.0 nach neuen Ideen zur Automatisierung, Verwendung von Sensoren, Big Data und Fernüberwachung und schaffen Möglichkeiten für Technologie-Startups.

Nachdem die Erdölpreise Mitte der 2010er Jahre eingebrochen waren, reagierten die Schieferöl- und -gasproduzenten auf den Abschwung, indem sie Techniken und Technologien aus dem Offshore-Bohrlochbetrieb, der Fertigung und sogar der medizinischen Industrie des Energiesektors ausliehen, um die Effizienz zu steigern.

Die Energieerzeuger suchten in Industrie 4.0 nach neuen Ideen für Automatisierung, Sensoreinsatz, Big Data und Fernüberwachung. Dabei schufen sie Möglichkeiten für Technologie-Startups wie unbemannte Luftfahrzeuginspektionsunternehmen. Von der Medizin entlehnten große Energieproduzenten wie ConocoPhillips DNA-Sequenzierung und Mathematik, die bei MRT-Scans verwendet werden, um sich weniger auf Kernproben und Blindbohrungen zu verlassen, um mehr Öl und Gas aus dem Gestein zu pressen.

„Basierend auf unseren Gesprächen mit Unternehmen würde ich sagen, dass sie vor dem Zusammenbruch der Ölpreise nicht so sehr darauf bedacht waren, nach allen möglichen Wegen zur Maximierung der Effizienz zu suchen“, sagte Artem Abramov, Vizepräsident für Schieferforschung bei Rystad Energy (Oslo, Norwegen ), ein unabhängiges Energieforschungs- und Business-Intelligence-Unternehmen, das Daten, Tools, Analyse- und Beratungsdienste für die globale Energiebranche bereitstellt. „Es hat in den letzten zwei Jahren Technologie-Startups hervorgebracht, und ich erwarte, dass noch mehr zu sehen sind.“

Anfang 2018 gab es in den Vereinigten Staaten etwa 750.000 produzierende Schiefer- und konventionelle Öl- und Gasquellen. Davon waren laut Daten von Rystad Energy 207.000 horizontale Hydraulic Fracturing-Bohrungen und 115.000 davon traditionelle horizontale Bohrlöcher. Die Daten zeigen, dass unter den 23.000 neu produzierenden Bohrlöchern, die in diesem Jahr erwartet werden, 15.000 Horizontalbohrungen mit geschätzten Kosten von jeweils 6,45 Millionen $ sein werden, obwohl es erhebliche Kostenunterschiede zwischen den Becken gibt.

Bei gesteigerter Effizienz würde die Branche normalerweise mit einem Beschäftigungsrückgang rechnen. Aber andere Kräfte haben einen paradoxen Effekt auf die Nachfrage nach Schieferöl- und Gasarbeitern, von Lastwagenfahrern bis hin zu Erdölingenieuren. „Einerseits sollte sich jede Automatisierung negativ auf die Beschäftigung auswirken“, sagte Abramov. „Aber seit die Schieferindustrie hochgefahren ist, ist die Nachfrage nach qualifizierten und sogar weniger qualifizierten Arbeitskräften hoch.“ Infolgedessen ist die Arbeitslosigkeit in Gebieten wie West-Texas, einem Standort großer Lagerstätten und Bohraktivitäten im Permian Basin, auf einem Rekordtief.

Ungelernte Arbeitskräfte sind nicht die einzigen Mangelware. Als die Erdölpreise 2015 einbrachen, gingen die Einschreibungen in Universitätsprogramme für Erdölingenieurwesen zurück. Dies hat dazu geführt, dass Ingenieure schwer zu finden sind, sagte Abramov.

Shell erfindet das „Schieferfeld der Zukunft“

Mitten im Hochlauf erkannte Royal Dutch Shell (Den Haag, Niederlande), dass man die Dinge anders angehen musste, um 11 Milliarden Barrel entdecktes und potenzielles Öl in Schiefervorkommen zu pumpen. Unternehmensführer forderten die Organisation auf, entweder den Umsatz zu steigern oder die Kosten zu senken und gleichzeitig eine stabile Kapitalinvestition aufrechtzuerhalten. Infolgedessen hat sich der Hersteller stark an die Fertigung und Industrie 4.0 gelehnt.

„Als wir das iShale-Programm gestalteten, haben wir sehr sorgfältig und absichtlich außerhalb der üblichen Allianzen der Explorations- und Produktionsindustrie nach einigen der innovativen Akteure gesucht, die in den Bereichen Automatisierung, Digitalisierung usw. in der Fertigung aktiv waren“, sagte Frederic Wasden, iShale-Projektmanager. „Und das war ein echter Vorsprung für uns, denn in der Fertigung 4.0 gibt es eine Reihe von Branchen, die schon seit geraumer Zeit dabei sind. Bevor wir etwas Neues entwickeln, war es unser Ziel, vorhandene, kommerziell erhältliche Technologien zu nutzen. Bei diesem Ansatz erachten wir das Risiko der Technologie aus Hardware-Sicht als relativ gering.“

Um das Schieferfeld der Zukunft aufzubauen, bildete Shell Allianzen mit Unternehmen, die dem Energieproduzenten helfen könnten, durch Automatisierung, Fernüberwachung, Einsatz von Sensoren, Robotik, Datenerfassung und -analyse, Cloud-Computing und den Einsatz von Solarenergie und Energiespeicherbatterien zu reduzieren Betriebskosten.

Dutzende verschiedener Arten von Sensoren, die Informationen an ein fortschrittliches Analysezentrum liefern, werden für kritische Funktionen eingesetzt:Kameras zur Erkennung von Methanlecks; Infrarot, um Tankfüllstände zu bestätigen und Eindringlinge zu erkennen; und Akustik, um festzustellen, ob ein Rohr erodiert. „Wir sind die Nutznießer der Arbeit, die das breitere Fertigungsgeschäft bei der Einführung dieser Sensoren geleistet hat, und ermöglichen es den Anbietern daher, diese zu erweitern“, sagte Wasden.

In der ersten Phase von iShale soll in der Anlage im Permian Basin demonstriert werden, dass Shell Kosteneinsparungen, Produktionsverbesserungen und Sicherheitsverbesserungen erzielen kann, indem es seine Funktionsweise ändert. Dadurch kann es die Daten nutzen, die in seinem Betrieb verfügbar sind, und diese Informationen mit erweiterten Analysen kombinieren, um herauszufinden, wie es seine Produktions- und Wartungspraktiken optimieren kann.

Remote-Support für Brunnenbohrungen und Wartung ist einer der Eckpfeiler des Programms. Mitarbeiter von Shell überwachten und berieten ein neues Bohrloch, das in Argentinien gebohrt wird, von seinem Überwachungszentrum in Calgary, Alberta aus. Sobald ein Bohrloch in Betrieb ist, kann das mit Fernüberwachungsinformationen versorgte Wartungspersonal mit der richtigen Sicherheitsausrüstung und den richtigen Teilen ausgestattet eintreffen, was einen weiteren Vorteil darstellt. Ziel ist es, Mehrausgaben durch unnötige Wartungsarbeiten zu vermeiden und gleichzeitig Betriebsunterbrechungen aufgrund des Ausfalls eines kritischen Teils oder Teils der Maschine zu vermeiden.

Der Energieriese hat auch Technologie, die in seinen eigenen Tiefseebetrieben verwendet wird, auf seine Onshore-Bohrungen übertragen.

„Offshore haben Gewicht und Platz absolute Priorität“, sagte Wasden. „Die Industrie hat herausgefunden, wie Gas, Öl und Wasser in einem sehr kleinen Behälter getrennt werden können. Dieselbe Technologie, die an Land gebracht wird, ermöglicht es uns, unsere Separationsausrüstung auf ein Lastwagengestell zu stellen, anstatt eine konventionellere Separationsanlage oder eine zentrale Verarbeitungsanlage zu bauen.“

Greg Guidry, Executive Vice President des unkonventionellen Geschäfts von Shell, sagte der RigZone-Website im Oktober 2017, die gewünschten Ergebnisse für iShale umfassen:automatisierte und integrierte Bohrlöcher und Fertigstellungen; skalierbare, modulare Designs für zentrale Einrichtungen; intelligente Bohrlochpads und drahtlose Kommunikation, die einen mehrphasigen Fluss und eine Trennung ermöglichen; Digitalisierungs- und automatisierungsfähiges Management durch Ausnahme- oder Standardfeldüberwachung; und eine „Organisation der Zukunft“ mit Mitarbeitern mit „breiter Qualifikation“, die digital vernetzt und übergreifend geschult sind.

Eyes in the Sky hängt von der Datenbibliothek ab

Der Rückgang der Ölpreise und die anschließende Jagd nach Kosteneinsparungen durch die Hersteller erwiesen sich als sehr gut für Unternehmen wie PrecisionHawk (Raleigh, NC), ein Fernerkundungsunternehmen, das unbemannte Luftfahrzeuge einsetzt, um Inspektionen für 10 der 20 größten Öl- und Gasexplorations- und Produktionsunternehmen.

Verschiedene Aufsichtsbehörden auf Landes- und Bundesebene verlangen viele Arten von Inspektionen von Öl- und Gasförderanlagen in unterschiedlichen Zeitplänen von monatlich bis jährlich. Während Hersteller Sensortechnologie einbauen können, um neue Bohrstellen zu überwachen, sind die Kosten für die Nachrüstung dieser Messgeräte viel höher als die Verwendung von Drohnen, um die gleiche Art von Inspektionen für ältere Felder durchzuführen.

„Das Problem ist, dass sie viele Bohrstellen haben, die seit Jahren in Betrieb sind; Es macht keinen Sinn, jedem einen 10.000-Dollar-Sensor hinzuzufügen“, sagte Patrick Lohman, Vizepräsident für Energie bei PrecisionHawk. „Hier kommen Drohnen wirklich ins Spiel.“

Es gibt einen guten Grund, warum Drohnen für den Job gut geeignet sind. Brunnenpads können bis zu einer Länge von zwei Fußballfeldern voneinander entfernt liegen, und lokale Straßen bieten normalerweise einen indirekten Weg von einem zum anderen. Infolgedessen kann ein Techniker täglich zu bis zu 10 Standorten fahren, um Inspektionen durchzuführen, sagte Lohman. Im Gegensatz dazu kann ein geschulter Drohnenoperator sein Luftfahrzeug je nach Dichte an einem Tag zu 100–125 Bohrlöchern schicken.

Eine Drohne ist nicht nur effizienter, es darf auch keine Qualitätseinbußen beim Inspektionsprozess geben, um nach Anomalien zu suchen. „In vielen Fällen kann eine Drohne alles erkennen, was eine Person erkennen kann“, sagte Lohman.

Dazu gehören Kameras, um zu sehen, ob die Vegetation auf die Bohrlochplatte vordringt; Wärmebildkameras zur Erkennung von Methanlecks oder überhitzten Komponenten; Methanlaser zur Konzentrationsmessung; und multispektrale Sensoren zur Erkennung von Poolwasser.

„Wir konzentrieren uns darauf, Anwendungen zu stapeln, um unseren Kunden eine umfassende Geoinformation zu liefern“, sagte Lohman. „Mit einer Tiefe strukturierter Daten wird PrecisionHawk in der Lage sein, mit Kunden zusammenzuarbeiten, um Anwendungen mit künstlicher Intelligenz zu nutzen, um die Wartungskosten zu senken.“

PrecisionHawk entwickelt visuelle Lernwerkzeuge, die in Abstimmung mit KI-Anwendungen arbeiten, um von Drohnen gesammelte Geodaten zu verwenden, um vorbeugende Wartung zu empfehlen und Geräteausfälle vorherzusagen. Da sie mehr Daten wirtschaftlich sammeln, verbessert sich ihr Toolset.

Der Arztbesuch schreibt vor, wo gebohrt werden soll

Bei ConocoPhillips leihen sich Geowissenschaftler Techniken aus, die bei der medizinischen Magnetresonanztomographie verwendet werden, um Daten aus seismischen Messungen für ein proprietäres Verfahren, das als komprimierende seismische Bildgebung bekannt ist, zusammenzustellen und zu analysieren, so eine Niederschrift eines Analysten- und Investorentreffens im November 2017. Ihr Ziel ist das Perm-Becken.

Bei der komprimierenden seismischen Bildgebung „gibt es anstelle eines geordneten Abtastmusters, wie Sie es normalerweise in der seismischen Technik haben, eine zufällige Probenahme, und dann verwenden wir Mathematik, die aus dem medizinischen Bereich stammt“, Al Hirshberg, Executive Vice President of Production, Drilling und ConocoPhillips Projekte, sagte während des Treffens.

Auf die tomographische (d. h. abschnittsweise) Bildgebung angewendete Mathematik ergibt eine 10-fache Steigerung der Auflösung. Dieselbe Mathematik kann auf seismische Punktdaten angewendet werden, um eine ähnliche Verbesserung der Auflösung zu erzielen.
„… oder natürlich können Sie weniger seismische Punkte aufnehmen und die gleiche Auflösung wie zuvor zu viel geringeren Kosten erhalten“, Hirshberg gesagt.

Schieferbetreiber setzen auch DNA-Sequenzierung ein, die in der Medizin unverzichtbar geworden ist. Die Sequenzierungsziele der Energieproduzenten sind jedoch die Mikroben, die in den Porenräumen und Bruchnetzwerken von Gesteinen leben. Laut der Website von Biota Technology (Houston) verwenden sie die Ergebnisse, um das Potenzial und die Bewegung von Öl zu bewerten, um die Bohrlochplatzierung zu optimieren, die Bohrlochkonnektivität zu überwachen und die Produktion im Laufe der Zeit für Fertigstellungen zu messen.