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Apr 07, 2023

Schiefertechnologie-Schaufenster 2019

In diesem speziellen Abschnitt stellt das E&P Magazine einige der neuesten Produkte vor

In diesem speziellen Abschnitt stellt das E&P Magazine einige der neuesten Produkte und Technologien für die Schiefererschließung vor und untersucht, wie sie Unternehmen bei ihrer kontinuierlichen Suche nach verbesserter Produktion und effektiveren Betriebstechniken zugute kommen werden.

Anmerkung des Herausgebers: Die hierin enthaltene Kopie stammt von Dienstleistungsunternehmen und spiegelt nicht die Meinung von Hart Energy wider.

Werkzeuge zur Tiefenmessung, seismische Verarbeitung/Interpretation, Charakterisierung von Lagerstätten, Gesteinsphysik, Geomechanik und Protokollierungswerkzeuge – die Explorationstechnologien, die vorgelagerte Öl- und Gasbetreiber suchen und nutzen, sind reichlich vorhanden. Das Ziel besteht darin, dass die Einführung dieser Tools zu einer effizienteren Schiefererschließung und einer größeren Gewinnung führen wird.

„An diesem Ende des jüngsten Abschwungs erweisen sich Betreiber, denen es gelungen ist, Arbeitsabläufe unter Verwendung von Daten auf eine Weise zu entwickeln, an die man vorher nicht gedacht hatte, als Marktführer“, sagte Carl Neuhaus, Vizepräsident für Well Data Products bei TGS, gegenüber E&P. „Analytik, die auf großen Mengen qualitativ hochwertiger Daten basiert, die disziplinübergreifend demokratisiert werden, sodass alle Interessengruppen in Algorithmen zur Ermittlung der Fakten einbezogen werden, steigert nachweislich den Kapitalwert (Nettobarwert) von Schieferanlagen.“

Laut einer aktuellen Pressemitteilung von GlobalData nimmt die Bedeutung der vorausschauenden Wartung im Öl- und Gasbetrieb zu. „Der Einsatz vorausschauender Wartungstechnologien hilft Unternehmen, ihre Betriebsausgaben zu senken, indem sie die Wartungsplanung optimieren und die Produktivität steigern“, heißt es in dem Bericht.

Im Folgenden finden Sie eine Auswahl neuer Explorationstechnologien und -dienstleistungen, die zur Verbesserung der Effizienz entwickelt wurden.

Beim Bohren können mehrere Probleme auftreten. Sam Shwayat, Technik- und Lösungsspezialist bei DiverterPlus, wies auf ein Beispiel hin und erklärte gegenüber E&P, dass eine Schlüsselkomponente zur Verbesserung der Bohreffizienz und zur Kostenkontrolle darin bestehe, Zirkulationsverluste zu stoppen oder zu verhindern.

„Dies wird durch die vielen verfügbaren Optionen für Lost-Circulation-Material (LCM) erreicht; obwohl die meisten LCM-Typen, die heute auf dem Markt erhältlich sind, nicht auf das Ausmaß der Formationsschäden oder die negativen Auswirkungen auf die Zementbindung eingehen, die sie verursachen können“, sagte er. „Durch Labortests und Feldanwendungen hat sich gezeigt, dass abbaubares LCM eine kostengünstige Lösung ist, um nicht nur Verluste zu stoppen, sondern auch diese beiden Probleme anzugehen.“

Viele Betreiber und Serviceunternehmen haben Beziehungen aufgebaut, um diese Probleme anzugehen und mit den Herausforderungen Schritt zu halten, mit denen Betreiber vor Ort konfrontiert sind.

„Die Wirtschaftslage hat sowohl den Betreiber als auch den Lieferanten dazu gezwungen, kontinuierlich nach Effizienzsteigerungen in ihren Betrieben zu suchen“, sagte Timothy Armand, Präsident von Newpark Drilling Fluids für Nordamerika. „Prozesse rund um die Lieferkette, die Logistik, den reibungslosen Betrieb eines Dienstleisters sowie die Verbesserung der Gesamtbetriebseffizienz mussten verbessert werden, um die Öl- und Gasexploration bei den aktuellen Rohölpreisen wirtschaftlich zu machen.“

Im Folgenden finden Sie eine Auswahl neuer Produkte und Dienstleistungen, die für Schieferbohrungen verfügbar sind.

Komplettierungswerkzeuge stehen ganz oben auf der Liste wichtiger Technologien, die für einen erfolgreichen unkonventionellen Öl- und Gasbetrieb erforderlich sind.

„Die Optimierung Ihrer Fertigstellungsstrategie ist der Schlüssel zur kontinuierlichen Bereitstellung leistungsstarker Bohrlöcher. Machen Sie Innovationen oder werden Sie veraltet“, sagte JD Schmidt, COO bei Enhanced Energetics (ehemals The GasGun LLC), gegenüber E&P.

Viele Dienstleistungsunternehmen entwickeln und verbessern weiterhin Bohrlochkomplettierungswerkzeuge – Innovationen, die für die Verbesserung der Effizienz von entscheidender Bedeutung sind.

„Fertigstellungskosten und Effizienz sind die letzten Dominosteine, die angegangen werden müssen, da die Branche darauf abzielt, Bohrkosten und Fertigstellungszeiten weiter zu reduzieren“, sagte Grant Ayo, Vizepräsident von NRG Pressure Pumping Technologies bei AFGlobal. „Während im letzten Jahrzehnt des Schieferbooms schrittweise Fortschritte erzielt wurden, ist der Markt immer noch auf der Suche nach einer Innovation, die die Dynamik von Bohrlochkomplettierungen wirklich verändert. Die Lösung liegt in Geräten, die Komplettierungen vom Dieselzeitalter in das digitale Zeitalter überführen und so das ermöglichen.“ Branchentools, die die Leistungsdichte, die Anlagenlebensdauer und die Maschinenintelligenz verbessern.“

Neue Technologien im Komplettierungsbereich gehören zu den wichtigsten Komponenten im Gesamtzyklus der Förderung eines Barrels Öl. Im Folgenden finden Sie eine Auswahl der neuesten Fertigstellungstechnologien.

Künstliche Förderung, Brunneneingriffe, Durchflusssicherung, Produktionschemikalien und Emissionsmanagement sind einige der entscheidenden Schritte und Technologien, die für einen effektiven und erfolgreichen Betrieb erforderlich sind.

„Betreiber sind heute in der Lage, Bohrungen und Fertigstellungen viel schneller und zu geringeren Kosten durchzuführen als noch vor einem Jahrzehnt“, sagte Herman Artinian, Präsident und CEO von Upwing Energy, gegenüber E&P. „Die nächste natürliche Phase für die Branche ist die Monetarisierung durch Steigerung der Produktion aus bestehenden Anlagen und Erhöhung der Gewinnfähigkeit durch neue Produktionstechnologien.“

Die im „Shale Technology Showcase“ von E&P vorgestellten Werkzeuge und Systeme stellen einige der neuesten Bemühungen dar, die Unternehmen unternommen haben, um die Produktion durch effizientere Prozesse, tiefere Bohrlöcher und längere Seitenleitungen zu steigern. Im Folgenden finden Sie eine Auswahl dieser neuen Produktionstechnologien.

Betreiber können mit einer Vielzahl von Wasserherausforderungen konfrontiert werden, wie z. B. der Reduzierung und Wiederverwertung von produziertem Wasser, der Minimierung des Süßwasserverbrauchs, der Reduzierung unerwünschter Wasserproduktion, der Aufbereitung von produziertem Wasser sowie der Suche und dem Transport von Wasser zur Entsorgung und Wiederverwendung.

„Die Möglichkeit, produziertes Wasser zu reduzieren und zu recyceln und den Süßwasserverbrauch zu minimieren, kann die Rentabilität des Betreibers verbessern und zur Wassereinsparung beitragen“, erklärte Halliburton auf seiner Website. „Weltweit produzieren Ölquellen etwa 220 Millionen BWPD [Barrel Wasser pro Tag] – etwa drei Barrel Wasser pro Barrel Öl. In älteren Feldern kann der Wasseranteil bzw. das Verhältnis von Wasser zu Öl 95 % betragen. oder höher. Die Verwaltung dieses produzierten Wassers ist eine große Herausforderung für die Betreiber.“

Das Ziel bleibt, die Nutzung natürlicher Ressourcen zu optimieren, Abfall zu minimieren und Wasser effizient zu nutzen.

„Wasser ist sowohl eine Verschwendung als auch ein wertvolles Gut, das für alle menschlichen Aktivitäten von entscheidender Bedeutung ist“, sagte Mark Wolf, Direktor der Onshore-Anlagen bei National Oilwell Varco, gegenüber E&P. „Die Zukunft des Wassermanagements in der Öl- und Gasindustrie wird darin bestehen, Wege zu finden, Wasser aus Abfall wirtschaftlich wieder in etwas Nützliches zurückzuführen.“

Im Folgenden finden Sie eine Auswahl einiger neuer Technologien und Produkte, die Unternehmen im Bereich Wassermanagement zur Verfügung stehen.

Das Shale Technology Showcase wurde von Ariana Hurtado, stellvertretende Chefredakteurin des E&P-Magazins, zusammengestellt. Sie ist unter [email protected] erreichbar.

Um für das Shale Technology Showcase Werbung zu machen oder gesponserte Inhalte beizutragen, wenden Sie sich an Danny Foster, Geschäftsführer für digitale Medien, unter [email protected].

Die Beziehung zwischen natürlichen Brüchen und hydraulischer Frakturierung ist für Schiefer-Entwicklungsprojekte von entscheidender Bedeutung. Die Kartierung von Verwerfungen (als Netzwerk aus Verwerfungen und Brüchen) in einem seismischen 3D-Volumen reduziert Risiko und Unsicherheit. Mit dem Virtual Data Storage-Format von Bluware, das Direktzugriffsfunktionen, Wavelet-Komprimierung und ein optimiertes Convolutional Neural Network (CNN) umfasst, liegt interaktives Deep Learning jetzt in den Händen des Interpreters. Das vom Dolmetscher trainierte CNN hilft bei der Kartierung unterirdischer geologischer Merkmale wie Verwerfungen mithilfe einzelner Amplituden oder gemeinsam gerenderter seismischer Attributvolumina, was zu erheblichen Zeit- und Kosteneinsparungen sowie einer Fertigstellungszeit führt. Die Software für künstliche Intelligenz von Bluware ermöglicht eine schnelle Interpretation, die manuell nicht möglich wäre, insbesondere bei großen Mengen seismischer Daten.

Der ResPack HD-Dienst (High Definition) von CGG hilft Geowissenschaftlern, die Lücke zwischen seismischen Daten mit niedriger Auflösung und dem Reservoirmodell zu schließen, indem zusätzliche Gesteinseigenschaften abgeleitet werden. Sein Arbeitsablauf kombiniert seismische mit petrophysikalischen und geologischen Informationen unter Verwendung der stochastischen Inversionsmethode der Monte-Carlo-Markhov-Kette, um mehrere Erkenntnisse über den Untergrund zu erzeugen. Diese liefern detaillierte Informationen zu den Lagerstätteneigenschaften in einem Maßstab von etwa 1 m bis 8 m (5 Fuß bis 25 Fuß), verglichen mit dem Maßstab von 15 m bis 36 m (50 Fuß bis 120 Fuß), der bei einer typischen seismischen Messung erreicht wird Bild. ResPack HD kann 3D-Volumina der wahrscheinlichsten Fazies, elastische Parameter zur Abschätzung der Sprödigkeit und technische Eigenschaften wie Porosität, Wassersättigung und Konnektivität generieren. Sobald geologische Strukturen wie Kanäle oder Murgänge identifiziert sind, können diese Geokörper aus dem Datensatz extrahiert und auf Plausibilität untersucht und in eine Rangfolge gebracht werden, um P10-, P50- und P90-Wahrscheinlichkeiten darzustellen. Im Vergleich zu seismischen Daten müssen die Ergebnisse weniger (oder gar nicht) hochskaliert werden, bevor sie in Reservoirmodelle integriert werden, die den Explorations- und Entwicklungsteams bessere Einblicke in den Untergrund bieten.

Das neueste E&P-Optimierungstool von Emerson, Paradigm k, nutzt innovative Sensortechnologie, Datenhistorisierung, Cloud Computing und Simulations-Engines, um Unternehmen dabei zu helfen, ihre Produktion zu maximieren und die Bohrlochplanung zu unterstützen. Das System stellt das Ölfeld als ein einziges System dar, indem es die Erweiterung jedes Feldinstruments mit historischen, Echtzeit- oder prognostizierten Untergrunddaten ermöglicht, um die Messungen zu bereichern und ihre Anwendung auf alle Bereiche, einschließlich Anlagen, Bohrlöcher, Brüche und Lagerstätten, auszudehnen. Da das System außerdem mit der Cloud verbunden ist, kann es Simulationen in Minuten statt in Tagen durchführen, wodurch Abläufe optimiert und die Zusammenarbeit zwischen Fachwissenssilos auf einem beispiellosen Niveau gefördert werden.

Ikon Science und Fairfield Geotechnologies haben sich zusammengetan, um die Betreiberproduktion zu verbessern, indem sie die Technologie bereitstellen, die Fazies aus seismischen Messungen präzise in 3D kartiert. Durch die Nutzung von maschinellem Lernen zur Bereitstellung bewährter Kalibrierungen in großen Datensätzen ist es schneller geworden, zusätzliche Ziele zu identifizieren und die Bohrleistung zu verbessern. Durch den angewandten Einsatz dieser Technologie zeigen Fallstudien von Ikon Science, wo Betreiber in der Lage waren, Bohrlöcher präzise zu landen und die Geosteuerung so zu steuern, dass sie innerhalb hochproduktiver Schichten bleiben, was bedeutet, dass Bohrgefahren vermieden werden und gleichzeitig der Bohrplan eingehalten wird. Die beiden Unternehmen veröffentlichten dieses Jahr den „Red Tank Ji-Fi“-Bericht. Die regionale seismische Charakterisierungsstudie fand im nordöstlichen Teil des Delaware-Beckens statt. Der Bericht liefert einen hochauflösenden Satz von Fazies und Gesteinseigenschaften und bietet quantitative Eingaben für das Sweet-Spotting der Bohrlöcher mit der höchsten Rate, was eine größtmögliche Gewinnung von Flüssigkeiten, datengesteuerte Bohrlochabstände, eine optimierte Verwaltung der Entwässerungsmuster von übergeordneten/untergeordneten Bohrlöchern und ein geschliffenes Feld ermöglicht Entwicklungs- und Produktionspläne.

BIW Connector Systems ist einer der ersten Anbieter elektrischer Penetrationssysteme für den Upstream-Öl- und Gasmarkt, der elektronisch überwachte Ultrahochtemperatur- und Druckprüfungen anbietet. Um die Testmöglichkeiten zu ergänzen, haben die BIW-Ingenieure eine Autoklav-Testkammer im Wert von 1,5 Millionen US-Dollar entworfen und eingeführt, um Kunden bei der Bewältigung einer Reihe von Herausforderungen zu unterstützen, darunter die Möglichkeit, die elektrische Leistung zu überwachen, während ein Gerät Druck- und Temperaturwechseln ausgesetzt ist, was von unschätzbarem Wert und sehr gefragt ist . Betreiber und Ingenieure möchten wissen, wie sich die elektrischen Eigenschaften ändern, wenn Druck- und Temperaturschwankungen auftreten, um eine längere Lebensdauer zu gewährleisten. Die neue Kammer simuliert die anspruchsvollsten Bohrlochbedingungen und ermöglicht die Prüfung viel größerer Proben mit einer Länge von bis zu 1,8 m (6 Fuß) in vertikaler Ausrichtung, mit jedem Verhältnis von Gas und Flüssigkeit, bei Temperaturen von bis zu 343 °C (650 °F). Drücke von bis zu 10.000 psi.

E&P-Unternehmen, die den Prozess der Bewertung und des Erwerbs von Mineralien und Vermögenswerten rationalisieren möchten, verfügen über ein neues Tool. PetroValues ​​Inc. hat seinen kostenlosen Online-Marktplatz für Öl und Gas mit einer exponentiell wachsenden Datenbank mit Minerallisten, Bewertungen und Bohrdaten veröffentlicht. Auf der Website von PetroValues ​​können Aufgaben, die früher zeitaufwändige manuelle Arbeit und kostspielige Abonnements für mehrere Datenbanken und Software erforderten, jetzt kostenlos und in Sekundenschnelle erledigt werden. Käufer von Mineralien können auf Karten und Informationen zugreifen, die auf einer Vielzahl von Suchkriterien basieren, darunter Formationen, Produktion, Bohrlochbetreiber und mehr. Über das Listings-Portal können Landbesitzer und Mineralienbesitzer sofort die Prognose und den geschätzten Wert eines Bohrlochs sehen, die auf den proprietären und genauen Berechnungen von PetroValues ​​basieren. Die Datenbank wird ständig aktualisiert, um aktuell zu bleiben. PetroValues ​​stellt die Ressourcen eines Ölunternehmens (z. B. Minerallisten, Schätzungen sowie kostenlose Bohr- und Produktionsdaten) auf zugängliche, vertrauliche und effiziente Weise zur Verfügung.

Fehlende Protokollkurven und unvollständige Daten führen zu Schwachstellen in den Arbeitsabläufen in der Öl- und Gasindustrie. Um Abhilfe zu schaffen, kombiniert TGS seine umfangreiche digitale Bohrlochprotokollbibliothek mit Software für maschinelles Lernen, um Analytics Ready LAS (ARLAS) zu erstellen. Mit dieser Technologie wird jedes LAS in eine komplette Quad-Combo-Suite verwandelt. ARLAS-Vorhersagealgorithmen berechnen fehlende Protokollkurven und füllen Lücken mithilfe einer Reihe hochdichter Daten und Blindtests. Die Genauigkeit liegt aufgrund von mehr als 75 verschiedenen maschinellen Lernmodellen für jedes Becken deutlich über 90 %. Der aktuelle Katalog enthält bereits Quad-Combo-Vorhersagen für alle über 300.000 Bohrlöcher im Perm-Becken sowie über 170.000 Bohrlöcher im Anadarko-Becken. Die restlichen Onshore-Bohrlöcher in den USA werden bis Ende des Jahres verfügbar sein.

Schieferölbetreiber sind bestrebt, die Betriebskosten zu senken und mehr Bohrlöcher schneller zu bohren, um mit den steilen Rückgangskurven bei unkonventionellen Bohrlöchern Schritt zu halten. Bei konventionellen Richtbohranwendungen bedeutet dies, dass der Bohrkrone mehr Leistung und Drehmoment zugeführt wird und die unproduktive Zeit, die durch ungeplante Fahrten aufgrund von Motorausfällen entsteht, minimiert wird. Die Hochleistungs-Bohrlochmotoren Navi-Drill DuraMax von Baker Hughes, einem GE-Unternehmen (BHGE), wurden neu entwickelt, um mehr Leistung, Drehmoment und Haltbarkeit für das Bohren von Kurven und Seiten in einem Durchgang zu bieten. Im Perm-Becken bohrte der Navi-Drill DuraMax-Motor kürzlich in 80 Bohrstunden 2.332 m (7.652 Fuß) und hielt eine durchschnittliche ROP von 35 m/h (114 Fuß/h) aufrecht. Durch das seitliche Bohren von 953 m (3.127 Fuß) an einem Tag sorgte BHGE für eine 30-prozentige Verbesserung des Gesamt-ROP und sparte dem Betreiber drei Tage Bohrzeit.

Cortecs neues biobasiertes, biologisch abbaubares EcoLine-Drahtseilfett für verschiedene Öl- und Gasanwendungen schützt Drahtseile vor Korrosion und extremem Druckverschleiß. Es wird für den Einsatz in umweltsensiblen Bereichen in der Nähe von Wasserstraßen empfohlen und eignet sich ideal zum Schutz bei Salzsprühnebel. EcoLine-Fett besteht aus Pflanzenölen, einem Verdickungsmittel auf Aluminiumbasis und Korrosionsschutzadditiven für maximalen Schutz des Drahtseils. Ein höherer Flammpunkt und eine biologisch abbaubare Formel erhöhen die Sicherheit und verringern die Umweltbelastung im Vergleich zu herkömmlichen Erdölfetten. Es ist in den NLGI-Klassen 0 oder 1 erhältlich. EcoLine erfüllt die Environmental Preferable Purchasing-Kriterien der US-Umweltschutzbehörde sowie die vom US-Landwirtschaftsministerium vorgeschlagene Definition biobasierter Produkte für EO 13101.

Mit einer Länge von 3,6 m (12 Fuß) wurde das rotierende lenkbare System (RSS) von D-Tech als das kürzeste und stromlinienförmigste System auf dem Markt konzipiert. Um Risiken zu reduzieren und länger im Sweet Spot zu bleiben und gleichzeitig komplexe Bohrlochprofile zuverlässig zu bohren, wurde das RSS mit nur 10 beweglichen Teilen konstruiert und verwendet ein hochpräzises, dreiachsiges Near-Bit-Richtungspaket. Das System kommt vorkonfiguriert am Bohrstandort an, wodurch Betriebsfehler minimiert und die Leistung im Bohrloch verbessert werden. Um die Leistung weiter zu verbessern und unproduktive Zeiten zu vermeiden, stehen ein D-Tech-Techniker vor Ort und Fernunterstützung rund um die Uhr zur Verfügung, wenn sich die Werkzeuge im Bohrloch befinden. Bei einem kürzlich durchgeführten Bohrloch im Perm-Becken bohrte ein Bohrarbeiter ein 5 km (3 Meilen) großes 8,5-Zoll-Bohrloch. lateral in der Wolfcamp-Formation. Der Betreiber wollte den ROP zum Ende der Querachse hin erhöhen und gleichzeitig die Anzahl der Fahrten verringern. Das RSS von D-Tech bohrte 4.448 m (14.593 Fuß) bis zur Gesamttiefe und bohrte mit 47,5 m/h (156 ft/h) das längste und schnellste einkanalige RSS-Seitenbohrgerät im Becken.

Zirkulationsverluste sind ein bekanntes Problem bei Bohr- und Zementierarbeiten. Verluste wirken sich nicht nur negativ auf die produktive Betriebszeit aus, sondern können aufgrund des Zuflusses von Bohrflüssigkeiten auch zu Schäden am Reservoir führen und möglicherweise die Produktionsrate beeinträchtigen. Die meisten nicht abbaubaren Materialien zur Kontrolle der verlorenen Zirkulation (LCM) lösen dieses Problem nicht und können Hohlräume im Zement hinterlassen, die zu einer schlechten oder unzureichenden Bindung führen. Ein Bohrloch auf dem Mittelkontinent mit ähnlichen Zirkulationsverlustproblemen profitierte vom Einsatz eines neu entwickelten abbaubaren LCM (CemVert+) auf Polymilchsäurebasis. Es erwies sich als wirksam zum Verstopfen verschiedener Bruchbreiten bei unterschiedlichen Temperaturen und bewahrte gleichzeitig die Stabilität, um Verluste auszuhärten, die dann mit der Zeit abgebaut wurden, um Reservoirschäden zu mildern und die Zementbindung zu verbessern.

Der Stinger ist ein Roboter-Rohrhandhabungssystem, das auf die spezifischen Anforderungen des Bohrlochbaubetriebs bei unkonventionellen Bohrungen reagiert. Es ermöglicht Benutzern, während des Bohrens Offline-Aufbau und -Rückbau von Bohrrohr-, Bohrhals- und Futterrohrständern durchzuführen. Seine Konfiguration erhöht die Sicherheit und Vorhersehbarkeit, indem er die Arbeitskräfte aus der Schusslinie bringt und die Rohre mithilfe eines Arms auf dem Bohrboden, dem Backer, auf einem vorher festgelegten Weg transportiert. Der Backer bewegt sich vollständig synchron mit dem Stinger und trägt den gesamten Rohrstapel freihändig, wobei er in vollkommener Sicherheit an Mauselöchern, Mittelbrunnen und Rückschlägen arbeitet. Der Stinger ist in Kombination mit dem Striker-800-Bohrgerät ein effizientes und innovatives Bohrgerät-Paket.

Da Bohrinseln zunehmend automatisiert werden, benötigt die Zange der Zukunft eine präzise Steuerung und Betriebsfähigkeiten. Frank's International hat seine neueste Generation von Zangensystemen auf den Markt gebracht. Das 7 5⁄8-in. Die elektrische Zange mit integriertem Backup kombiniert die Zuverlässigkeit und Robustheit der bisherigen Zange von Frank mit der Präzision eines neuen Elektromotorsystems. Das neue Steuerungssystem senkt den standardmäßigen Abweichungsprozentsatz der hydraulischen Zange von ±3,5 % auf ±0,5 % und sorgt so für ein unübertroffenes Maß an Systemsteuerung. Diese präzise Drehmomentsteuerung trägt dazu bei, die Bohrlochintegrität zu bewahren, was Unternehmen Zeit und Geld spart, da die Bohrlöcher nicht vor Erreichen ihrer vorgesehenen Lebensdauer nachgearbeitet werden müssen, und gleichzeitig die möglichen Auswirkungen auf die Umwelt verringert, da kein Netzteil erforderlich ist.

Halliburton hat das Flex Managed Pressure Drilling (MPD)-System auf den Markt gebracht, eine skalierbare und mobile Technologie, die so konfiguriert werden kann, dass sie spezifische Herausforderungen des Bedieners angeht und eine höhere Effizienz der Bohranlage ermöglicht. Das abgestufte System ermöglicht es den Betreibern, das richtige Serviceniveau auszuwählen, um das Kosten-Nutzen-Verhältnis der MPD-Dienste zu maximieren. Das Standardangebot von Flex MPD ist eine Tablet-gesteuerte Lösung mit einem einzigen, übersichtlichen Display, sodass der Bohrer den Gegendruck oder die Drosselposition beim Bohren, Auslösen und Herstellen von Verbindungen steuern kann. Wenn zusätzliche Kontrolle erforderlich ist, integriert Flex Pro MPD Bohrinseldaten für eine intelligentere automatisierte Reaktion, um den Gegendruck basierend auf Durchflussraten und Bohrertiefe anzupassen. Das System kann auch als vollständige MPD-Lösung mit Echtzeit-Hydraulikmodellierung zur Steuerung des Bohrlochdrucks betrieben werden.

Das Design des Uni-Lok-Bohrlochkopf-Penetratorsystems ist ideal für gefährliche Umgebungen, in denen Sicherheit, Zuverlässigkeit und Haltbarkeit von entscheidender Bedeutung sind. Dieses hochentwickelte und erschwingliche System für Bohrlochköpfe mit 149 °C (300 °F) und 5.000 psi bietet einen echten Druckblock und lässt sich an jedem Oberflächenkabel nachrüsten und sorgt so für eine effiziente Stromdurchleitung für elektrische Tauchpumpen. Im Gegensatz zu anderen Systemen bietet Uni-Lok einen vollständig geprüften Druckblock im Rohraufhänger, der sicherstellt, dass gefährliche Gase im Bohrloch bleiben. Der aufsteckbare Penetrator ist einfach zu installieren und macht zusätzliche Schritte zur Montage von Dichtungsbohrungen mit einer Größe von nur 1,75 Zoll überflüssig. Um rauen Umgebungen standzuhalten und optimale Sicherheit zu gewährleisten, wurde Uni-Lok gründlich getestet und verfügt über Installationszertifizierungen in gefährlichen Umgebungen.

Midland, Odessa und der umliegende 161-km-Radius (100-Meilen-Radius) sind abgelegene Regionen in Texas, in denen die Versorgung mit kritischer Ausrüstung für Landbohranlagen traditionell nur eingeschränkt möglich ist. Um dem Mangel an leicht zugänglichem Service in der Region entgegenzuwirken, hat Logan Industries einen mobilen Servicewagen auf den Markt gebracht, der mit allen erforderlichen Werkzeugen und Ersatzteilen für die häufigsten hydraulischen Fehlerbehebungs- und leichten Reparaturarbeiten ausgestattet ist, darunter Filterelemente, Patronenventile, Flüssigkeitsfilterung vor Ort und tragbare Geräte Artikel. Die mobile Serviceeinheit ist ständig mit einer dreiköpfigen Besatzung besetzt, deren Serviceleiter in Hempstead, Texas, stationiert ist. Der neue Service ermöglicht es Logan, Kunden in ganz West-Texas schnellere Vor-Ort- und Bereitschaftsdienste und Support anzubieten. Für das nächste Jahr ist eine Ausweitung auf den Service und die Aufrüstung der Spülflüssigkeitsenden sowie auf den Service und Support für den oberen Antrieb geplant.

Navigate von Newpark Fluids Systems ist ein Öl-in-Sole-Direktemulsionsflüssigkeitssystem mit geringeren Dichten als herkömmliche Flüssigkeiten auf Wasserbasis, das es Betreibern ermöglicht, Verdampfungssequenzen zu bohren, die Bohrlochintegrität aufrechtzuerhalten und die Flüssigkeitsdichte in horizontalen Bohrlöchern oder Bohrbereichen mit Verlusten zu senken weit verbreitet. Das Flüssigkeitssystem ist in der Lage, bei der Verwendung von gesättigter Natriumchlorid-Sole ein Auswaschen in Salzzonen zu vermeiden und gleichzeitig eine Flüssigkeit mit geringerer Dichte aufrechtzuerhalten, wodurch Zirkulationsverluste reduziert werden. Navigate ist ein tonfreies, nichtdispergiertes Direktemulsionssystem mit geringem Feststoffgehalt, wenn es mit Ntegral-Produkten formuliert wird. Hierbei handelt es sich um Polymere, die in einem breiten Spektrum wasserbasierter Flüssigkeiten eingesetzt werden können. Sie bieten scherverdünnende rheologische Eigenschaften und sorgen für die Suspension des Schnittguts. Sie liefern außerdem außergewöhnlich dünne Filterkuchen, reduziertes Drehmoment und Widerstand sowie verbesserte Gehäuselaufzeiten für eine außergewöhnliche Bohreffizienz.

Der hyperbolische Diamantelementbohrer HyperBlade von Smith Bits, einem Unternehmen von Schlumberger, senkt die Bohrkosten durch Verbesserung des ROP und behält gleichzeitig die Lenkreaktion und Richtungsverfolgung in weichen und plastischen Gesteinsformationen bei. Die neue Technologie nutzt die besondere Geometrie hyperhyperbolischer Diamantschneidelemente, die im Vergleich zu herkömmlichen PDC-Fräsern 20 % tiefer in den Fels schneiden. Ein dickerer, präzisionsgeformter Diamanttisch macht das Hyper-Element robuster und langlebiger beim Bohren von weichen und plastischen Gesteinsformationen, während gepanzerte Schneidkanten starken Übergängen standhalten. In der Marcellus-Formation im Norden von Pennsylvania erreichte ein Betreiber einen ROP von 126 m/h (415 ft/h) am Boden, was mit dem neuen Bohrmeißel zu einer Verbesserung von 62 % im Vergleich zu versetzten Läufen mit herkömmlichen PDC-Meißeln führte.

BitSub von Scientific Drilling ist ein kurzer, integrierter Sensor, der kontinuierliche Neigungs-, azimutale Gammastrahlen- und Bohrdynamikmessungen in Echtzeit ermöglicht. Die at-bit azimutalen Gammastrahlen- und Neigungsinformationen des BitSub-Sensors liefern sofortiges Feedback sowohl zur stratigraphischen Position als auch zum Richtungstrend des Bohrlochs. Die seitlichen und axialen Vibrationsmessungen sowie die Bohrerdrehzahl verbessern die Bohrleistung und warnen vor ineffizienten oder potenziell schädlichen Bohrbedingungen. Der ständig rotierende Sensor ist zwischen Bohrmeißel und Schlammmotor positioniert und bietet seinen gesamten Messbereich sowohl im rotierenden als auch im gleitenden Bohrmodus. Das batteriebetriebene U-Boot nutzt elektromagnetische Short-Hop-Telemetrie-Technologie zur Kommunikation mit dem MWD-Werkzeug über dem Motor und liefert Messungen direkt an der Bohrspitze bis zur Oberfläche, sodass das BitSub mit einer Vielzahl von Schlammmotoren verwendet werden kann.

Das Deadbolt-Ventilsystem ist eine Sicherheitsmaßnahme, die den Casing Annulus Packern (CAPs) von TAM International hinzugefügt wurde, um Leckagen innerhalb des Gehäuses zu verhindern. Der Deadbolt bietet Bedienern die Möglichkeit, aufblasbare CAPs zu betreiben, ohne die Integrität des Gehäuses zu gefährden. Aufblasbare CAPs werden weltweit eingesetzt, um das hydrostatische Gewicht von Zement zu tragen, wenn Bediener auf schwache oder verlorene Zirkulationszonen stoßen. Im Rahmen des Gehäusedesignprogramms werden diese CAPs direkt über den Zonen mit verlorener Zirkulation platziert, in denen Auswaschungen und unregelmäßige Lochgrößen häufig vorkommen. Aufgrund dieser extremen Bedingungen können sich aufblasbare CAPs manchmal über die Möglichkeiten des Packers hinaus ausdehnen. Wenn in einem Bohrloch Verluste auftreten, könnte dadurch ein Strömungspfad von innen nach außen entstehen, der die Integrität des Gehäuses beeinträchtigt. Das Deadbolt-Ventil ist ein integriertes ausfallsicheres System, das diesen Strömungsweg absperren kann.

Das Anti Stick-Slip Tool (AST) verwendet einen einfachen Algorithmus, um die Schnittstelle zum Felsschneiden zu optimieren. Durch die Platzierung unterhalb des Schlammmotors erreicht der AST eine Reaktionszeit von weniger als einer Hundertstelsekunde. Das ist weitaus besser als alle Oberflächenkontrollen. Seit 2018 gibt es den AST auch für kombiniertes Kurven- und Querbohren. Die Art und Weise, wie ein normaler PDC-Meißel die Torsionsüberlastung ableitet, erfolgt durch axiale Erregung, was bedeutet, dass er vom Boden abprallt. Eine solche axiale Erregung reduziert den effektiven Schnitt und den Verschleiß des Meißels. Mit AST wird die gleiche Situation gelöst, indem das Gewicht des Bohrers vorübergehend reduziert wird, um das Drehmoment zu senken und den Fräser bei minimaler axialer Erregung im Eingriff zu halten. Laut mathematischer Modellierung wird dieses Prinzip den ROP um etwa 50 % erhöhen und das Filmmaterial verdoppeln.

Bohrinselteams sind die erste Verteidigungslinie bei Bohrlochkontrollereignissen. Betreiber und Bohrunternehmen haben die mobile Mannschaftsschulungseinheit von Wild Well Control genutzt, um das Wissen, das Verständnis und das Bewusstsein ihrer Bohrmannschaft für die Bohrlochkontrolle zu verbessern. Die Vor-Ort-Schulungen von Wild Well bereiten die einzelnen Teammitglieder darauf vor, zu verstehen, wie sie die Kontrolle behalten, wenn während Live-Bohrarbeiten ein Tritt auftritt. Die mobile Bohrinseleinheit ist eine innovative Möglichkeit, Bohrinselteams über die Anzeichen von Bohrlochaustritten, wichtige Entscheidungsfähigkeiten in Szenarien mit hohem Druck, richtige Bohrtechniken und korrekte Verschlussverfahren zu unterrichten. Eine selbstbewusste, gut vorbereitete Mannschaft kann Probleme bei der Bohrlochkontrolle leichter bewältigen, indem sie potenzielle Probleme erkennt, bevor sie auftreten, und schnell reagiert, um die Kontrolle über das Bohrloch sicher zu behalten.

Die DuraStim-Hydraulik-Fracturing-Pumpe von AFGlobal wurde entwickelt, um langjährige Leistungsdefizite von Triplex- und Quintuplex-Designs zu überwinden. Die DuraStim-Pumpe bildet die Grundlage für weitreichende Leistungssteigerungen der Frac-Pumpe und die Durchführung hydraulischer Frakturierungsbehandlungen. Die 6.000 PS starke DuraStim ist eine vollautomatische Langhubpumpe mit niedriger Frequenz und variabler Verdrängung. Die Belastung des Flüssigkeitsendes, eine Hauptursache für Verschleiß bei herkömmlichen Pumpen, wird durch den 48-Zoll-Durchmesser der Pumpe erheblich reduziert. Hub und eine niedrige Zyklenrate von 20 Zyklen pro Minute oder weniger im Vergleich zu 200 Zyklen pro Minute bei herkömmlichen Pumpen. Die Pumpe verdreifacht die erzeugte Leistung bei gleicher Stellfläche wie herkömmliche Pumpen, reduziert die Komplexität der Frac-Ausbreitung erheblich und verbessert die Logistik und Sicherheit am Bohrstandort.

Chemterra und Air Liquide veröffentlichen Ergebnisse von Laborteststudien zum Transport von hydrophobem Stützmittel (dh hydrophob beschichtetem Sand) durch eine wässrige Flüssigkeit in Kombination mit Stickstoff in unterschiedlichen Konzentrationen unter hohem Druck (2.000 psi). Die Unternehmen haben herausgefunden, dass diese Kombination eine deutliche Verbesserung des Proppant-Transports im Vergleich zu einem herkömmlichen Proppant (dh unbeschichtetem Sand ohne Stickstoffzusatz) bietet. Dies stützt die Erwartung, dass an Gasblasen haftende Stützmittelpartikel die Transporteigenschaften und damit die gesamte Bruchleitfähigkeit verbessern. Durch Erhöhen des Volumenanteils des Stickstoffgases in der Frakturierungsflüssigkeit wird die Proppant-Suspension erheblich verbessert, insbesondere bei Proppants kleinerer Größe.

Das Stronghold-System von Archer hat sich weltweit in mehr als 140 Läufen bewährt. Seine Erfolgsbilanz zeigt eine deutliche Verbesserung der Zuverlässigkeit vom Drei-Auslöser-System der ersten Generation zum neuen robusten Ein-Auslöser-System. Das neue und verbesserte Stronghold Barricade+ System ist die neueste Ergänzung der Stronghold-Familie. Es verfügt über höhere Zirkulations-, Druck- und Bypassfähigkeiten, um die Leistung bei Perforations-, Wasch- und Zementiervorgängen zu steigern, insbesondere bei Doppelringanwendungen und großen Gehäusedurchmessern. Das Barricade+-System bietet eine wirtschaftliche und effektive Alternative zu herkömmlichen Plug-and-Abandonment-Techniken. Bei der Entwicklung des Barricade-Systems legten die Ingenieure Wert auf Effizienz, Flexibilität und Zuverlässigkeit.

Ein neuer integrierter Abschluss-Workflow verfolgte natürlich vorkommende DNA-Marker in geförderten Flüssigkeiten und Bohrlochausschnitten, um die Produktionsbeiträge pro Abschlussphase abzuschätzen. Als das Bohrloch in Produktion ging, wurden die produzierten Flüssigkeiten zur DNA-Analyse gesammelt und mit aus den Stecklingen gewonnenen DNA-Markern verglichen. Die integrierte Analyse zeigt eine höhere Produktivität in den Zehen- und Fersenstadien und einen Produktionsmangel in den mittleren Stadien. Aus den Fertigstellungsberichten ging hervor, dass die mittleren Seitenstufen Schwierigkeiten bei der Fertigstellung hatten und während der Frakturierungsarbeiten kaum oder gar kein Sand abgelagert wurde. Die Zehen- und Fersenenden wurden wie geplant fertiggestellt. Während der Geosteering-Bericht darauf hinweist, dass sich das Bohrloch in der Formation befand, deuteten die Abschlussberichte auf eine erfolgreiche hydraulische Frakturierung hin. Das Verständnis des lateralen Beitrags nach Stufen kann zu überarbeiteten Bohrprogrammen und einem besseren Verständnis der Bohrlochproduktivität führen.

Blackhawk Specialty Tools, ein Geschäftsbereich von Frank's International, bietet eine Reihe von Frac-Steckern an, darunter den Verbund-Frac-Stecker BIG EASY und den auflösbaren Frac-Stecker BLACK GOLD, die sich in der Praxis für die anspruchsvollsten Anwendungen bewährt haben. Der BIG EASY Frac-Plug bietet eine kurzfristige Barriere zur Trennung der Stufen bei Stimulationsvorgängen. Das vollständig aus Verbundwerkstoff bestehende Körper- und Gleitdesign ermöglicht dem Kunden ein einfaches Entfernen der Barriere und spart Wasser, da der Ball an Ort und Stelle läuft. Es bietet eine größere Vielseitigkeit bei Fracking-Vorgängen und verhindert das Abrutschen, das bei dieser Art von Werkzeugen häufig auftritt. Das hochentwickelte Material ermöglicht Bohrzeiten von 4,5 bis 6 Minuten mit Standard-Bohrverfahren.

Das Hibernate-Warmstartsystem von C&J Energy Services bietet die Möglichkeit, Frac-Pumpenmotoren zwischen den Stufen automatisch abzuschalten und dann Remote-Gruppenstarts durchzuführen, wenn es wieder Zeit zum Pumpen ist. Während 62 Tagen kürzlich durchgeführter Feldtests an einer Flotte in West-Texas reduzierte das System den Leerlauf des Motors um etwa 54 % und die Gesamtbetriebsstunden des Motors um 32 %. Bei einer prognostizierten Nutzung von 300 Tagen pro Jahr (unter Berücksichtigung der durchschnittlichen Kraftstoffpreise im Testzeitraum) belaufen sich die Einsparungen bei einer Flotte von 18 Lkw auf 1,29 Millionen US-Dollar. Die prognostizierten jährlichen Gesamteinsparungen (unter Berücksichtigung von Kraftstoffeinsparungen und Wartungseinsparungen) beliefen sich für die Flotte auf 1,52 Millionen US-Dollar. Die Minimierung von Laufzeit und Wartung trägt auch zu einer Verbesserung der Umweltleistung und einer Verringerung der Sicherheitsrisiken für das Personal bei.

Im Zeitalter einfacher Frakturierungsvorgänge und grundlegender Fluidsysteme ist für einen effizienten Bediener immer noch Echtzeit-Engineering erforderlich. Die Reduzierung der unproduktiven Zeit (NPT) vor Ort ist ein aktiver Prozess, und umsetzbare Informationen zu anstehenden Screenout-Ereignissen können der Schlüssel zur Verbesserung der betrieblichen Effizienz sein. Calfrac-Ingenieure verwenden eine Overlay-Chart-Technik, um Druckreaktionen in Echtzeit zu analysieren und so Screenouts und NPT zu verhindern. Diese Technik wurde ursprünglich entwickelt, um die Wirksamkeit von Umlenktropfen zu bestimmen und eine Echtzeitoptimierung zu ermöglichen (SPE-194336-Artikel). Die Anwendung dieser Technik zum Vergleich früherer oder versetzter Phasen ermöglicht es den Calfrac-Ingenieuren, Drucktrends zu identifizieren, die von früheren Frac-Platzierungserfolgen abweichen. Das Einholen proaktiver, umsetzbarer Empfehlungen vor einem Screenout bietet immer mehr Möglichkeiten zur Effizienzsteigerung als eine Analyse nach dem Job.

Die neue hochauflösende, akustisch basierte Bohrloch-Bildgebungstechnologie von DarkVision bietet Betreibern einen 360-Grad-Blick in das Innere ihrer Bohrlöcher, unabhängig von der Flüssigkeitsklarheit. Im Gegensatz zu optischen Systemen verwendet die Technologie zum Sehen hochfrequente Schallwellen, die es ihr ermöglichen, durch undurchsichtige Flüssigkeiten im Submillimeterbereich abzubilden. Das Werkzeug kann mit jedem Standard-Kabel-, E-Spulen- oder Traktorsystem in einer Reihe von Anwendungen eingesetzt werden, von Thermal- bis hin zu Schieferbohrungen. Die Technologie wird von Betreibern zur Beurteilung eines breiten Spektrums von Problemen wie Gehäuseschäden, Korrosion, Erosion und Zustand der Gleithülsen eingesetzt. DarkVision wird in großem Umfang für die Perforationsanalyse eingesetzt, um die Größe und Form einzelner Perforationen zu messen, die Clustereffizienz und die Wirksamkeit des Abschlussdesigns zu bewerten. DarkVision hat seine Bildgebungstools bei 16 verschiedenen Betreibern in Nordamerika eingesetzt.

Die neueste Technologie von Deep Imaging Technologies verringert die Unsicherheit für Bediener, indem sie eine Echtzeitansicht ihrer Frac-Flüssigkeitsbewegung bietet. Durch die Beobachtung, wohin die Flüssigkeit tatsächlich fließt, können Betreiber erkennen, was wirklich passiert, und gezielte Anpassungen vornehmen, die Kosten senken und den Kapitalwert verbessern. Sie können beispielsweise erkennen, ob ein untergeordneter Brunnen in einen übergeordneten Brunnen leckt, ob sich Phasen überschneiden oder ob die Brunnenplatzierung korrekt ist. Das Unternehmen verfolgt die Bewegung von Flüssigkeiten, indem es ein elektromagnetisches Feld über der Erde, außerhalb der Plattform und über der Horizontalen erzeugt. Das Feld verändert sich, wenn die Frac-Flüssigkeit in das Reservoir gelangt, und diese Veränderungen werden kartiert. Durch das Verständnis, wie Stufen mit Stufen und Bohrlöcher mit Bohrlöchern interagieren, können Betreiber fundierte Änderungen vornehmen und geringere Fertigstellungskosten sowie eine verbesserte Produktion realisieren.

Die VORARAD-Technologie ist ein formuliertes Polyurethan-Beschichtungssystem für Sandstützmittel, das hydraulische Fracking-Vorgänge bei niedrigen Temperaturen vereinfacht. Das System erfüllt zwei wichtige Funktionen: die Kontrolle des Proppant-Rückflusses und die Radiumabscheidung im Bohrloch. Laborexperimente zur Messung der Radiumaufnahme durch VORARAD-haltige Stützmittel zeigen die Fähigkeit der Technologie, Radium unter einer Reihe von Bedingungen selektiv zu binden, die von der frühen Rückflussphase bis zu den späteren Phasen des Bohrlochlebenszyklus reichen. In einer Reihe von Tests an fünf Rückfluss- und zwei produzierten Feldwasserproben mit Ausgangskonzentrationen von Ra-226 zwischen 1.230 und 9.750 Pico Curie (pCi) pro Liter wurde festgestellt, dass die kumulative Aufnahme von Ra-226 zwischen 455 pCi/lb und lag 823 pCi/lb Stützmittel. Basierend auf diesen Ergebnissen wird geschätzt, dass im Laufe eines Jahres 5.900 μCi Radium eingefangen werden, wenn 25 % der verwendeten Stützmittelmischung VORARAD-Stützmittel ist.

Das DS NLine-Ausrichtungssystem von DynaEnergetics sorgt für eine exakte Ladungsausrichtung zwischen den Pistolenmodulen und gewährleistet so eine genaue Perforation in einer gewählten Richtung. Jedes Modul kann unabhängig gedreht und dann arretiert werden, wenn es mit benachbarten Pistolen ausgerichtet wird. Dadurch kann der gesamte Plug-and-Perf-Trägerstrang Ladungen in eine vorgegebene Richtung abfeuern, beispielsweise in die Richtung maximaler Belastung oder weg von Steuerleitungen oder Glasfasern. Für die Bohrlochorientierung verwendet das neue System rippenbasierte Ortungsgeräte, um Ergebnisse innerhalb des optimalen Fensters der gewählten Ausrichtung zu erzielen. Das DS NLine Sub wurde im Hinblick auf Sicherheit und Bohrlocheffizienz entwickelt und bietet die gleichen Vorteile wie andere DynaStage-Systeme, wie z. B. die Verwendung von bruchoptimierten Hohlladungen, eine eigensichere Zünderbaugruppe sowie vollständige String-Tests und Systembestätigung vor dem Einfahren Loch.

EKU Power Drives Inc. hat Vulcan auf den Markt gebracht, einen intelligenten, dieselbetriebenen Kühlmittelheizer mit 60 kW Leistung. Mit diesem neuen Produkt kann EKU Power Drives Frac-Pumpen nachrüsten, die in Bereichen mit Umgebungstemperaturen bis zu -40 °C (-40 °F) betrieben werden. Die Kühlmittelheizung arbeitet mit dem Motor-Standby-Controller zusammen, einem System, das die Leerlaufzeit von Frac-Pumpen um bis zu 90 % reduziert. Der Kühlmittelerhitzer erfüllt zwei unterschiedliche Anforderungen: Er kann vor dem ersten Start der Frac-Pumpe am Bohrloch optimal vorheizen und so die Startzeit verkürzen, sowie nach dem Abschalten des Antriebsstrangs, wenn er die Frac-Pumpe für einen jederzeitigen Neustart vorbereitet hält unter Volllast.

Betreiber verbessern ihre Plug-and-Perf (PNP)-Komplettierungen mit dem treibstoffverstärkten Perforationssystem Kraken von Enhanced Energetics. Die Treibstoffverstärker überschreiten die Grenzen herkömmlicher Perforation und erzeugen einen Gasdruck mit einer Geschwindigkeit, die das Gestein unter Spannung aufbricht, und zwar schnell genug, um einen Leckeffekt zu vermeiden. Dieses Druckereignis bricht jeden Perforationstunnel auf und ermöglicht es Frac-Flüssigkeiten, über die durch Standardperforation verursachte beschädigte Zone hinaus in die Formation einzudringen und bei einem reduzierten Druck zu initiieren. Durch die Vorbehandlung der Perforationstunnel auf diese Weise können Betreiber auch die Brucheffizienz erhöhen, also den Prozentsatz der Perforationen in einer Stufe, die Flüssigkeit und Stützmittel aufnehmen. Der Einsatz dieser Technologie kann den Bedarf an Säure bei den Front-End-Fracturing-Vorgängen ersetzen. Kraken-Perforation ist eine technische Lösung, die Konsistenz und Wiederholbarkeit für die Fertigstellung von Hochleistungsbohrlöchern bietet.

Der Bericht der US-Arbeitsschutzbehörde über die Quote schwerer Verletzungen (2015–2016) geht davon aus, dass es in Öl- und Gasbetrieben 346 schwere Verletzungen gab, was fast 150 Verletzungen pro 100.000 Arbeiter entspricht. Darüber hinaus geht aus dem Bericht der US-Umweltschutzbehörde über Verschüttungen aus dem Jahr 2015 hervor, dass 19 % aller Verschüttungen auf die Fracking-Flüssigkeit zurückzuführen sind. FTSI stellt HSE in den Mittelpunkt aller unternehmensweiten Initiativen. Im Jahr 2018 führte FTSI das National Operations Center (NOC) ein, das alle Feldeinsätze und -initiativen aus der Ferne überwacht und unterstützt. Das NOC nutzt den Motorausgangsdatenstrom und proprietäre Motorzustandsalgorithmen zur Überwachung der Gerätequalität sowie Vibrationsanalysetools, um Geräteausfälle vorherzusagen und datengesteuerte vorbeugende Wartung durchzuführen. Dies hat FTSI erheblich dabei geholfen, seinen Austritts-Fußabdruck zu reduzieren und gleichzeitig die Pumpeffizienz für seine Kunden um 9 % zu verbessern.

Die Monobore-Frac-Sleeve-Systeme von Elect nutzen das mechanische Gerüst eines Standard-Frac-Sleeve, enthalten aber auch eine elektronische Unterbaugruppe, die eine elektronische Platine, Batterien und eine elektrohydraulische Sperre für den einmaligen Gebrauch beherbergt. Dies führt dazu, dass ein inertes Stück Futterrohr im Bohrloch eingesetzt werden kann, das ein digitales Gehirn enthält, das auf den Befehl wartet, sich in jede Art von Frac-Hülse zu verwandeln, die in einem Bohrloch benötigt wird. Wenn eine unbegrenzte Anzahl von Einzeleintrittspunkten erforderlich ist, kann das System eine Leitwand einbauen und der Hülse mitteilen, wie viele Bälle gezählt werden sollen. Wenn mehrere Einstiegspunkte oder eine Zehenmanschette erforderlich sind, kann das System so betrieben werden, wie es ist, und ihm wird mitgeteilt, wann es aktiviert werden soll. Die Elect-Hülsen bieten eine unbegrenzte Anzahl von Stufen bei mehrstufigen Frakturierungsvorgängen.

Das PropShield Proppant-Rückflusskontrolladditiv von Hexion ist ein wirtschaftliches Mittel zur Stützmittel-Rückflusskontrolle. Dieses flüssige Rückflusskontrollmittel wird vor Ort direkt auf die Mischwanne aufgetragen und kann auf jede Art von Stützmittel angewendet werden, unabhängig von der Maschenweite. Das PropShield-Additiv wird in Hexion-Großbehältern direkt an die Bohrstelle geliefert. Es ist über einen weiten Temperaturbereich am Bohrlochboden wirksam und mit den am häufigsten verwendeten Fracturing-Flüssigkeitszusätzen kompatibel. Feldergebnisse im Perm-Becken, in Oklahoma und Kanada haben gezeigt, dass der Proppant-Rückfluss im Vergleich zu Offset-Bohrlöchern um bis zu 80 % reduziert wird.

Beim hydraulischen Frakturieren ist eine komplexe Lieferkette für Stützmittel erforderlich, an der viele Parteien und Variablen beteiligt sind. Die Proppant-Logistikplattform PropDispatch verbessert die betriebliche Effizienz und senkt die Kosten durch umsetzbare Echtzeitdaten. Die Software ist die neueste Ergänzung der PropStream-Last-Mile-Stützstofflösung von Hi-Crush und ermöglicht Echtzeittransparenz, Automatisierung und Datenerfassung über eine gemeinsame Kommunikationsplattform, um sicherzustellen, dass alle Parteien Zugriff auf die gleichen Informationen haben, um zeitnah Entscheidungen treffen zu können. Die PropDispatch-Technologie automatisiert auch den Prozess der Bestellung, des Versands, des Transports und der Rechnungsstellung für LKW-Ladungen von Proppant. Die Software ergänzt die Container- und Silosysteme von PropStream und bietet eine flexible, sichere und effiziente Lösung für die Verwaltung von Stützstoffmengen, Frac-Designs und Bohrlochgrundrissen. Die Integration von Software und speziell angefertigter Ausrüstung ist ein wichtiger Schritt bei der Weiterentwicklung der Stützmittellogistik.

Das fortschrittliche Stromversorgungssystem PowerCell bewältigt die HSE-, Emissions-, Betriebskosten- und Footprint-Herausforderungen, denen sich Fracking-Vorgänge stellen müssen. Traktoren müssen die Frac-Pumpen nicht mehr starten oder dauerhaft gekoppelt sein. Das System reduziert die Stillstandszeit der Frac-Pumpe um 85 % und verlängert so die Lebensdauer der Pumpe. Zu den weiteren Vorteilen gehören ein um 30 bis 40 % geringerer Kraftstoffverbrauch sowie eine Reduzierung der NOx-Emissionen um 25 % und der CO-Emissionen um 65 %. Die PowerCell ermöglicht den echten Fernstart von Frac-Pumpen und verhindert so, dass sich das Personal im roten Bereich befindet. Weniger Ausrüstung vor Ort und der Verzicht auf Traktoren reduzieren den betrieblichen Platzbedarf erheblich, typischerweise um 35 %. Das System stellt außerdem primären oder sekundären elektrischen, hydraulischen und pneumatischen Strom für Zusatzgeräte bereit und sorgt so für Redundanz im Betrieb. Die PowerCell kann den Datentransporter, Lichtmasten, Sandhandhabungsgeräte sowie Wartungs- und Betriebswerkzeuge über ein einziges System mit Strom versorgen. Diese Technologie lässt sich nahtlos in jeden Fracturing-Spread integrieren und die Kapitalrendite beträgt in der Regel zwei bis drei Monate.

National Oilwell Varco (NOV) hat den neuen BPS Maxx für den Einsatz in horizontalen Komplettierungen entwickelt, um eine eingriffsfreie Flüssigkeitseinspritzung am Fuß zu ermöglichen, wodurch die Notwendigkeit herkömmlicher, durch Rohre geförderter Perforationspistolen entfällt. BPS Maxx verfügt über eine dreimal größere Durchflussfläche als das Original-BPS, wodurch das Risiko einer Verstopfung durch im Bohrloch nach Zementierungsarbeiten zurückgebliebene Ablagerungen verringert wird. Kürzlich musste ein großer Betreiber im Anadarko-Becken den Beitrag des Reservoirgesteins maximieren, die Effizienz steigern und das Risiko bei Plug-and-Perf-Vorgängen minimieren. Der Betreiber installierte drei BPS Maxx-U-Boote mit zwei dazwischen liegenden Gehäuseverbindungen, um den ersten Frac-Stufen-Cluster zu erstellen, wodurch die Einleitung der Zehen und die Vorbereitungsarbeiten entfielen. Die Lösung ermöglichte eine durchschnittliche Stimulationsrate von 96 Schlägen pro Minute bei einem maximalen Oberflächenbehandlungsdruck von 8.800 psi und half dem Bediener, zusätzliches Filmmaterial aus dem Reservoir zu gewinnen.

Die Arrows Up-Last-Mile-Lösung von OmniTRAX hilft Unternehmen dabei, Sand in Erwartung einer steigenden Nachfrage bereitzustellen, ohne den Kapitalbedarf für den Bau eines Terminals zu haben, und das ShaleTECH-Transportangebot des Unternehmens bringt die Arrows Up-Einheitscontainer genau dorthin, wo sie gebraucht werden, wenn sie gebraucht werden zur Optimierung der erweiterten Energieversorgungskette. Der Transport des Stützmittels auf der letzten Meile zu den Bohrlochköpfen ist nach wie vor das größte Logistikproblem, mit dem die meisten Ölfeld-Service- und E&P-Unternehmen konfrontiert sind. Dies erfordert zunehmend eine verwaltete Logistiklösung mit skalierbaren Abläufen und Flexibilität, wie die Transportangebote von Arrows Up und ShaleTECH, die unproduktive Zeiten reduzieren, Liegegelder minimieren und gleichzeitig die Quarzstaubbelastung verringern.

Die Zahl der in unkonventionellen Bohrlöchern in den USA fertiggestellten Horizontalbohrungen mit seitlichen Längen von mehr als 3.048 m (10.000 Fuß) ist erheblich gestiegen. Während seitliche Anschlüsse mit größerer Reichweite eine größere Reservoirabdeckung, eine höhere Anzahl von Stufen und damit eine höhere Produktion ermöglichen, war dies nicht ohne Herausforderungen. Eine besondere Herausforderung ist der Zeit- und Kostenaufwand für das effiziente Ausfräsen von Frac-Plugs aus jeder Phase vor der Produktion. Die neueste Innovation von Packers Plus Energy Services ist eine Reihe von Frac-Steckern, die den Einsatz verbessern und Ausfräsvorgänge reduzieren/eliminieren, was Zeit spart und Risiken verringert. Die Angebotspalette umfasst den Lightning Plug, den LightningPLUS Composite Plug und den LightningBOLT Dissolvable Plug. Einer der ersten Einsätze an einem Bohrloch in Texas bewies die Ausfräseffizienz der Stopfen, da 18 Stopfen in einer durchschnittlichen Zeit von 12,67 Minuten ausgefräst wurden – und an der Oberfläche sichtbare Bohrkleinstücke in günstiger Größe zu sehen waren. Seit der Einführung dieser Reihe von Kurzlängen-Frac-Steckern wurden mehr als 3.000 Stück installiert.

Eine unerwartete und unkontrollierte Sandproduktion kann zu Produktionsausfällen, Umweltproblemen und Geräteverschleiß führen, was zu katastrophalen Ausfällen führen kann. Als ein Supermajor entdeckte, dass in seinen Bohrlöchern Sandmengen gefördert wurden, forderte es Proserv auf, ein sicheres System zur Quantifizierung von Feststoffen zu entwickeln. Eine effektive Probenahme ist eine Herausforderung, wenn Bohrlöcher hohe Gas-Öl-Verhältnisse, H2S und Probleme mit der Bildung von Flüssigkeitsschlägen aufweisen. Es ist wichtig, dass physikalische Eigenschaften wie Dichte, Volumenanteil, Partikelgröße und Morphologie verstanden werden, um Risiken quantifizieren zu können. Chemische und mineralogische Eigenschaften sind der Schlüssel zur Bewertung von Faktoren, einschließlich potenzieller Korrosion. Standardisiert für alle Anlagen lieferte Proserv seinem Kunden ein geschlossenes Sandfiltersystem, das den Prozess der gleichzeitigen Probenahme von Öl, Gas, Wasser und Feststoffen vereinfachte und gleichzeitig HSE-Risiken reduzierte.

Das wachsende Problem der Bruchwechselwirkungen zwischen Bohrlöchern in nordamerikanischen Schiefervorkommen erfordert genauere Messungen der interlateralen Abstände. Herkömmliche Bohrlochvermessungstechniken allein können aufgrund systematischer Fehler, die die Unsicherheit bei Bohrlochbahnmessungen dominieren, keine optimale Platzierung garantieren. Diese Unsicherheit behindert eine optimale Feldstimulation und Produktionsmodellierung, da die historischen Bohrlochpositionierungsdaten, die in der statistischen Analyse verwendet werden, ungenau sind. Bei den gegenwärtigen Rohstoffpreisen kann sich die Industrie eine suboptimale Feldentwicklung aufgrund ungenauer Bohrlochplatzierung nicht leisten. Die Lösung für dieses Problem sind direkte Bohrloch-Positionsmessungen mit dem Lodestone-Entfernungssystem von Scientific Drilling International. Lodestone kann die Ursache von Wechselwirkungen zwischen Bohrlöchern aufgrund der Nähe identifizieren, wodurch Betreiber Maßnahmen zur Verbesserung der Kohlenwasserstoffgewinnung und zur Minderung finanzieller Verluste durch Frac-Treffer ergreifen können.

Die neue Seismos-Frac-Technologie ist die erste Plug-and-Play-Plattform für Echtzeitmessungen des Bruchnetzwerks während hydraulischer Bruchvorgänge. Die Technologie liefert in ihrem einfachen, nichtinvasiven Aufbau, der zwei an der Flügelklappe angebrachte Sensoren umfasst, direkte, umfassende Messungen der Eigenschaften des Bruchnetzwerks, die auf einer Stufe-zu-Stufe-Basis bereitgestellt werden, und ermöglicht so intelligente Vervollständigungen. Die Leistungen gehen über die Geometrie (Länge, Breite und Höhe) hinaus und umfassen genaue Messungen der Netzwerkkomplexität, Leitfähigkeit und Stützmittelverteilung sowohl für das Nah- als auch für das Fernfeld. Da die Ergebnisse innerhalb von 10 Minuten nach Abschluss des Pumpvorgangs einer bestimmten Stufe bereitgestellt werden, können Bediener die Messungen überprüfen, die Leistung einer bestimmten Stufe bewerten, die Erkenntnisse für aufeinanderfolgende Stufen nutzen und entscheiden, ob sie einen neuen Abschlussansatz übernehmen möchten. Das Testen von Änderungen in Schlammvolumina, Pumpenraten, Stützstoffkonzentrationen, chemischen Zusätzen und anderen Fertigstellungsvariablen wird einfacher, wenn die Auswirkungen solcher Entscheidungen in Echtzeitmessungen des Bruchnetzwerks umgesetzt und schrittweise von Zustand zu Stufe bewertet werden können. Potenzielle Interferenzen zwischen Bohrlöchern und Frac-Treffer können vermieden werden, indem die Frac-Höhe und -Länge in Echtzeit verstanden werden.

SNF hat sein mobiles Hydratationssystem PowderFrac Die Dosierungsraten reichen von 0,25 bis 6 gpt Flüssigemulsions-FR-Äquivalent bei Frac-Raten von 100 bbl/min. Die Dosierung erfolgt automatisiert und liefert so Daten in Echtzeit. Studien bestätigen eine Reduzierung der FR-Dosis um 25 % bei gleichzeitiger Senkung des Drucks um durchschnittlich 1.000 psi im Vergleich zu Emulsions-FR. Das System erzeugt außerdem hochviskose Dosierungsniveaus für den Proppant-Transport, sodass kein lineares Gel erforderlich ist. Eine andere Studie dokumentiert den Transport von Sand mit 5,5 ppa bei FR-Dosierungen von nur 5 lb/1.000 Gallonen. Schließlich reduziert die Verwendung von trockenem FR die Transportkosten und Emissionen, indem die bei Emulsionen und Aufschlämmungen erforderlichen Trägerflüssigkeitsmengen entfallen.

Convoy PPS von Solvay ist eine neue Technologie, die Stützmitteltragfähigkeit bei minimaler Flüssigkeitsviskosität bietet. Die Flüssigkeit wurde durch innovative synthetische Polymerchemie entwickelt, um eine viel höhere Stützmittelintensität pro Bohrloch zu liefern, während gleichzeitig die gleiche oder eine geringere Menge an Wasser und Chemikalien eingesetzt wird und die Pumpfähigkeit verbessert wird, um einen effizienteren Betrieb zu ermöglichen. Die Fähigkeit von Convoy PPS, eine ideale Stützmittelverteilung über die gesamte Bruchstelle zu liefern, ohne dass es zu Absetzungen oder Dünenbildung kommt, übersetzt eine hohe Stützmittelintensität in die maximal unterstützte Oberfläche und steigert so die Brucheffizienz erheblich. All dies wird mit einem einzigen Additivsystem erreicht, das wie ein herkömmlicher Reibungsminderer gehandhabt und mit herkömmlichen Brechern leicht gebrochen werden kann.

MajiFrac von Tendeka ist eine neue Anwendungssuite, die darauf abzielt, den Wasserverbrauch und die Pumpzeit während der Fertigstellungsarbeiten zu reduzieren und gleichzeitig eine effektive Frakturierungseffizienz aufrechtzuerhalten. Das maßgeschneiderte, nacheinander eingesetzte Angebot kombiniert die folgenden umweltfreundlichen Technologien: den säurebeständigen FracRight Composite Plug des Unternehmens; die HCR-7000-WL, eine drahtgebundene, modifizierte Speerspitzensäure; und eines aus der MajiFrac-Familie hochviskoser Reibungsreduzierer von Tendeka mit Stützmitteltransport und Suspension in einer Vielzahl von Umgebungen von Süßwasser bis zu 100 % Produktionswasser (zur Reibungsreduzierung erforderliche extrem niedrige Beladungen führen dazu, dass nur minimale Polymerrückstände in der Formation zurückbleiben). In einem Beispiel führte MajiFrac zu Einsparungen von bis zu 50.000 Barrel Wasser und reduzierte die Pumpenbetriebszeiten um 200 Stunden.

Seit der Einführung des vollständig aus Verbundwerkstoffen bestehenden Minima-Frac-Stecker-Portfolios im zweiten Quartal 2018 hat Weatherford mehr als 15.000 Steckerinstallationen erfolgreich abgeschlossen und dabei eine Erfolgsquote von 99,6 % erzielt. Der Minima-Verbund-Frac-Stecker verfügt über ein einzigartiges Design, das einen kurzen und zuverlässigen Stecker mit einer beispiellosen Aufbereitungszeit kombiniert. Das kompakte Design führt zu weniger Ablagerungen im Bohrloch, sodass Betreiber effizienter reinigen und ihre Bohrlöcher schneller in Produktion bringen können als bei konkurrierenden Optionen. Bei Bohrlöchern mit anspruchsvollen Bedingungen von mehr als 80 Stopfen und seitlichen Längen von mehr als 3 km (2 Meilen) werden konsistente und vorhersehbare Reinigungsergebnisse erzielt und sogar nachgewiesen.

Weir Oil & Gas hat kürzlich seinen aktualisierten, praxiserprobten Unitized Lock-Ring (ULR)-Bohrlochkopf auf den Markt gebracht. Der neue ULR-Bohrlochkopf verfügt über ein standardisiertes Design für Schiefervorkommen in den USA, das 95 % der Gehäusekonfigurationen in 11-Zoll- oder 11-Zoll-Versionen unterstützt. oder 135⁄8-in. Nenngrößen. Sein standardisiertes Gehäusekopfgehäuse erhöht die Flexibilität und Geschwindigkeit. Der ULR-Bohrlochkopf ermöglicht Verbindungen in 15 Minuten oder weniger und erhöht gleichzeitig die Sicherheit. Optionale Vier-Strang-Fähigkeiten bieten Betreibern eine größere Anpassungsfähigkeit an zunehmende Bohrlochtiefen und seitliche Längen. Eine verbesserte Abdichtung ermöglicht eine bessere chemische Kompatibilität und Betriebszuverlässigkeit, während robuste, nach innen vorgespannte Sicherungsringe Leckpfade reduzieren.

Die Produktionsleistung wird von vielen Faktoren beeinflusst, daher besteht die Herausforderung darin, aus all dem Lärm die Trends aufzudecken. QRIpedia™ ist ein Wissenserfassungs- und Entscheidungsdienst für ein Einzugsgebiet und/oder eine Region. Für Betreiber, die nur wenige Bohrlöcher gebohrt haben oder keinen Zugriff auf große Mengen an Bohrlochdaten haben, nutzt QRIpedia™ das durch Big-Data-Sculpting erfasste Wissen auf Beckenebene und integriert dabei eine Vielzahl von Datenquellen, die auf die umliegende Fläche angewendet werden. Mithilfe einer differenzierten und überlegenen Augmented AI-Technologie werden schnelle und wissenschaftlich fundierte Antworten auf Folgendes bereitgestellt:

Heutige Stangenhubsysteme stehen vor Herausforderungen im Zusammenhang mit übermäßigem Verschleiß, der die Produktion unterbricht und die Kosten für den künstlichen Hub erhöht. Wiederkehrende Ausfälle in einem Sauggestänge-gepumpten Bohrloch treten in Bereichen des Gestängestrangs auf, in denen der Kontakt zwischen der Sauggestängeverbindung und dem Rohr aufgrund der Seitenlasten ungleichmäßig wird. Apergy hat den neuen Norris Sure-Spin HTSG-Stangenrotator entwickelt, der darauf ausgelegt ist, den Verschleiß von Stangen, Rohren und Kupplungen sowie Führungen zu verringern und so kostspielige Bohrlocheingriffe zu reduzieren. Der Sure-Spin-Stangenrotator wurde für eine gleichmäßige Führung und Kopplung in Umfangsrichtung sowie für gleichmäßigen Verschleiß entwickelt und kann das Fünffache des Torsionswiderstands überwinden, den die Konkurrenz bietet. Das polierte Stangenklemmen-Verriegelungssystem des Norris Sure-Spin-Stangenrotators treibt die Drehung des Stangenstrangs effektiv für die anspruchsvollsten unkonventionellen Bohrlöcher an.

Bei einer Explorationsbohrung im Perm-Becken wurde ein neuer integrierter Arbeitsablauf eingesetzt, der DNA-Marker in produzierten Flüssigkeiten verfolgte und sie mit einer DNA-Basislinie aus Bohrlochstecklingen verglich. Dieser Prozess generierte eine 4-D-Schätzung der Bruchentwässerungshöhe. Die Integration der Entwässerungshöhe mit den Abfallkurven im Zeitverlauf lieferte Einblicke in die Produktionsleistung. Die Produktionsraten entsprachen zunächst einer erwarteten Rückgangskurve des Reservoirmodells mit Beiträgen aus vier Intervallen. Da die Produktion unter den erwarteten Werten zurückging, deuteten die Entwässerungshöhen der Bruchstellen auf eine Reduzierung der beitragenden Zonen von vier auf zwei hin. Der Rückgang setzte sich schneller als erwartet fort und ging mit einer weiteren Reduzierung auf ein einziges Intervall einher. Somit ermöglichte die Integration einer DNA-abgeleiteten Bruchentwässerungshöhe in die Analyse des Produktionsrückgangs neue Einblicke in die Ursache des Rückgangs über die erwarteten Typkurven hinaus.

Bei unkonventionellen Bohrlochanwendungen sind elektrische Tauchpumpen (ESPs) rauen und abrasiven Bohrlochbedingungen ausgesetzt. Schnelle Abfallraten, steigende Gasmengen und instabile Strömungen, die bei unkonventionellen Bohrlöchern typisch sind, können dazu führen, dass ein ESP häufig unter Abwärtsdruckbedingungen arbeitet. Die Borets-Paketpumpe ist dank innovativer Konstruktion besser in der Lage, längerem Abdruck standzuhalten, was letztlich zu geringerem Verschleiß und einer längeren Pumpenlebensdauer führt. Unter Verwendung der gleichen Pakettechnologie im Vapro Gas Handler wurden Borets Packet und Vapro Pumps seit 2014 weltweit in mehr als 1.200 Bohrlöchern installiert, darunter mehr als 180 Bohrlöcher im Perm-Becken. Einige dieser Systeme laufen über eine Laufzeit von mehr als 800 Tagen weiter.

EDGE nutzt die Cryobox-Technologie, um ansonsten verschwendetes Gas an der Quelle in LNG umzuwandeln, bevor es über seine virtuelle Pipeline-Logistiklösung auf den Markt gebracht wird. Da die gesamte Ausrüstung per LKW geliefert und innerhalb weniger Stunden aufgebaut wird und kaum oder gar keine Investitionskosten seitens der Anlageneigentümer erforderlich sind, monetarisiert EDGE Anlagen, die andernfalls gestrandet oder abgefackelt wären. Es wird geschätzt, dass gestrandete Bohrlöcher bis zu 60 % der weltweiten Reserven ausmachen, was das Ausmaß dieser unerschlossenen Ressource verdeutlicht. EDGE kombiniert die Cryobox-Technologie mit seiner Connected Gas-Logistiklösung, um die virtuelle Pipeline zu erstellen und bis zu 10.000 Gallonen LNG pro Tag zu produzieren. EDGE ist selbst an den entlegensten Standorten im Einsatz und trägt gleichzeitig dazu bei, die Umweltauswirkungen der Gasabfackelung auf dem Weg zu reduzieren.

Einige Hersteller vermeiden die Überwachung von Bohrlochköpfen, Tanklagern, Pipelines und anderen entfernten Anlagen mit herkömmlichen Systemen zur Erkennung giftiger Gase aufgrund hoher Verkabelungskosten und anderer logistischer Bedenken. Daher verlassen sie sich häufig auf tragbare Gasüberwachungsgeräte ohne Frühwarnfunktion oder, schlimmer noch, entscheiden sich dafür, sensible Bereiche überhaupt nicht zu überwachen. Der drahtlose Gasmonitor Rosemount 928 von Emerson nutzt die Leistungsfähigkeit von WirelessHART, um die Integration zu vereinfachen, die Installationskosten zu senken und die Sicherheit in diesen schwer zugänglichen Bereichen zu gewährleisten. Der 928 verfügt jetzt über ein austauschbares Leistungsmodul und einen Sensor, der Kohlenmonoxid und Sauerstoff sowie H2S erkennen kann, wodurch die Wirksamkeit des Sicherheitssystems erhöht und die Betriebssicherheit dort verbessert wird, wo sie am meisten benötigt wird.

Um die Produktionsraten für E&P-Unternehmen zu steigern, die Rod-Lift-Systeme an Bohrlöchern mit hohem Volumen einsetzen, hat Endurance Lift Solutions das Fiberglas-Sauggestänge der Serie 300 High Flow auf den Markt gebracht. Die High-Flow-Endanschlüsse reduzieren den Druckabfall an jeder Verbindung und vergrößern gleichzeitig den Produktionsdurchflussbereich um mehr als 40 %. Durch die Reduzierung der Durchflussbeschränkungen wird die durchschnittliche Flüssigkeitsgeschwindigkeit über die Kupplungsverbindung um etwa 31 % reduziert, was zu einer verbesserten Beständigkeit gegen Korrosion, Erosion und Paraffinbildung führt. Dieses Paradigma reduziert auch den Verschleiß der Schlauchverbindung und Kompressionsfehler. Schließlich können Betreiber dank des größeren Durchflussbereichs elektrische Tauchpumpen mit geringerem Volumen durch Glasfaser-Saugstangen der Serie 300 mit hohem Durchfluss ersetzen.

NuFlo Temporäre Umlenker auf Polymerbasis wie PLA sind in Komplettierungen bekannt. Diese Produkte sind jedoch auf hohe Temperaturen und Wasser zur Hydrolyse angewiesen. Wenn die Formationstemperaturen nicht hoch genug sind, hydrolysieren diese Arten von Ableitern entweder teilweise oder gar nicht, wodurch die Produktionsausrüstung verunreinigt wird oder sie dauerhaft auf der Formationsoberfläche verbleiben. NuFlo Dieser wasserlösliche Umlenker ist ein ungiftiges Produkt, das sich während der Bohrlochreinigung weder wieder verfestigt noch bei hohen Oberflächentemperaturen agglomeriert.

Die Verwaltung des produzierten Sandes ist zu einem wichtigen Schwerpunkt auf dem unkonventionellen Markt geworden. Mithilfe von Ultraschallsensoren hat Greene's erhebliche Ressourcen investiert, um die Sandabscheidewirksamkeit einer Reihe von Abscheidertechnologien zu bewerten. Greene's hat dieses Wissen genutzt, um in die beste Sandabscheidertechnologie zu investieren und seine Kunden dabei zu unterstützen, Sand besser zu verwalten. Die Kostenvorteile der Sandüberwachung werden dadurch erzielt, dass die Möglichkeit einer Sandumgehung deutlich reduziert wird, sie ermöglicht aber auch eine bessere Ausrüstungs- und Personaleffizienz. Die Sandüberwachung senkt auch die Gesamtkosten der Kunden, indem sie es ihnen ermöglicht, auf Baustellen mannlos vor Ort zu sein und eine Kombination aus Sandmonitoren und umherziehendem Außendienstpersonal zum Entleeren der Separatoren zu verwenden. Sandüberwachungsgeräte erkennen Sandklumpen und alarmieren das Personal. Eine schnelle Reaktion auf Sandereignisse stellt sicher, dass Sandmanagementgeräte mit höchster Effizienz arbeiten, wodurch die Sandmenge, die an den Geräten vorbeifließt, reduziert wird und das Risiko von Schäden oder Reinigungsbedarf an permanenten Geräten sowie Produktionsausfällen gemindert wird.

Die ValidTorque-Zertifizierung ist ein Testverfahren, das MRC Global für automatisierte Ventile für kritische oder sicherheitsrelevante Zwecke entwickelt hat. Die neue automatisierte Ventiltestausrüstung und der Verifizierungsprozess ermitteln den tatsächlichen Sicherheitsfaktor im Auslieferungszustand für neue automatisierte Ventile und legen einen Benchmark oder Satz grundlegender Betriebseigenschaften fest, um Leistungsänderungen mit zunehmendem Alter des automatisierten Ventils zu vergleichen. ValidTorque überprüft die gesamte automatisierte Ventilbaugruppe vor der Auslieferung; quantifiziert den As-Built-Sicherheitsfaktor; stellt eine technische Grundlage und Akzeptanzkriterien für die Prüfung im laufenden Betrieb bereit; und macht das komplette automatisierte Ventil „digital ready“. Dadurch sorgt ValidTorque für niedrigere Gesamtkosten im Zusammenhang mit der Wartung und Prüfung von Ventilen, eine höhere Abdeckung der Proof-Tests, eine geringere Ausfallwahrscheinlichkeit bei Bedarf und Vertrauen in die Leistung des Sicherheitssystems im Zusammenhang mit automatisierten Ventilen.

Nachdem sich die Betreiber jahrzehntelang an die in Klammern gesetzten Äquidistanzabstände zwischen den Ventilen in Gasliftsystemen gehalten haben, führen neue Datenressourcen zu einer höheren Produktion und einem kostengünstigeren Design. Daten aus Strömungsbodendruckmessungen zeigen, dass der Ventilabstand entscheidend ist und dass es manchmal eine Verbindung zwischen Rohr und Verrohrung gibt, wo keine sein sollte. Um diese und andere Probleme anzugehen, haben die Ingenieure von Production Lift die auf GLR (Gas-Flüssigkeits-Verhältnis) basierende Hochgeschwindigkeits-Gasliftmethode entwickelt. Feldversuche zeigen, dass diese Methode Bohrlöcher mit höherer Geschwindigkeit produziert als herkömmliche Konstruktionen mit Äquidistanzhalterungen und dass der Übergang von oben nach unten einfacher und mit weniger Ventilen möglich ist. Dies steigert die Produktion und reduziert gleichzeitig die Installationskosten. Raten von 2.500 bbl/d in 27⁄8-in. Rohre sind leicht zu erreichen, wobei Raten von bis zu 3.000 bbl/d verzeichnet werden. Unter den richtigen Umständen sind sogar noch höhere Produktionsraten möglich.

Wenn ein abgelegenes Bohrloch abgeschaltet wird, kann die daraus resultierende Ausfallzeit die Produktionseinnahmen beeinträchtigen, da die Durchführung von Wartungsarbeiten möglicherweise viel Zeit in Anspruch nimmt. Die Smart Box von Proserv ist ein Echtzeit-Überwachungssystem zur Bewertung unzugänglicher Bohrlöcher. Es funktioniert, indem es Informationen von den Produktionsanlagen am Standort sammelt und regelmäßige Warnungen an das Personal per SMS direkt an mobile Geräte sendet. Das Unternehmen hat kürzlich einen erfolgreichen sechsmonatigen Versuch mit abgelegenen Wüstenbrunnen für eine staatliche Ölgesellschaft im Nahen Osten abgeschlossen. Für den Versuch wurden gezielt Brunnen mit häufigen Abschaltungen ausgewählt. Zweimal täglich eingegangene Gesundheitszustandsmeldungen reduzierten den Bedarf an physischen Inspektionen, während die Abschaltwarnungen es dem Bediener ermöglichten, schnell auf potenzielle Probleme zu reagieren.

Um Kosten zu senken und die Effizienz zu steigern, stellen Öl- und Gasproduzenten von Einzelbrunnenfeldern auf Standorte mit mehreren Bohrinseln um. Diese komplexeren Vorgänge erfordern höhere Daten- und Kontrollanforderungen, was die Messung erschwert und zu höheren Kapitalausgaben für die Produzenten führt. Der In-Chassis-Öl- und Gasflusscomputer wurde von ProSoft Technology entwickelt, um die Kosten und die Komplexität von Bohrlochautomatisierungssystemen zu reduzieren. Die Lösung lässt sich nahtlos in die Rockwell Automation Logix-Steuerungen integrieren, um Öl- und Gasproduzenten dabei zu helfen, die Hürden traditioneller Remote-Terminal-Standorte zu umgehen und die Kosten zu senken, selbst bei einer höheren Anzahl von Bohrlöchern. Der Einsatz dieses Durchflussrechners ermöglicht Herstellern eine einheitliche Architektur für Steuerung und Messung, was dazu beiträgt, Hardware-, Software- und Lizenzkosten zu senken, den Betrieb zu optimieren und die Bereitstellung und Skalierbarkeit zu vereinfachen. Darüber hinaus nutzt es eine einzige Hochgeschwindigkeitsverbindung zu SCADA-Systemen und verbessert so die Datenintegrität und Datengenauigkeit.

Der Spy Pro von Sercel-GRC ist das einzige Messgerät für elektrische Tauchpumpen (ESP), das mit einer wasserdichten, metallisch geschweißten Dichtungskonstruktion erhältlich ist. Es wird erfolgreich in unkonventionellen Schieferölquellen eingesetzt, wo die proprietäre Technologie es den Betreibern ermöglicht, die Bohrleistung auch dann weiter zu überwachen, wenn die Motorverbindung vollständig im Wasser eingetaucht ist. Der Spy Pro Vibration Z-Kanal liefert wichtige Daten zum Verhalten der häufigen Schlageffekte der langen Seitenteile, während der Spy Pro WYE-Punktkanal wichtige Daten im Hinblick auf das elektrische Verhalten und die Laufzeit der ESP-Systeme liefert. Die Spy Pro-Familie ist so konzipiert, dass sie mit jedem ESP-Motor kompatibel ist, und umfasst mehrere Konfigurationsoptionen, darunter korrosionsbeständige Metallurgie, verschiedene Motoradapter und Förderdruckmessung.

Silverwells neues 2 7⁄8-in. Die neue Version des Gaslift-Produktionsoptimierungssystems Digital Intelligent Artificial Lift (DIAL) verpackt die bewährte Plattform der Binary Actuation Technology (BAT) in eine für US-Schieferbohrungen geeignete Konfiguration. In Kombination mit dem DIAL-Oberflächenkontrollsystem ermöglicht es die Anpassung der Gasliftrate und -tiefe ohne Eingriff. Die ersten 2 7⁄8 Zoll. Das System wurde Anfang des Jahres im US-Perm erfolgreich betrieben und in Betrieb genommen. Mit der zunehmenden Einführung von Gaslift in US-amerikanischen Schiefervorkommen konzentrieren sich Produktionsingenieure auf die kontinuierliche Optimierung von Gasliftbohrungen, um eine geschätzte Produktionssteigerung von 10 bis 20 % zu erreichen. Die Optimierung von Gasliftsystemen mit vorhandener Technologie ist in der Regel zeitaufwändig, kostspielig und riskant. Silverwell überwindet diese Einschränkungen mit einem digitalen, integrierten und eingriffsfreien Gasliftsystem im Bohrloch.

Jahrzehntelang waren programmierbare Logikrechner (SPS) das Rückgrat der Automatisierung. Die heutige Öl- und Gasindustrie muss jedoch weitaus mehr Daten verwalten, als SPSen eigentlich vorgesehen sind. SitePro hat ein auf Industrie-PCs (IPC) basierendes System mit größerer Leistung zur Erfassung und Verarbeitung der heutigen riesigen Datenströme entwickelt. Beispielsweise speichern SPS nur wenige Daten und können ohne ständige Verbindung zur Rechenleistung im Internet nur wenige Entscheidungen treffen. IPCs können so programmiert werden, dass sie Druck-, Volumen- oder andere Variablenänderungen verfolgen und Pumpen und Ventile nach Bedarf zurücksetzen oder abschalten – ein erheblicher Vorteil für abgelegene Standorte mit unzuverlässigen Verbindungen. IPCs können Hersteller auf vorbeugende Wartungsbedürfnisse aufmerksam machen, indem sie Änderungen verfolgen, die typischerweise auf einen Ausfall hinweisen, und so Produktionsausfälle aufgrund von Ausfallzeiten verhindern. IPCs sparen außerdem eine erhebliche Anzahl an Arbeitsstunden ein, indem sie Fernaktualisierungen des Betriebssystems und der Algorithmen zur Steuerung der Automatisierung akzeptieren, wodurch die kostspieligen Besuche vor Ort, die für SPS erforderlich sind, entfallen.

Tendeka hat FloFuse STIM entwickelt, eine Kombination aus Technologie zur Steuerung der Injektionsrate und intelligenten modifizierten Säureformulierungen, um eine effektive Matrixstimulation durch proportionale Flüssigkeitsverteilung der Säure entlang des gesamten Bohrlochs sicherzustellen. Das vorgespannte offene Ventil ist im Basisrohr montiert und schließt, wenn die Injektion eine vorgegebene Rate erreicht. Dadurch wird verhindert, dass unverhältnismäßig viel Säure in eine Zone verdrängt wird. Anschließend wird die Säure in die nächste Zone umgeleitet und der Vorgang wiederholt, was zu einer gleichmäßigen Verteilung im gesamten Bohrloch führt. Die Verwendung einer intelligent modifizierten Säure verbessert die Penetrationslänge des Wurmlochs und mildert die erneute Ausfällung von Calciumcarbonat nach der Auflösung. Diese Technik ist besonders vorteilhaft in Karbonatformationen mit langen Seitenwänden, wo eine effiziente Matrixansäuerung eine Herausforderung darstellt.

Herkömmliche Datenanalysetechniken wie die Rate-Transienten-Analyse und die Rückgangsanalyse haben sich für Schiefer als nicht ideal erwiesen. Kontextbezogene Zeitreihen-Produktionsdaten und Bohrlocheigenschaften können dabei helfen, diese Probleme zu lösen. Mit dem ContextHub von TrendMiner kann der Fachexperte in Sekundenschnelle wichtige Metainformationen wie Reservoir, Abschluss, Frac-Job, Platzierung und Stapelung durchsuchen. Von dort aus können Trendanalysen durchgeführt werden, um signifikante Muster zu identifizieren oder die Bohrlochproduktivität zu verfolgen. Abweichungen von der Norm lassen sich mit dem DashHub von TrendMiner einfach visualisieren und bieten den Bedienern eine einheitliche, einheitliche Sicht auf den Betrieb. TrendMiner kann Kontextdaten mit den verfügbaren Zeitreihenressourcen integrieren und dem Fachexperten einen intuitiven Analyse-Workflow bieten, um sofort zu Ergebnissen zu gelangen.

Bei unkonventionellen Schiefergasquellen kann die Flüssigkeitsbelastung die Produktion drastisch reduzieren und zu einer vorzeitigen Aufgabe führen. Bestehende künstliche Fördersysteme können Flüssigkeiten sowohl im vertikalen als auch im horizontalen Abschnitt des Bohrlochs nicht vollständig entfernen. Das neue Subsurface Compressor System (SCS) von Upwing Energy senkt den Druck am Bohrlochboden, erhöht die Geschwindigkeit des Gasstroms und entfernt Flüssigkeiten aus den vertikalen und horizontalen Abschnitten des Bohrlochs. Der niedrigere Saugdruck am Einlass des SCS überwindet auch die Kapillareffekte, um Kondensatblockaden innerhalb der Formation zu beseitigen und mehr Gas und Kondensate zu produzieren. Der Upwing SCS ist mit hermetisch abgedichteten Magnettechnologien für einen zuverlässigen und effektiven Betrieb in der rauen Untergrundumgebung ausgestattet, ohne dass ein Motorschutz erforderlich ist.

In unkonventionellen Öl- und Gasanlagen werden für jedes Barrel Öl drei bis sieben Barrel Wasser produziert. Daher stellt das Wassermanagement in der Öl- und Gasindustrie einen erheblichen Kostenfaktor und ein ernstes Umweltproblem dar. Durch die Wiederverwendung von produziertem Wasser zur Verwendung als Frac-Flüssigkeit wird die Entnahme von Süßwassergrundwasserleitern verringert und die Betreiberkosten gesenkt. Da die produktivsten Bohrlöcher oft Dutzende Kilometer von der Infrastruktur entfernt sind, geben mobile Vor-Ort-Dienste den Betreibern die Sicherheit, dass eine Komplettlösung überall dort verfügbar ist, wo sie sie benötigen. Als feldbereites Natriumhypochlorit-Erzeugungssystem vor Ort produziert die mobile Behandlungseinheit De Nora Neptune Oxidationsmittel oder Biozide zu den niedrigsten Kosten, ohne gefährliche Chemikalien zu verwenden oder zu produzieren. Dies bietet Betreibern eine völlig sichere Lösung für die Frac-Wasserdesinfektion und das Recycling von produziertem Wasser.

Die neuen Separon-Mehrphasen-Bohrkopf- und Bohrlochstrom-Entsander von Exterran Water Solution sind wirtschaftliche, hocheffiziente Alternativen für Hochdruckumgebungen. Die Technologie ist eine Komplettlösung, die kompakt und leicht ist und alle Standards bis zu 20.000 psi erfüllt. Sie entfernt Feststoffe aus Bohrlochkopf- und Bohrlochstromanwendungen zu geringeren Kosten als andere Produkte und ist für Mehrphasen- und Gasanwendungen konzipiert. Exterran bietet eine umfassende Palette an Aufbereitungslösungen zur Entfernung von Öl und Schwebstoffen aus Produktionswasser mit primärer, sekundärer und tertiärer Aufbereitung. Exterran entwirft, baut und nimmt Systeme in Betrieb, die produziertes Wasser in Mengen von 100 bis mehr als 1 MMbbl/Tag für Öl- und Gasförderanlagen schnell, effizient und kostengünstig aufbereiten und hat bisher mehr als 5 BBbl aufbereitet.

Die Entstehung von SCOUT durch Fountain Quail Water Management entstand aus der Zusammenarbeit mit der Branche. E&P-Betreiber fragten nach einem Notdienst und einem zuverlässigen System, das mit minimalem Einrichtungs- und Arbeitsaufwand saubere Sole aus Rückflusswasser erzeugt. SCOUT bietet eine saubere Solekapazität von mindestens 10.000 bbl/d Wasser. Das eigenständige mobile System kann innerhalb weniger Stunden angeschlossen werden und bietet bewährte Leistung in anspruchsvollen Umgebungen. Jeder SCOUT wurde gemeinsam mit Filtra-Systems entwickelt und benötigt nur 480 V Strom und drei Anschlüsse: Feed IN, Treated OUT und Backwash. Das Rückspülvolumen beträgt typischerweise weniger als 1 % der Zufuhr.

Hydrozonix hat sein HYDRO3CIDE auf den Markt gebracht, ein vollautomatisches Oxidationssystem zur Aufbereitung und Wiederverwendung von produziertem Wasser. Dieses System erzeugt Ozon nach Bedarf und reduziert so die Kosten für die Wiederverwertung von produziertem Wasser als Komplettierungsflüssigkeit erheblich. Produziertes Wasser wird typischerweise in Entsorgungs-/Injektionsbrunnen verwaltet, was die kostengünstigste Option darstellt. Bedenken hinsichtlich der induzierten Seismizität können die zulässige Kapazität von Entsorgungs-/Injektionsbrunnen erheblich einschränken, so dass Recycling eine praktikable Alternative bleibt. Die Oxidation des produzierten Wassers zur Bakterien-, Eisen- und Sulfidkontrolle ist ein äußerst wichtiger Schritt im Recyclingprozess und wurde hauptsächlich mit einem flüssigen chemischen Oxidationsmittel durchgeführt. HYDRO3CIDE reduziert die Kosten der Oxidation um bis zu 90 % und macht Recycling schließlich zur kostengünstigsten Option für die Bewirtschaftung des produzierten Wassers.

Kaizen Fluid Systems hat die neueste Innovation seiner proprietären Technologie zur Behandlung eines hohen Gesamtgehalts an gelösten Feststoffen und Chloriden in Produktions- und Rückflusswasser angekündigt. Die Technologie soll durch die Gewinnung der wertvollen Mineralien und Metalle im produzierten Wasser die Einnahmequellen des Betreibers steigern. Kaizen hat kontinuierlich wertvolle Metalle und Mineralien in kommerzieller Qualität wie Vanadium, Lithium und Kobalt gefördert, die sich als wertvoller als Öl oder Gas erwiesen haben. Es ist wichtig, dass das produzierte Wasser nach Trinkwasserstandards gereinigt wird, um ein Produkt in kommerzieller Qualität zu gewinnen. Wenn das produzierte Wasser nicht nach Trinkwasserstandards gereinigt wird, werden alle im Wasser enthaltenen Verunreinigungen in den Mineralien oder Metallen eingeschlossen, was den Wert erheblich verringert.

Wasserlogistik-Disponenten stehen vor der Herausforderung, für jeden Auftrag verfügbare Fahrer mit den richtigen Zertifizierungen an den bestmöglichen Standorten zu finden. Das kürzlich neu gestaltete FX Schedule & Dispatch-Modul von LiquidFrameworks hat die Arbeit des Disponenten für Dienstleistungsunternehmen im Wassermanagementbereich rationalisiert, indem alle relevanten Job-, Personal- und Ausrüstungsinformationen an einem praktischen Ort aktualisiert, gespeichert und verwaltet werden. Dashboards können mit dynamischer Drag-and-Drop-Funktionalität angepasst werden und das Personal kann nach Rolle, Zeitplan und Qualifikationen sortiert werden.

Das grüne Flockungsmittel H2O Floc von Monarch Separators wird verwendet, um die Umweltauswirkungen von Öl- und Gasbetrieben durch kostengünstiges Recycling von produziertem Wasser und Rückflusswasser zu reduzieren und gleichzeitig die Ölrückgewinnung zu verbessern. Die primären Behandlungsziele des grünen Alginat-Flockungsmittels sind die Entfernung von Öl, Fett und gesamten Schwebstoffen sowie bei Verwendung in Verbindung mit einem Oxidationsmittel Metalle, H2S und Bakterien. Durch mehrere Pilotversuche zur Wasseraufbereitung im Perm-, Denver-Julesburg- und Powder River-Becken konnte die H2O Floc-Chemie die Trübungen von mehr als 650 nephelometrischen Trübungseinheiten (NTU) auf 1 NTU und die Ölentfernung auf weniger als 2 reduzieren mg/L sowie Eisen und Mangan auf weniger als 1 mg/L, wobei die Dosierung viel geringer ist als die derzeit auf dem Markt erhältlichen Flockungsmittel.

National Oilwell Varco (NOV) hat einen neuen Öl-in-Wasser-Überwachungsdienst eingeführt, der Ölproduzenten und Salzwasserentsorgungsbetreibern eine einfache und effektivere Möglichkeit bietet, die Ölentfernungsleistung ihrer Wasseraufbereitungssysteme zu sehen. Ein Online-Überwachungsgerät, das mit der digitalen Plattform GoConnect von NOV verbunden ist, liefert kontinuierliche Daten zur Öl-in-Wasser-Konzentration in Echtzeit und Trendanalysen. Der umfassende Fernüberwachungsservice von NOV macht den Kauf kostspieliger, hochentwickelter Geräte oder die Durchführung zeitaufwändiger Wartungs- und Kalibrierungsschritte überflüssig. Durch die Bereitstellung dieser wertvollen Informationen für den Benutzer können Betreiber die Prozessleistung der Anlage besser bewerten und verstehen, was zu einer höheren Ölausbeute, einer verbesserten Rentabilität und der Vermeidung von Schäden an Injektionsbohrungen führt.

Orion Water Solutions hat seine neue Dissolved Air Flotation (DAF)-Einheit mit doppelter Kapazität auf den Markt gebracht, die für die Aufbereitung großer Mengen produzierten Wassers für die Frakturierung in Schiefervorkommen konzipiert ist. Der DAF von Orion, einschließlich seines Betriebssystems, wurde von Grund auf speziell für die Aufbereitung von produziertem Wasser für die Frakturierung entwickelt. Dies unterscheidet ihn von den meisten derzeit verfügbaren DAFs, die für andere Branchen gebaut werden. Der DAF löst das Bakterienproblem für Betreiber, die produziertes Wasser in Teichen lagern. Durch die Entfernung von Eisen und allen Schwebstoffen bleibt dem Wasser die Nahrung, die luftgetragene Bakterien zum Überleben benötigen, zurück, wodurch Teiche länger frisch bleiben und Chemikalienkosten eingespart werden. Seine Kapazität von 40.000 Barrel pro Tag und 12.000 Gallonen pro Minute ermöglicht den Betreibern eine spontane Behandlung zur Unterstützung von Fracking-Vorgängen.

Aus betrieblicher und buchhalterischer Sicht kann die Verwaltung des Quellwassers, das für Schieferabbau- und Bohrarbeiten benötigt wird, eine schwierige Aufgabe sein. Vorgelagerte Betreiber müssen den Überblick über den Besitz und die Menge der Quellwasserbrunnen behalten, den Füllstand der Wassergruben überwachen, die Bewegung zu den Arbeitsplätzen verfolgen und monatlich abrechnen, was sie ihren Wasserversorgern schulden. Ein neues Angebot von P2 Energy Solutions erleichtert die Verwaltung komplexer Mittelwassersysteme. P2 Source Water Management macht Tabellenkalkulationen überflüssig und ermöglicht es Unternehmen, das für Aufträge und Rechnungssteller verfügbare Grubenwasser genau zu verfolgen und zu verwalten und so Über- oder Unterzahlungen zu reduzieren.

Die Ölfeldwasser-Intelligence-Plattform von Sourcewater.com hilft Unternehmen dabei, wasserbezogene Geschäftsmöglichkeiten zu finden und Ölfeldwasser- und Entsorgungspreise, Nutzungen und Markttrends besser zu erkennen als ihre Konkurrenz. Sourcewater sammelt, analysiert und kartiert Wasser-, Entsorgungs-, Öl- und Gasgenehmigungen, Kapazitäts-, Produktions- und Preisdaten von seinem exklusiven Wasser- und Entsorgungsmarktplatz sowie von Sourcewaters Satellitenbildanalysen, Regierungsunterlagen und aus kontinuierlicher Marktforschung, um Benutzern zu zeigen, wo sich jedes Fass befindet Wasser befindet sich in Texas, New Mexico, North Dakota und Pennsylvania und woher kommt es und wohin geht es? Die neue Technologie zur Erkennung von Erdarbeiten scannt wöchentlich Satellitenbilder des Perm-Beckens, um Bohrgenehmigungen und Bohraktivitäten sechs Monate vor der Einreichung der Genehmigungen vorherzusagen.

Schieferölbetriebe sind mit höheren Wassermanagementkosten und mehr Umwelt- und Betriebsrisiken als je zuvor konfrontiert, die beide einen immer größeren Teil der Kosten der Betreiber ausmachen. Die Hauptursache sind die Beschaffung von Frischwasser und die zunehmenden Mengen an zurückfließendem Sand und produziertem Wasser, die häufig per Lastwagen abtransportiert und entsorgt werden. Um diese Herausforderungen auf umweltfreundliche Weise anzugehen, ist es häufig erforderlich, an jedem Standort mehr Dienste und Personal bereitzustellen. Die Wassermanagementlösung von TETRA Technologies bietet innovative und differenzierende Angebote für den Transfer von produziertem Wasser, die Entsandung sowie die On-the-fly-Wasseraufbereitung und das Recycling. Durch die Integration und Automatisierung der Angebote des Unternehmens wird die Effizienz durch Auftragsplanung und Personaloptimierung maximiert, was dazu beiträgt, den Personalaufwand für einen typischen vollständig integrierten Fertigstellungsvorgang um mehr als 30 % zu reduzieren. Der Effizienzsprung wird durch vollautomatische Technologie erreicht, die für mehr Transparenz und Qualitätskontrolle bei der Übertragung, dem Rückfluss und dem Recycling des produzierten Wassers sorgt und gleichzeitig die Umweltaspekte verbessert.

ShaleFlow ist eine kostengünstige, transportable Lösung für die Wiederverwendung von produziertem Wasser und Rückflusswasser aus hydraulischen Fracking-Vorgängen. Dieses kompakte, modulare System nutzt Technologien, die eine Wiederverwendung mit der Flexibilität ermöglichen, bei der Entwicklung des Feldes verschoben zu werden. Es bereitet bis zu 10.000 bbl/d (300 gpm) produziertes Wasser mit einem einfachen Drop-and-Go-Ansatz auf. ShaleFlow verträgt ein breites Spektrum an Zulaufwasserqualitäten mit bis zu 300.000 ppm gelösten Feststoffen. Es kann bis zu 98 % der Partikel wie Schwebstoffe, Öle und Fette sowie Kalkbildner entfernen. Das aufbereitete Wasser eignet sich zur Wiederverwendung bei Fracking- und Completion-Vorgängen.

Die ordnungsgemäße Charakterisierung der Zusammensetzung verschiedener Wässer in der gesamten vorgelagerten Öl- und Gasindustrie ist entscheidend für das Verständnis, wie dieses Wasser gehandhabt und behandelt werden sollte. Gelöste Mineralien wirken sich dramatisch auf die Leistung von Reibungsreduzierern, Ablagerungsinhibitoren, Korrosionsinhibitoren, Bioziden und anderen chemischen Zusatzstoffen aus, die für die Leistung von hydraulischen Fracking-Vorgängen, Wasserflutungen und chemischen Produktionsprogrammen von entscheidender Bedeutung sind. Water Lens hat ein schnelles Wassertestsystem in Laborqualität entwickelt, das von jedem überall auf der Welt durchgeführt werden kann. Es wurde speziell zur Korrektur der zahlreichen in Ölfeldgewässern auftretenden Störungen entwickelt und kann von jedem Ölfeldarbeiter in jeder Feldumgebung bedient werden. Auf diese Weise können Betreiber und Serviceunternehmen sicherstellen, dass sie über die richtigen Chemikalien für ein bestimmtes Wasser verfügen und die richtige Dosierung verwenden, was Geld spart und Schäden an der Formation und der zugehörigen Ausrüstung erspart.

Water Standard hat seine kompakte und modulare H2O Spectrum-Plattform nach erfolgreicher Durchführung von Demonstrationsprogrammen in den Einzugsgebieten Perm, Denver-Julesburg und Powder River zur Aufbereitung von Produktions- und Rückflusswasser entwickelt, bei denen Kosten und Bedienbarkeit entscheidende Faktoren waren. Die H2O Spectrum-Plattform bietet die Möglichkeit, Wasser für die Wiederverwendung und das Recycling aufzubereiten oder eine fortschrittliche Behandlung für eine sichere Oberflächeneinleitung zurück in den Wasserkreislauf und zeigt damit den Umgang mit diesem Wasser als wertvollster Ressource. Zu den allgemeinen Bestandteilen, die bei Wiederverwendungsanwendungen entfernt werden sollen, gehören Öl und Fett, Schwebstoffe, Bakterien und Eisen, während die Behandlung von Oberflächenentladungen die Entfernung von Salz, Ammoniak und gelösten organischen Stoffen umfasst.

Die Thincell-Technologie zur elektrochemischen Direktkontaktbehandlung bietet der Öl- und Gasindustrie eine In-situ-Methode zur kostengünstigen Behandlung von Rückflussflüssigkeiten aus Schieferbohrungen. Thincell übertrifft nachweislich die Elektrokoagulation und andere ähnliche Behandlungsmethoden. Es reduziert lösliche und unlösliche Kohlenwasserstoffe, Schwermetalle, Schwebstoffe und Bakterien mit einer Effizienz von über 99 %. Die Technologie ersetzt herkömmliche Elektrokoagulationsmethoden, die mit Passivierung, dem frühen Ausfall von Elektroden aufgrund von Ablagerungen und Korrosion, behaftet sind. Stattdessen sorgen die Kathoden, Anoden, Opferelektroden und das Wirbelbett von Thincell zusammen für mehrere Behandlungsreaktionen in einer kompakten, einzigen Behandlungskammer. Das Ergebnis ist geringer Wartungsaufwand, längere Betriebszeit, geringere Betriebskosten, höhere Effizienz und verbesserte Personalsicherheit.