Verfolgen Sie die richtigen Metriken, um bessere Produktionsergebnisse zu erzielen

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Öl- und Gasunternehmen verfolgen eine Vielzahl von Kennzahlen und setzen sie als Anreize. Diese Maßnahmen können jedoch versehentlich zu niedrigeren Produktionsniveaus führen und die Hebekosten beeinflussen.

Wenn es einen Anreiz für schnelles Bohren anstelle von genau platzierten Bohrlöchern gibt, die den Kontakt mit Sweet Spots maximieren, wird das Bohrloch die potenzielle Produktion von Kohlenwasserstoffen vermissen, sagt John Clegg, Weatherfords Bohrstipendiat.

Oder ein Bohrloch weist eine Menge Tortuosität auf, was seitlich zu Problemen bei der Sandverstopfung führen und die Ausstoßraten beeinträchtigen kann. Eine unerwünschte Tortuosität kann zu vorzeitigen und teuren Schäden an Produktionsanlagen wie Stangen oder Pumpen führen.

"Wenn Sie messen, sobald Sie den Brunnen gebohrt haben, ist es zu spät", sagt er. "Sie werden vielleicht die nächsten 10 Jahre mit geringerer Produktion und mangelnder endgültiger Erholung leiden."

Clegg nennt das ein großes Problem.

„Wir benötigen eine völlig andere Reihe von KPIs, damit wir das, was wir beim Bohren tun, bewerten können“, sagt er.

Kurz gesagt, sagt er, es ist an der Zeit, dass die Branche „ihre Meinung zu den Bohrkosten ändert“ und Anreizprogramme einführt, die unmittelbare Ergebnisse wie die Kosten pro Fuß oder die Bohrtage beeinflussen können, ohne spätere Ergebnisse wie das Produktionsniveau zu berücksichtigen.

"Es ist eines dieser Dinge, die jeder kennt, aber niemand scheint zu wissen, wie man sie anspricht", sagt er.

John Clegg: John Clegg. (Quelle: Weatherford)

Eine Herausforderung besteht darin, herauszufinden, was diese KPIs sind. Eine Möglichkeit ist der Wert pro Fuß des Bohrlochs, von dem er einräumt, dass er „nicht einfach zu messen ist“. Eine andere Möglichkeit sind die Kosten pro Fass anstelle der Kosten pro Fuß, sagt er.

Wertvollere Bohrlöcher sind glatter und präziser platziert, sodass sie für eine höhere Gesamtentwässerung des Reservoirs dem Reservoir besser ausgesetzt sind und gleichzeitig die Wahrscheinlichkeit minimiert wird, dass Sand die Produktionsmengen drosselt, sagt er. Sie lassen sich auch leichter bohren, zementieren - verbessern die Integrität - und sind einfacher zu vervollständigen. Außerdem verbessern sie die Zuverlässigkeit der Produktionsausrüstung, sagt er.

Langfristig produzieren hochproduzierende Bohrlöcher mehr der vorhandenen ursprünglichen Ressourcen. Durch diese höhere Produktion senken sie die Gesamtkosten pro Barrel.

Die Technologie ist ein weiterer Schlüssel zum Rätsel, glaubt Clegg. Ein drehbares lenkbares System wie Weatherfords Magnus kann Neigungs- und Azimutwinkel beibehalten, bis ein Bohrer eingreift. Somit kann die Produktion optimiert werden, indem ein glatterer Brunnen gebohrt wird.

Wenn diese Technologie einen Schritt weiter geht, könnte es mit „viel Entwicklung“ möglich sein, das Geosteering zu automatisieren, indem man ihm beibringt, „die besten Stellen zu finden“, sagt er.

„Die Arbeit mit lenkbaren Rotationssystemen in der jüngsten Zeit war teuer“, sagt Clegg. Daher sind lenkbare Motoren immer noch weit verbreitet. Er sagt, die Branche müsse "die Gesamtkosten für die Verwendung von lenkbaren Drehsystemen senken".

Wenn der Zugang zu lenkbaren Rotationssystemen allgegenwärtig wird, wird das automatisierte Geosteering wahrscheinlicher.

„Ohne bessere KPIs können wir die Entwicklung der Technologie nicht rechtfertigen, die wir benötigen, um den Wert des Bohrlochs zu maximieren“, sagt er. "Im Moment messen wir nicht die richtigen Dinge und setzen keine Anreize für das richtige Verhalten."

Rotationslenkbare Systeme wie das Magnus-Angebot von Weatherford sind eine Technologie, die die Qualität eines Bohrlochs verbessert. (Bild: Weatherford)