Les producteurs de schiste adoptent les innovations Industrie 4.0 pour améliorer l'efficacité face à la baisse des prix

Les producteurs d'énergie se tournent vers l'Industrie 4.0 pour de nouvelles idées sur l'automatisation, l'utilisation de capteurs, les big data et la surveillance à distance, créant des opportunités pour les startups technologiques.

Après l'effondrement des prix du pétrole au milieu des années 2010, les producteurs de pétrole et de gaz de schiste ont réagi à la baisse en empruntant des techniques et technologies aux opérations de puits offshore du secteur énergétique, à la fabrication, et même à l'industrie médicale pour augmenter l'efficacité.

Les producteurs d'énergie se sont tournés vers l'Industrie 4.0 pour de nouvelles idées sur l'automatisation, l'utilisation de capteurs, les big data et la surveillance à distance. Dans le processus, ils ont créé des opportunités pour des startups technologiques comme les entreprises d'inspection par véhicules aériens sans pilote. De la médecine, de grands producteurs d'énergie comme ConocoPhillips ont emprunté le séquençage ADN et les mathématiques utilisés dans l'imagerie par résonance magnétique (IRM) pour dépendre moins de l'échantillonnage de carottage et du forage à l'aveugle dans leur quête pour extraire plus de pétrole et de gaz de la roche.

« Basé sur nos discussions avec les entreprises, je dirais qu'avant l'effondrement des prix du pétrole, elles n'étaient pas si préoccupées par la recherche de toutes les façons possibles de maximiser l'efficacité », a déclaré Artem Abramov, vice-président de la recherche sur le schiste pour Rystad Energy (Oslo, Norvège), une société indépendante de recherche et d'intelligence d'affaires énergétique fournissant données, outils, analyses et services de conseil à l'industrie énergétique mondiale. « Cela a créé des startups technologiques au cours des deux dernières années, et je m'attends à en voir davantage. »

Au début de 2018, il y avait environ 750 000 puits de production de schiste et conventionnels aux États-Unis. Parmi ceux-ci, 207 000 étaient des puits de fracturation hydraulique horizontale et 115 000 étaient des puits horizontaux traditionnels, selon les données de Rystad Energy. Les données montrent que parmi 23 000 nouveaux puits de production attendus cette année, 15 000 seront des forages horizontaux avec un coût estimé de 6,45 millions de dollars chacun, bien qu'il y ait des différences de coûts significatives selon les bassins.

Avec une efficacité accrue, l'industrie s'attendrait normalement à voir une diminution de l'emploi. Mais d'autres forces ont créé un effet paradoxal sur la demande de travailleurs du schiste, allant des chauffeurs de camion aux ingénieurs pétroliers. « D'un côté, toute automatisation devrait avoir un impact négatif sur l'emploi », a dit Abramov. « Mais comme l'industrie du schiste est en plein essor, la demande pour des travailleurs qualifiés et même moins qualifiés est élevée. » En conséquence, le chômage est à des niveaux records dans des zones comme l'ouest du Texas, site de gros dépôts et d'activité de forage dans le bassin Permien.

Les travailleurs non qualifiés ne sont pas les seuls en pénurie. Quand les prix du pétrole se sont effondrés en 2015, les inscriptions dans les programmes universitaires d'ingénierie pétrolière ont chuté. Cela a rendu les ingénieurs difficiles à trouver, a dit Abramov.

Shell invente le « Champ de schiste du futur »

Au milieu de sa montée en puissance, Royal Dutch Shell (La Haye, Pays-Bas) a réalisé que pour pomper 11 milliards de barils de pétrole découvert et prospectif dans les dépôts de schiste, il fallait faire les choses différemment. Les dirigeants ont mis l'organisation au défi d'augmenter les revenus ou de réduire les coûts tout en maintenant un investissement en capital stable. En conséquence, le producteur a fortement emprunté à la fabrication et à l'Industrie 4.0.

« Quand nous avons cadré le programme iShale, nous avons regardé très soigneusement et intentionnellement en dehors des alliances habituelles d'exploration et production vers certains des acteurs innovants qui avaient été actifs dans l'automatisation, la numérisation, etc., dans la fabrication », a dit Frederic Wasden, chef de projet iShale. « Et ce fut un vrai coup d'avance pour nous car dans la Fabrication 4.0, il y a un certain nombre d'industries qui y sont depuis un certain temps. Avant de développer quoi que ce soit de nouveau, notre objectif était de tirer parti de la technologie existante disponible commercialement. Avec cette approche, nous pensons que le risque technologique d'un point de vue matériel est relativement faible. »

Pour construire le champ de schiste du futur, Shell a formé des alliances avec des entreprises qui pourraient aider le producteur d'énergie avec l'automatisation, la surveillance à distance, l'utilisation de capteurs, la robotique, la collecte et l'analyse de données, le cloud computing et l'utilisation de l'énergie solaire et de batteries de stockage pour réduire les coûts d'exploitation.

Des douzaines de types différents de capteurs qui alimentent un centre d'analytique avancé seront déployés pour des fonctions critiques : caméras pour détecter les fuites de méthane ; infrarouge pour confirmer les niveaux de cuves et repérer les intrus ; et acoustique pour déterminer si un tuyau s'érode. « Nous sommes les bénéficiaires du travail qui a été fait par le secteur manufacturier au sens large dans l'adoption de ces capteurs et permettant donc aux fournisseurs de les monter en échelle », a dit Wasden.

La première phase d'iShale est de démontrer dans l'actif du bassin Permien que Shell peut réaliser des économies, des améliorations de production et des améliorations de sécurité en modifiant sa façon de travailler. En résultat, il peut tirer parti des données disponibles dans ses opérations et combiner cette information avec de l'analytique avancée pour comprendre comment optimiser ses pratiques de production et de maintenance.

Le support à distance pour le forage et la maintenance de puits est l'une des pierres angulaires du programme. Le personnel de Shell a surveillé et conseillé sur un nouveau puits foré en Argentine depuis son centre de surveillance à Calgary, Alberta. Une fois qu'un puits est en opération, le personnel de maintenance fourni avec des informations de surveillance à distance peut arriver équipé du bon équipement de sécurité et des bonnes pièces, ce qui démontre un autre avantage. L'objectif est d'éviter les dépenses excessives en faisant de la maintenance inutile tout en éliminant les arrêts opérationnels parce qu'une pièce critique ou un équipement a échoué.

Le géant de l'énergie a aussi transféré la technologie utilisée dans ses propres opérations en eaux profondes vers ses puits onshore.

« En offshore, le poids et l'espace sont à une prime absolue », a dit Wasden. « L'industrie a trouvé comment séparer gaz, pétrole et eau dans un très petit vaisseau. Cette même technologie apportée onshore nous permet de mettre notre équipement de séparation sur un patin monté sur camion au lieu de construire une usine de séparation plus conventionnelle ou une installation de traitement central. »

Greg Guidry, vice-président exécutif de l'activité non conventionnelle de Shell, a dit au site RigZone en octobre 2017 que les résultats souhaités pour iShale incluent : puits et complétions automatisés et intégrés ; conceptions d'installations centrales modulaires et évolutives ; plateformes de puits intelligentes et communications sans fil permettant l'écoulement multiphasique et la séparation ; numérisation et gestion par exception ou surveillance de terrain standardisée grâce à l'automatisation ; et une « organisation du futur » avec du personnel à « large base de compétences » numériquement connectés et polyvalents.

Les yeux dans le ciel dépendent d'une bibliothèque de données

La baisse des prix du pétrole et la chasse aux économies qui a suivi par les producteurs se sont avérées très bonnes pour des entreprises comme PrecisionHawk (Raleigh, NC), une entreprise de télédétection qui utilise des véhicules aériens sans pilote pour faire des inspections pour 10 des 20 plus grandes compagnies d'exploration et production de pétrole et de gaz.

Divers organismes de réglementation aux niveaux étatique et fédéral exigent de nombreux types d'inspection des actifs de production de pétrole et de gaz sur différents calendriers, du mensuel à l'annuel. Bien que les producteurs puissent intégrer la technologie de détection pour surveiller les nouveaux sites de puits, le coût de la rétroinstallation de cet équipement de mesure est bien plus élevé que l'utilisation de drones pour effectuer les mêmes types d'inspections pour les champs existants.

« Le problème est qu'ils ont beaucoup de sites de puits qui sont là depuis des ans ; il n'a pas de sens d'ajouter un capteur de 10 000 $ à chacun », a dit Patrick Lohman, vice-président énergie pour PrecisionHawk. « C'est là que les drones interviennent vraiment. »

Il y a une bonne raison que les drones soient adaptés au travail. Les plateformes de puits peuvent être situées jusqu'à la longueur de deux terrains de football l'une de l'autre, et les routes locales offrent généralement un trajet indirect de l'une à l'autre. En résultat, un technicien peut conduire jusqu'à 10 sites par jour pour faire des inspections, a dit Lohman. En contraste, un opérateur de drone entraîné peut envoyer son véhicule aérien vers 100-125 plateformes de puits par jour, selon la densité.

Non seulement un drone est plus efficace, il n'y a peut-être pas de perte de qualité dans le processus d'inspection pour chercher des anomalies. « Dans beaucoup de cas, un drone peut détecter tout ce qu'une personne peut détecter », a dit Lohman.

Cela inclut des caméras pour voir si la végétation empiète sur la plateforme de puits ; des imageurs thermiques pour détecter les fuites de méthane ou composants surchauffés ; des lasers à méthane pour mesurer les concentrations ; et des capteurs multi-spectraux pour détecter l'eau stagnante.

« Nous nous concentrons sur l'empilement d'applications afin de fournir aux clients de la profondeur dans l'information géospatialement taguée », a dit Lohman. « Avec une profondeur de données structurées, PrecisionHawk pourra travailler avec les clients pour utiliser des applications d'intelligence artificielle pour réduire les coûts de maintenance. »

PrecisionHawk développe des outils d'apprentissage visuel qui fonctionneront en coordination avec des applications IA pour utiliser les données géospatiales collectées par drone pour recommander la maintenance préventive et prédire les pannes d'équipement. En collectant plus de données économiquement, leur boîte à outils s'améliore.

Aller vers le médical prescrit où forer

Chez ConocoPhillips, les géoscientifiques empruntent des techniques utilisées avec l'imagerie par résonance magnétique médicale pour assembler et analyser les données obtenues à partir de lectures sismiques pour un processus propriétaire connu sous le nom d'imagerie sismique compressive, selon une transcription d'une réunion d'analystes et investisseurs de novembre 2017. Leur cible est le bassin Permien.

Avec l'imagerie sismique compressive, « au lieu d'un échantillonnage ordonné comme vous avez normalement en sismique, il y a un échantillonnage aléatoire et puis nous utilisons des mathématiques qui viennent du domaine médical », a dit Al Hirshberg, vice-président exécutif de la production, forage et projets de ConocoPhillips, pendant la réunion.

Les mathématiques appliquées à l'imagerie tomographique (c.-à-d., par sections) donnent une augmentation de 10 fois de la définition. Les mêmes mathématiques peuvent être appliquées aux données de points sismiques pour donner une augmentation similaire de définition.
« ... ou bien sûr, vous pouvez tirer moins de points sismiques et obtenir la même résolution que vous aviez avant pour un coût bien inférieur », a dit Hirshberg.

Les opérateurs de schiste emploient aussi le séquençage ADN devenu essentiel en médecine. Mais les cibles de séquençage des producteurs d'énergie sont les microbes qui vivent dans les espaces poreux et les réseaux de fractures des roches. Ils utilisent les résultats pour évaluer le potentiel et le mouvement du pétrole afin d'optimiser le placement des puits, surveiller la connectivité des puits et mesurer la production au fil du temps pour les complétions, selon le site de Biota Technology (Houston).