Drillers Answer Low Oil Prices With

Drillers Answer Low Oil Prices With Cost-Saving Innovations
By CLIFFORD KRAUSSMAY 11, 2015
KENEDY, Tex. — These are lean days in the South Texas oil patch, with once-bustling roads
and hotels now empty as the price of oil has plunged and rig after rig now sitting idle.
Still, production has barely declined, a testament to the rapid gains that oil producers are
making in coaxing ever more oil from older wells and the few new wells they are still drilling —
and doing both while investing far less money.
The Norwegian oil giant Statoil, for instance, is experimenting here in the Eagle Ford shale
field with a host of new drilling tools and techniques.
It is trying out different grades of sand to blast along with water and chemicals to better
loosen the hard rock deep underground and increase a well’s production, and varying the
depths of wells to squeeze out even more oil. It is using new well chokes that technicians can
operate remotely from a computer or even a smartphone to quickly adjust flows to maximize
production without overtaxing pipelines.
“There’s a proverb in Norway that says necessity teaches the naked woman how to knit,”
said Bjorn Otto Sverdrup, a Statoil vice president, as he and another executive of the
Norwegian oil company toured the Eagle Ford shale field the other day.
The knitting is progressing. Even as the company cut the number of rigs it runs here from
three to two since last year, it has managed to lift production by one-third, a feat that would
have been unimaginable a few years ago.
It has cut the average cost of drilling from $4.5 million to $3.5 million a well, in part by
reducing the time it takes to drill from an average of 21 days to 17 through better planning and
laying off slower crews.
Statoil’s example is just one of many for an industry reeling from the collapse of oil prices
since last summer. Companies have laid off thousands of workers, and some are having trouble
paying their debts. They have decommissioned more than half of the country’s oil rig fleet.
Companies like Anadarko Petroleum and EOG Resources have drilled hundreds of wells
without completing them, saving their expenditures on hydraulic fracturing until the price of
oil recovers.
But a majority of the major companies are managing to survive by increasingly using
techniques traditionally more common to manufacturing plants than to oil fields to achieve
economies of scale.
In some shale fields where companies typically drill up to eight wells on each production
pad, companies are no longer drilling one well at a time. Using rigs that can move on tracks or
legs, they are drilling and completing several wells at a time, slashing the time it takes to drill
each well.
The result has already been a slower decline in domestic shale oil production than many
experts had expected, and the promise of a spike in output if the global market price continues
to rise as it has in recent weeks.
The Energy Department still expects the average daily production for the year to be
moderately higher than in 2014, rising from 8.7 million barrels a day to 9.2 million.
“We can’t control the commodity prices, but we can control the efficiency of our wells,”
said Ben Mathis, Statoil’s Eagle Ford operations manager. “The industry has taken this as a
wake-up call to get more efficient or get out.”
To increase efficiency, Statoil uses a special drilling rig that that slides from one well to the
next. Credit Michael Stravato for The New York Times
The sensors can determine how far a fracturing job is penetrating hard rocks to plan the
spacing of wells more accurately. That way, producers are assured that one well is not draining
oil from another and that no significant section of the shale is left untapped.
And by keeping track of temperatures, pressure and vibration on equipment that is out of
sight, sensors and advanced software can predict when equipment needs servicing before it
breaks down.
“You are more efficient because you are forced to be more innovative,” said Patrick
Pouyanné, chief executive of Total, the French oil and gas giant. Mr. Pouyanné estimated that
the break-even price for operating in 75 percent of the shale oil fields a year ago was $75 a
barrel, but that is now down to roughly $60 because of innovation and lower service company
costs. He predicted that the break-even cost could go as low as $50 before long.
Companies like BP, Chevron and Devon Energy have turned to GE Oil & Gas to help
improve exploration and production controls to save power and keep equipment running
longer and more efficiently.
The company is deploying meters that can determine how much water is mixed with gas
and oil before production even begins. A harder pump rate brings up more water and oil, but
water is expensive to treat at the surface and re-inject in disposal wells. When oil prices are
low, the operator can decide not to produce wells with high water content but save them for
completion when prices recover.
Developing new variable speed controls and algorithms that determine the flow of wells,
GE Oil & Gas has figured out ways to turn on and off pumps that formerly operated 24 hours a
day, cutting fuel consumption by up to 20 percent. With lower pump usage, repair and
maintenance costs have fallen enough to bring down the cost of production by two or three
dollars a barrel.
In the case of Whiting Petroleum’s Bakken shale holdings in North Dakota, new speed
controls on its well pumps reduced equipment repair downtime by 48 percent and helped
increase productivity of its wells by 28 percent in recent months.
“Our industry is very slow to adapt to change, so these shake-ups can be good for
challenging operators to find better ways to do things,” said Ron Holsey, GE Oil & Gas’s general
manager for automatization and optimization.
One of GE Oil & Gas’s most active partners in cutting costs is Statoil. Using a concept the
company calls “the perfect well,” Statoil collects data from its own wells and those of partners
and competitors and then holds seminars for its employees to determine which drilling and
fracking techniques work best.
Statoil is testing new ways to drill and complete wells more efficiently, including replacing
diesel for power with natural gas coming from the same field. It is also testing ways to reduce
shipments of sand and water in hydraulic fracturing that break and keep open fissures in shale
rocks so oil can ooze out. One way is to use bubbly liquefied carbon dioxide to replace some of
the water in hydraulic fracturing, a technique Statoil will test this summer in North Dakota.
“These things we are working on are everlasting,” said Bill Maloney, the Statoil executive
vice president in charge of development and production in North America, “because the
perfect well doesn’t go away when the price of oil goes back up.”

Результаты (русский) 1:

Бурильщики ответить низких цен на нефть с экономии инновацииОт Клиффорд KRAUSSMAY 11, 2015КЕНЕДИ, «тэкс» — Это постный дней в Южной Техас нефти патч, с раз оживленной дорогии отели теперь пустой, как цена на нефть резко упала и буровой установки после теперь сидел простоя буровой установки.Тем не менее едва сократилось производство, свидетельством быстрой выгоды, которые являются производителями нефтив уговаривал все больше нефти из старых скважин и несколько новых скважин, они по-прежнему бурения —и делают как при инвестировании гораздо меньше денег.Норвежский нефтяной гигант Statoil, например, здесь экспериментирует в Eagle Ford shaleполе с множеством новых буровых инструментов и методов.Он пытается из разных сортов песка взрыва вместе с воды и химических веществ лучшеОслабьте глубоко под землей хард-рок и увеличить производство хорошо и различнойглубины скважин выжать еще больше нефти. Это с помощью новых хорошо дроссели, способных техниковработать удаленно с компьютера или даже смартфон, чтобы быстро настроить потоки для максимизациипроизводство без перегрузки трубопроводов.«В Норвегии, говорит, что необходимость учит голая женщина как вязать, есть поговорка»сказал Бьорн Отто Свердруп, вице-президент Statoil, как он и еще один исполнительный директорНорвежская нефтяная компания гастролировал Eagle Ford shale поле другой день.Вязание продолжается. Даже сейчас, когда компания сократила количество установок здесь проходит от3: 2 с прошлого года, он сумел поднять производство на одну треть, подвиг, что быбыли невообразимые несколько лет назад.Он снизил средняя стоимость бурения от $4,5 млн до $3,5 млн в Ну, частичносократить время, необходимое для бурения от в среднем 21 дней до 17 путем улучшения планирования иувольнение медленнее экипажей.Statoil пример является лишь одним из многих для промышленности, оправившийся от падения цен на нефтьс лета прошлого года. Компании уволены тысячи рабочих, и некоторые возникают проблемыплатить свои долги. Они более половины флота страны нефтяной вышке списан.Такие компании, как нефтяной БиПи и ЭОГ ресурсы пробурены сотни скважинне закончив их, экономить свои расходы на ГРП до Ценанефть восстанавливается.Но большинство крупных компаний выжить, все чаще используяметоды традиционно более общими для производственных предприятий, чем для нефтяных месторождений для достиженияэффект масштаба.В некоторых областях сланцев, где компании обычно пробурить до восьми скважин на каждом производствеPad, компании больше не бурения одной скважины в то время. Использование установок, которые могут двигаться на треках илиноги, они являются бурение и завершение нескольких скважин в то время, сократив время, необходимое для бурениякаждой скважины.Результат уже был медленнее снижением добычу сланцевых нефти, чем многиеЭксперты ожидали и обещание Спайк в выходных данных, если продолжается Глобальная рыночная ценачтобы расти, как это имеет в последние недели.The Energy Department still expects the average daily production for the year to bemoderately higher than in 2014, rising from 8.7 million barrels a day to 9.2 million.“We can’t control the commodity prices, but we can control the efficiency of our wells,”said Ben Mathis, Statoil’s Eagle Ford operations manager. “The industry has taken this as awake-up call to get more efficient or get out.”To increase efficiency, Statoil uses a special drilling rig that that slides from one well to thenext. Credit Michael Stravato for The New York TimesThe sensors can determine how far a fracturing job is penetrating hard rocks to plan thespacing of wells more accurately. That way, producers are assured that one well is not drainingoil from another and that no significant section of the shale is left untapped.And by keeping track of temperatures, pressure and vibration on equipment that is out ofsight, sensors and advanced software can predict when equipment needs servicing before itbreaks down.“You are more efficient because you are forced to be more innovative,” said PatrickPouyanné, chief executive of Total, the French oil and gas giant. Mr. Pouyanné estimated thatthe break-even price for operating in 75 percent of the shale oil fields a year ago was $75 abarrel, but that is now down to roughly $60 because of innovation and lower service companycosts. He predicted that the break-even cost could go as low as $50 before long.Такие компании, как BP, Chevron и Девон энергии превратились в ДЖИИ нефть и газ, чтобы помочьулучшение разведки и производства элементов управления для экономии энергии и сохранить оборудованиебольше и более эффективно.Компания развертывание метров, которые могут определить, сколько воды смешивается с газоми даже начинает нефти до производства. Сложнее курса насос приносит больше воды и нефти, ноВода-это дорого для лечения на поверхности и снова залить в распоряжении скважин. Когда цены на нефтьнизкий, оператор может принять решение не производить скважин с высоким содержанием воды, но спасти их длязавершение, когда восстановить цены.Разработка новой переменной скоростью управления и алгоритмы, которые определяют потоки скважин,ДЖИИ нефть и газ понял, способы включения и выключения насосов, которые ранее действовали 24 часадень, резки расход топлива до 20%. С меньшим использованием насоса, ремонт иэксплуатационные расходы упали достаточно снизить стоимость производства на два или тридолларов за баррель.В случае Уайтинг нефти holdings сланцевого Баккен в Северной Дакоте, Новая скоростьэлементы управления на его глубинные насосы сократить время простоя оборудования ремонт на 48 процентов и помогувеличить производительность своих скважин на 28 процентов в последние месяцы.«Наша отрасль очень медленно адаптироваться к изменениям, так что эти потрясения может быть хорошо длясложные операторы найти более эффективные способы сделать вещи,» сказал Рон Холси, GE Oil & Gas в Генеральнойменеджер для автоматизации и оптимизации.One of GE Oil & Gas’s most active partners in cutting costs is Statoil. Using a concept thecompany calls “the perfect well,” Statoil collects data from its own wells and those of partnersand competitors and then holds seminars for its employees to determine which drilling andfracking techniques work best.Statoil is testing new ways to drill and complete wells more efficiently, including replacingdiesel for power with natural gas coming from the same field. It is also testing ways to reduceshipments of sand and water in hydraulic fracturing that break and keep open fissures in shalerocks so oil can ooze out. One way is to use bubbly liquefied carbon dioxide to replace some ofthe water in hydraulic fracturing, a technique Statoil will test this summer in North Dakota.“These things we are working on are everlasting,” said Bill Maloney, the Statoil executivevice president in charge of development and production in North America, “because theperfect well doesn’t go away when the price of oil goes back up.”

Результаты (русский) 2:

Буровики Ответ масло низкой цены с экономии Инновации
Клиффорд KRAUSSMAY 11, 2015
Кенеди, Техас -. Это постное дней в нефтяной промышленности Южного Техаса, с когда-то шумный дорог
и гостиниц в настоящее время пуст, как цены на нефть резко упала и установка после установки сейчас сидит простоя.
Тем не менее, производство едва снизился, свидетельством быстрому росту, что производители нефти
решений в уговаривая никогда больше нефти из старых скважин и несколько новых скважин они по-прежнему бурения -
и то и другое при инвестировании гораздо меньше денег .
Норвежский нефтяной гигант Statoil, например, экспериментирует здесь в сланцевого Eagle Ford
поле с множеством новых инструментов и методов бурения.
Он пытается различные сорта песка, чтобы взорвать вместе с водой и химикатами, чтобы лучше
ослабить жесткий рок глубоко под землей, и увеличить производство скважины, и варьируя
глубину скважин выжать еще больше нефти. Он использует новый и дроссели, что специалисты могут
работать удаленно с компьютера или даже смартфона быстро настроить потоки максимально
производства без перенапряжения трубопроводов.
"Там поговорка в Норвегии, что говорит необходимость учит голая женщина, как вязать,"
сказал Бьорн Отто Свердруп, вице-президент Statoil, когда он и еще исполнительный
норвежской нефтяной компании совершил поездку сланцевого поле Eagle Ford днях.
вязание идет. Даже компания сократила количество буровых установок он работает здесь с
1:57 с прошлого года, он сумел поднять производство на треть, подвиг, который бы
уже был невообразимо несколько лет назад.
Она сократить среднюю стоимость бурение с $ 4,5 млн до $ 3,5 млн и, в частности, по
сокращению времени, необходимого для бурения в среднем от 21 дней до 17 за счет улучшения планирования и
увольнять медленные экипажей.
пример компании Statoil является лишь одним из многих для промышленности, страдающей от Обвал цен на нефть
с прошлого лета. Компании уже уволены тысячи рабочих, а некоторые проблемы с
оплачивая свои долги. Они выведены из эксплуатации более половины нефтяной вышке флота страны.
Такие компании, как Anadarko Petroleum и EOG ресурсов пробурили сотни скважин
, не завершив их, не экономя свои расходы на ГРП до цены
нефти восстанавливается.
Но большинство из основных компаний не сумев выжить чаще используют
методы традиционно более общие для заводов-изготовителей, чем нефтяных месторождений для достижения
экономии от масштаба.
В некоторых областях сланцевые, где компании, как правило, бурение до восьми скважин на каждом производственном
площадку, компании больше не бурения одной скважины, в то время , Использование установок, которые могут двигаться на рельсах или
ног, они бурения и заканчивания скважин несколько одновременно, сократив время, необходимое для бурения
каждой скважины.
Результат уже медленнее снижение внутреннего производства сланцевого масла, чем многие
эксперты ожидали, и обещание всплеска выходе, если мировой рынок цена продолжает
расти, как это было в последние недели.
Министерство энергетики по-прежнему ожидает среднесуточная добыча за год, чтобы быть
умеренно выше, чем в 2014 году, увеличившись с 8,7 млн баррелей в день до 9,2 млн.
"Мы не можем контролировать цены на сырьевые товары, но мы можем контролировать эффективность наших скважин",
сказал Бен Матис, Орел Форд менеджер операций компании Statoil. "Промышленность воспринял это как
тревожный сигнал, чтобы получить более эффективным или выйти. "
Для повышения эффективности Статойл использует специальную буровую установку, что это скользит от одной скважины к
другой. Кредитная Майкл Stravato для The New York Times
Датчики могут определить, насколько работа разрыва проникает твердых пород планировать
размещение скважин более точно. Таким образом, производители уверены, что один хорошо не сливает
масло из другого, и что ни значительной части сланца не осталось неиспользованным.
И отслеживать температуры, давления и вибрации оборудования, которое из
виду, датчики и передового программного обеспечения может предсказать, когда оборудование нуждается в обслуживании, прежде чем он
выходит из строя.
"Вы более эффективным, потому что вы вынуждены быть более инновационными," сказал Патрик
Pouyanné, главный исполнительный директор Total, французской нефтяной и газовый гигант. Г-н Pouyanné оценкам,
безубыточности цена для работы в 75 процентов от сланцевого масла поля год назад составляла $ 75
за баррель, но в настоящее время до примерно $ 60 за инновации и нижних сервисная компания
расходов. Он предсказал, что стоимость безубыточности может пойти как низко как $ 50 в скором времени.
Такие компании, как BP, Chevron и Devon Energy обратились к GE Oil & Gas, чтобы помочь
улучшить разведку и добычу управления, чтобы сохранить власть и сохранить оборудование работает
дольше и более эффективно .
Компания внедряет метров, которые могут определять, сколько воды смешивается с газом
и нефтью, прежде чем даже начинается производство. Труднее скорости насоса вызывает больше воды и масла, а
вода дорого лечить на поверхности и закачки в поглощающие скважины. Когда цены на нефть
низкие, оператор может принять решение не производить скважин с высоким содержанием воды, но сохранить их для
завершения, когда цены восстановиться.
Разработка новых элементов управления с регулируемой скоростью и алгоритмы, которые определяют поток скважин,
GE Oil & Газ выяснил пути Включение и выключение насосов, которые ранее действовали 24 часов
день, сокращение потребления топлива до 20 процентов. С низким потреблением насоса, ремонт и
эксплуатационные расходы упали достаточно, чтобы снизить стоимость производства двух или трех
долларов за баррель.
В случае Баккен сланцев холдингов Уайтинг Petroleum в Северной Дакоте, новых скоростных
управления на его насосов пониженной ремонт оборудования простоя на 48 процентов и помог
увеличить производительность своих скважин на 28 процентов в последние месяцы.
"Наша отрасль очень медленно адаптироваться к изменениям, так что эти встряски может быть хорошо для
сложных операторов, чтобы найти лучшие способы сделать вещи, "сказал Рон Holsey, GE Oil & Gas в общем
-менеджер для автоматизации и оптимизации.
Один из GE Oil & Gas наиболее активных партнеров в области сокращения затрат является Statoil. Использование концепции
компания называет "идеальным хорошо," Статойл собирает данные из собственной скважины, и те, партнеров
и конкурентов, а затем проводит семинары для своих сотрудников, чтобы определить, какие бурения и
методы Fracking работать лучше.
Статойл тестирования новых способов бурения и полный скважин более эффективно, в том числе замена
дизель власти с природного газа из того же поля. Он также тестирование способы снижения
поставок песка и воды в ГРП, которые нарушают и держать открытые трещины в сланцевых
породах, так нефть может сочиться. Один из способов заключается в использовании бисерные сжиженного углекислого газа, чтобы заменить некоторые из
воды в ГРП, техника Статойл проверить этим летом в Северной Дакоте.
"Эти вещи мы работаем на вечные," сказал Билл Малони, исполнительный Статойл
вице-президент отвечающий за разработку и производство в Северной Америке ", потому что
идеально подходит также не уходят, когда цена на нефть идет обратно. "