Big Oil geht für Big Data in den Bergbau

Der Welt gehen Öl und Erdgas nicht aus. Es geht ihm das einfache Öl und das Gas aus. Und da Energieunternehmen tiefer bohren und in abgelegeneren Regionen und schwierigen Lagerstätten suchen, setzen sie auf Informationstechnologie, um die Produktion anzukurbeln.

Daten sind in diesem Fall wirklich das neue Öl. Es ist ziemlich weitreichend, sagt Paul Siegele, Präsident der Energy Technology Company bei Chevron. Die Informationstechnologie ermöglicht es uns, mehr Barrel von jedem Vermögenswert zu erhalten.



Ölgesellschaften verwenden verteilte Sensoren, Hochgeschwindigkeitskommunikation und Data-Mining-Techniken, um entfernte Bohrvorgänge zu überwachen und zu optimieren. Ziel ist es, Echtzeitdaten zu nutzen, um bessere Entscheidungen zu treffen und Störungen vorherzusagen.

Die Unternehmen begannen vor mehr als einem Jahrzehnt mit dem Einsatz solcher Technologien, teilweise um ihre alternde Belegschaft bei Multitasking aus der Ferne zu unterstützen. Aber die Technologien haben zusammen mit den zugrunde liegenden Trends an Geschwindigkeit gewonnen: billigere Computer- und Kommunikationstechnologie und eine Verbreitung von Datensensoren und Analysesoftware.

Der Branchenbegriff ist das digitale Ölfeld, obwohl die größten Unternehmen ihre eigenen Versionen markenrechtlich geschützt haben. Bei Chevron ist es das i-Feld. BP hat das Feld der Zukunft und Royal Dutch Shell mag Smart Fields.

Wie auch immer diese Programme heißen mögen, sie werden für die Zukunft der Energieunternehmen eine große Rolle spielen. Diejenigen, die am erfolgreichsten aus der Ferne arbeiten und Daten mit Bedacht verwenden, werden große Belohnungen erhalten. Chevron zitiert branchenweite Schätzungen, die auf eine um 8 Prozent höhere Produktionsrate und eine um 6 Prozent höhere Gesamtausbeute aus einem vollständig optimierten digitalen Ölfeld schließen lassen.

Das ist bezeichnend, sagt Siegele. Trotz der Weiterentwicklung erneuerbarer Technologien geht die Internationale Energieagentur davon aus, dass die weltweite Ölnachfrage bis 2035 immer noch steigen wird, da immer mehr Menschen Autos benutzen. Und da die Förderung schwieriger wird, werden fast 20 Billionen Dollar an Investitionen benötigt, um diesen zukünftigen Bedarf zu decken.

Chevron setzt derzeit im Rahmen seines Digitalprogramms bis zu acht globale Missionskontrollzentren ein. Jedes ist auf ein bestimmtes Ziel ausgerichtet, beispielsweise die Verwendung von Echtzeitdaten, um gemeinsame Entscheidungen bei Bohrvorgängen zu treffen, oder das Management von Bohrlöchern und Bildspeichern für höhere Produktionserträge. Der Zweck besteht darin, die Leistung bei mehr als 40 seiner größten Energieentwicklungen zu verbessern. Das Unternehmen schätzt, dass diese Zentren ihm helfen werden, 1 Milliarde US-Dollar pro Jahr einzusparen.

In einem 2010 in Houston eröffneten und im letzten Jahr erweiterten Maschinen-Support-Center überwachen Schichtingenieure Visualisierungen und Analysen aus den Betrieben in Kasachstan und Kolumbien. Die Mitarbeiter des Zentrums diagnostizierten einen Gaseinspritzkompressor, der auf Chevrons Sanha Field vor der Küste des südlichen Afrikas subtile Anzeichen einer Überlastung aufwies. Die dortigen Bediener haben das Problem behoben und potenzielle Ausfallzeiten in Millionenhöhe vermieden. Jetzt gibt es ein automatisiertes Früherkennungssystem, das auf den an diesem Standort beobachteten Symptomen basiert.

Chevron testete das i-Field-Programm zuerst auf seinen jahrhundertealten Feldern im kalifornischen San Joaquin Valley, wo es fortschrittliche thermische Technologien einsetzt, um Schweröl aus einem einst als erschöpft betrachteten Reservoir zu gewinnen. In der Vergangenheit fuhren Arbeiter herum, um täglich Tausende von Bohrlöchern zu inspizieren, sagt David Dawson, General Manager der Upstream-Workflow-Transformation-Organisation von Chevron. Jetzt verwenden sie Sensoren und Fernüberwachung und besuchen einen Brunnen nur, wenn Reparaturen erforderlich sind.

Seit dieser frühen Erprobung sind Echtzeit-Datenanalyse, Bildgebung und Remote-Zusammenarbeit der Schlüssel zur Einrichtung einiger der neuesten und komplexesten Projekte von Chevron. Dazu gehören Projekte in den tiefen Gewässern des Golfs von Mexiko, vor der Küste Nigerias und 130 Kilometer vor der Küste Australiens – das umstrittene 37-Milliarden-Dollar-Gorgon-Projekt, das größte Erdgasprojekt in der Geschichte Australiens.

Sicherheits-Backups in Echtzeit sind ebenfalls von entscheidender Bedeutung, da die Produktion komplizierter wird, sagt Stephen Ellis, Analyst für Aktien von Morningstar Oil Services. Heute steht Chevron beispielsweise in Brasilien unter Beschuss, wo das Unternehmen im November die Verantwortung für eine 3.000-Barrel-Offshore-Ölkatastrophe übernahm, die durch einen unerwarteten Druckanstieg in einem Bohrloch verursacht wurde. Siegele sagt, dass das i-field-Programm von Chevron dazu beitragen wird, Unfälle zu vermeiden und die Sicherheit zu verbessern.

Ein Großteil der Softwareinnovationen, die für die Digitalisierung des großen Ölsektors entscheidend sind, findet bei Öldienstleistungsunternehmen wie Halliburton und Schlumberger und großen IT-Anbietern wie Microsoft und IBM statt.

Allerdings ist nicht jedes Problem gelöst. Es ist immer noch schwierig, eine zuverlässige Kommunikation vom äußeren Kontinentalschelf der Arktis über Glasfaserleitungen oder Satellit sicherzustellen. Eine weitere Einschränkung sind die Datenübertragungsgeschwindigkeiten zur Übertragung von Druck- und Temperaturinformationen aus Tausenden von Metern unter der Oberfläche – obwohl elektrisch verdrahtete Bohrgestänge diese Daten in den letzten Jahren mit einem Megabit pro Sekunde um eine Größenordnung schneller als zuvor übertragen konnten.

Allein der interne IT-Verkehr von Chevron übersteigt bereits 1,5 Terabyte pro Tag. Die Fülle an Daten, die jede Minute und Stunde hochkommen, ist unglaublich, sagt Jerry Hubbard, Präsident von Energistics, einem globalen gemeinnützigen Konsortium, das sich für die Standardisierung von Datenaustauschformaten in der Energiebranche einsetzt.

Auch Startups erkunden das digitale Ölfeld. Der Code in den alten Softwareplattformen, die heute verwendet werden, ist größtenteils 20 Jahre alt, sagt Kirk Coburn, der Surge gegründet hat, einen neuen Startup-Beschleuniger für Energiesoftware mit Sitz in Houston mit einer digitalen Ölabteilung. Diese Technologie kann noch massiv modernisiert werden.

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