Big Oil går til minedrift for Big Data

Verden løber ikke tør for olie og naturgas. Den er ved at løbe tør for let olie og gas. Og efterhånden som energiselskaber borer dybere og jager i mere fjerntliggende regioner og vanskelige forekomster, satser de på informationsteknologi for at øge produktionen.

Data, i dette tilfælde, er virkelig den nye olie. Det er ret fejende, siger Paul Siegele, præsident for Energy Technology Company hos Chevron. Informationsteknologien gør det muligt for os at få flere tønder af hvert aktiv.

Olieselskaber bruger distribuerede sensorer, højhastighedskommunikation og data-mining-teknikker til at overvåge og finjustere fjernboreoperationer. Målet er at bruge realtidsdata til at træffe bedre beslutninger og forudsige fejl.

Virksomhederne begyndte at anvende sådanne teknologier for mere end ti år siden, dels for at hjælpe dens aldrende arbejdsstyrke med at udføre multitaske på afstand. Men teknologierne har taget fart sammen med de underliggende tendenser: Billigere computer- og kommunikationsteknologi og en udbredelse af datasensorer og analytisk software.

Branchebegrebet er det digitale oliefelt, selvom de største virksomheder har varemærket deres egne versioner. Hos Chevron er det i-feltet. BP har Fremtidens Field, og Royal Dutch Shell kan lide Smart Fields.

Uanset hvad disse programmer kaldes, vil de spille en stor rolle i fremtiden for energiselskaber. De, der har størst succes med at operere eksternt og bruge data klogt, vil kræve store belønninger. Chevron citerer industridækkende estimater, der tyder på 8 procent højere produktionshastigheder og 6 procent højere samlet indvinding fra et fuldt optimeret digitalt oliefelt.

Det er væsentligt, siger Siegele. På trods af fremme af vedvarende teknologier forudser Det Internationale Energiagentur, at den globale olieefterspørgsel stadig vil stige i 2035, efterhånden som flere mennesker bruger biler. Og efterhånden som udvindingen bliver sværere, vil der være behov for næsten 20 billioner dollars i investeringer for at tilfredsstille disse fremtidige behov.

Chevron implementerer i øjeblikket op til otte globale missionskontrolcentre som en del af sit digitale program. Hver er fokuseret på et bestemt mål, såsom at bruge realtidsdata til at træffe samarbejdsbeslutninger i boreoperationer eller styre brønde og billeddannelsesreservoirer for højere produktionsudbytter. Formålet er at forbedre ydeevnen ved mere end 40 af dets største energiudviklinger. Virksomheden anslår, at disse centre vil hjælpe det med at spare 1 milliard dollars om året.

På et maskinsupportcenter, åbnet i Houston i 2010 og udvidet sidste år, overvåger skiftingeniører visualiseringer og analyser fra operationer i Kasakhstan og Colombia. Centrets personale diagnosticerede en gasindsprøjtningskompressor, der viste subtile tegn på overbelastning ved Chevrons Sanha Field ud for det sydlige Afrikas kyst. Operatører der løste problemet og undgik et potentielt tab på millioner af dollars i nedetid. Nu er der et automatiseret tidlig detektionssystem baseret på symptomerne observeret på det pågældende sted.

Chevron testede først i-field-programmet i dets århundrede gamle felter i Californiens San Joaquin Valley, hvor det bruger avancerede termiske teknologier til at presse tung olie ud af, hvad der engang kunne have været betragtet som et udtømt reservoir. Tidligere kørte arbejdere rundt og inspicerede tusindvis af brønde om dagen, siger David Dawson, general manager for Chevrons upstream-workflow-transformationsorganisation. Nu bruger de sensorer og fjernovervågning og besøger kun en brønd, når der er behov for reparationer.

Siden dette tidlige forsøg er dataanalyse, billeddannelse og fjernsamarbejde i realtid blevet nøglen til opsætningen af ​​nogle af Chevrons nyeste og mest komplekse projekter. Disse omfatter projekter i det dybe vand i Den Mexicanske Golf ud for Nigerias kyst og 130 kilometer fra Australiens kyst - det kontroversielle Gorgon-projekt på 37 milliarder dollar, det største enkeltstående naturgasprojekt i Australiens historie.

Sikkerhedskopiering i realtid er også afgørende, da produktionen bliver mere kompliceret, siger Morningstar oil services aktieanalytiker Stephen Ellis. I dag er Chevron f.eks. under beskydning i Brasilien, hvor selskabet tog ansvaret for et 3.000 tønder offshore olieudslip i november forårsaget af et uventet trykstigning i en brønd. Siegele siger, at Chevrons i-field-program vil hjælpe med at forhindre ulykker og forbedre sikkerheden.

Meget af softwareinnovationen, der er nøglen til digitaliseringen af ​​stor olie, sker hos olieservicekontraktvirksomheder, såsom Halliburton og Schlumberger, og store it-udbydere, herunder Microsoft og IBM.

Ikke alle problemer er dog løst. Det er stadig svært at sikre pålidelig kommunikation fra Arktis ydre kontinentalsokkel, via fiberoptiske linjer eller satellit. En anden begrænsning er datatransmissionshastigheder til at videresende tryk- og temperaturinformation fra tusindvis af fod under overfladen - selvom elektriske borerør i de senere år har været i stand til at videresende disse data en størrelsesorden hurtigere end før, med en megabit per sekund.

I forvejen overstiger Chevrons interne it-trafik alene 1,5 terabyte om dagen. Brandslangen af ​​data, der kommer frem hvert minut og hver time, er utrolig, siger Jerry Hubbard, præsident for Energistics, et globalt nonprofit-konsortium, der arbejder på at standardisere dataudvekslingsformater inden for energiindustrien.

Selv startups udforsker det digitale oliefelt. Koden i de gamle softwareplatforme, der bruges i dag, meget af den er 20 år gammel, siger Kirk Coburn, der startede Surge, en ny Houston-baseret energisoftwarestartaccelerator med en digital oliesektion. Denne teknologi kan stadig moderniseres massivt.

skjule