211service.com
Big Oil utvinns för Big Data
Världen håller inte på olja och naturgas. Det är slut på lätt olja och gas. Och när energibolag borrar djupare och jagar i mer avlägsna regioner och svåra fyndigheter, satsar de på informationsteknik för att öka produktionen.
Data, i det här fallet, är verkligen den nya oljan. Det är ganska svepande, säger Paul Siegele, president för Energy Technology Company på Chevron. Informationsteknologin gör det möjligt för oss att få fler fat av varje tillgång.
Oljebolag använder distribuerade sensorer, höghastighetskommunikation och datautvinningstekniker för att övervaka och finjustera fjärrborrningsoperationer. Syftet är att använda realtidsdata för att fatta bättre beslut och förutsäga fel.
Företagen började använda sådan teknik för mer än ett decennium sedan, delvis för att hjälpa sin åldrande arbetsstyrka att arbeta på distans. Men teknologierna har tagit fart tillsammans med de underliggande trenderna: billigare dator- och kommunikationsteknik, och en spridning av datasensorer och analytisk programvara.
Branschtermen är det digitala oljefältet, även om de största företagen har varumärkesskyddat sina egna versioner. Hos Chevron är det i-fältet. BP har Framtidens Field, och Royal Dutch Shell gillar Smart Fields.
Oavsett vad dessa program kallas, kommer de att spela en stor roll i energiföretagens framtid. De som är mest framgångsrika med att arbeta på distans och använda data klokt kommer att kräva stora belöningar. Chevron citerar branschövergripande uppskattningar som tyder på 8 procent högre produktionshastigheter och 6 procent högre total återhämtning från ett helt optimerat digitalt oljefält.
Det är viktigt, säger Siegele. Trots att förnybar teknik utvecklas, räknar Internationella energibyrån med att den globala efterfrågan på olja fortfarande kommer att växa fram till 2035 eftersom fler människor använder bilar. Och när utvinningen blir svårare kommer nästan 20 biljoner dollar i investeringar att behövas för att tillgodose dessa framtida behov.
Chevron distribuerar för närvarande upp till åtta globala uppdragskontrollcenter som en del av sitt digitala program. Var och en är fokuserad på ett visst mål, som att använda realtidsdata för att fatta samarbetsbeslut i borroperationer, eller att hantera brunnar och avbilda reservoarer för högre produktionsutbyten. Syftet är att förbättra prestandan vid mer än 40 av dess största energiutvecklingar. Företaget uppskattar att dessa centra kommer att hjälpa det att spara 1 miljard dollar per år.
Vid ett maskinsupportcenter, som öppnades i Houston 2010 och utökades förra året, övervakar skiftingenjörer visualiseringar och analyser från verksamheter i Kazakstan och Colombia. Centrets personal diagnostiserade en gasinsprutningskompressor som visade subtila tecken på överbelastning vid Chevrons Sanha Field utanför södra Afrikas kust. Operatörer där fixade problemet och undvek en potentiell förlust på miljontals dollar i stillestånd. Nu finns det ett automatiskt system för tidig upptäckt baserat på symptomen som observerats på den platsen.
Chevron testade först i-field-programmet i sina hundraåriga fält i Kaliforniens San Joaquin Valley, där den använder avancerad termisk teknik för att pressa tung olja från vad som en gång kunde ha ansetts vara en uttömd reservoar. Tidigare körde arbetare runt och inspekterade tusentals brunnar om dagen, säger David Dawson, chef för Chevrons uppströmsorganisation för omvandling av arbetsflöden. Nu använder de sensorer och fjärrövervakning och besöker en brunn endast när reparationer behövs.
Sedan denna tidiga testperiod har realtidsdataanalys, bildbehandling och fjärrsamarbete blivit nyckeln till installationen av några av Chevrons nyaste och mest komplexa projekt. Dessa inkluderar projekt i det djupa vattnet i Mexikanska golfen, utanför Nigerias kust och 130 kilometer utanför Australiens kust – det kontroversiella Gorgon-projektet på 37 miljarder dollar, det enskilt största naturgasprojektet i Australiens historia.
Säkerhetskopieringar i realtid är också avgörande eftersom produktionen blir mer komplicerad, säger Morningstar oil Services aktieanalytiker Stephen Ellis. Idag är Chevron till exempel under beskjutning i Brasilien, där företaget tog ansvar för ett oljeutsläpp på 3 000 fat offshore i november orsakat av en oväntad tryckökning i en brunn. Siegele säger att Chevrons i-field-program kommer att hjälpa till att förebygga olyckor och förbättra säkerheten.
Mycket av mjukvaruinnovationen som är nyckeln till digitaliseringen av stor olja sker hos oljeserviceföretag, som Halliburton och Schlumberger, och stora IT-leverantörer inklusive Microsoft och IBM.
Alla problem har dock inte lösts. Det är fortfarande svårt att säkerställa tillförlitlig kommunikation från Arktis yttre kontinentalsockel, via fiberoptiska linjer eller satellit. En annan begränsning är dataöverföringshastigheter för att vidarebefordra information om tryck och temperatur från tusentals fot under ytan – även om elektriskt anslutna borrrör på senare år har kunnat vidarebefordra dessa data en storleksordning snabbare än tidigare, med en megabit per sekund.
Redan redan överstiger Chevrons interna IT-trafik 1,5 terabyte per dag. Brandslangen av data som kommer upp varje minut och varje timme är otrolig, säger Jerry Hubbard, ordförande för Energistics, ett globalt ideellt konsortium som arbetar med att standardisera format för datautbyte inom energiindustrin.
Även nystartade företag utforskar det digitala oljefältet. Koden i de gamla mjukvaruplattformarna som används idag, mycket av den är 20 år gammal, säger Kirk Coburn, som startade Surge, en ny Houston-baserad energimjukvarustartaccelerator med en digital oljesektion. Denna teknik kan fortfarande moderniseras massivt.