Big Data für Big Oil

Die Ölproduktion wird schwieriger. Digitale Innovationen sollen Abhilfe schaffen.

Fossile Brennstoffe dürften der Welt noch länger erhalten bleiben, doch eines ist schon heute klar: Leicht zugängliche Quellen zur Deckung des unersättlichen Energiebedarfs dieses Planeten finden sich immer seltener. Die Öl- und Gaskonzerne müssen tiefer bohren und zunehmend schwer erschließbare Vorkommen anzapfen. Dabei soll ihnen die Informationstechnologie nun helfen, Förderziele einzuhalten. Daten, so scheint es, werden zum neuen Öl. "Wir haben es mit einer kleinen Revolution zu tun", meint Paul Siegele, Präsident des Bereiches Energietechnologie beim Ölkonzern Chevron. "Die IT erlaubt uns, mehr Barrel aus jeder Quelle zu holen."

Die Energiefirmen setzen dabei auf verteilte Sensoren, Hochgeschwindigkeitskommunikation und Data-Mining-Techniken, um Bohroperationen fein abzustimmen und fernzusteuern. Echtzeitdaten werden genutzt, um bessere Entscheidungen zu treffen und Problemen zu erkennen, bevor sie entstehen.

Der Einsatz von "Big Data" bei "Big Oil" begann vor mehr als zehn Jahren – auch deshalb, weil man einer älter werdenden Arbeiterschaft helfen wollte, mehr Aufgaben auch aus der Ferne zu erledigen. Der Fortschritt beschleunigte sich aber bald, weil Rechner und Kommunikationstechnologien immer billiger wurden, und Sensoren und Analysesoftware dann in vielen Bereichen zum Einsatz kamen.

Der Fachbegriff dafür nennt sich "digitales Ölfeld". Die größten Firmen haben ihre jeweils eigenen Version dieser Idee als Markenzeichen eingetragen: Bei Chevron ist es das "i-field", BP spricht vom "Field of the Future" und Royal Dutch Shell erhofft sich möglichst viele "Smart Fields". Egal wie die Programme auch genannt werden – sie dürften eine gewaltige Rolle in der Zukunftsfähigkeit der Energiekonzerne spielen. Wem es gelingt, die gewonnenen Daten clever einzusetzen und Projekte reibungslos zu automatisieren, gewinnt. Chevron glaubt an Schätzungen, die industrieweit von einem immerhin um 8 Prozent höheren Produktions-Output sprechen. Ein voll optimiertes digitales Ölfeld soll allein mindestens 6 Prozent mehr des wertvollen Rohstoffes ausspucken.

Chevron-Mann Siegele hält das für signifikant. Trotz der Fortschritte bei erneuerbaren Energien erwartet die Internationale Energieagentur IEA, dass bis 2035 die Nachfrage nach Erdöl weltweit weiter wächst. Der Grund ist der Wunsch nach persönlicher Mobilität auch in Schwellenländern. Die Fördertechnik wird dagegen vor neue Herausforderungen gestellt: Schwieriger nutzbare Vorkommen bedingen laut der IEA Investitionen von bis zu 20 Billionen US-Dollar.

Chevron baut derzeit insgesamt acht global ausgerichtete "Mission Control"-Zentren als Teil seiner aktuellen IT-Initiative aus. Jedes davon ist auf ein einzelnes Ziel fokussiert, etwa die Nutzung von Echtzeitdaten zur kollaborativen Entscheidungsfindung bei Bohroperationen, das Management von Ölfeldern aus der Ferne oder die Arbeit mit bildgebenden Verfahren, um bestehende Vorkommen besser auszunutzen. 40 der größten Energieprojekte, die Chevron auf der Welt betreibt, sollen künftig noch leistungsfähiger werden. Die neuen Zentren könnten, so die optimistischen Schätzungen, bis zu eine Milliarde Dollar im Jahr einsparen helfen.

So überwacht ein Technikzentrum in Houston, das 2010 eröffnet und 2011 erweitert wurde, Visualisierungen und Analysedaten von Anlagen in Kasachstan oder Kolumbien in Schichten rund um die Uhr. Den Mitarbeitern hier gelang es beispielsweise, Probleme bei einem Gasinjektionskompressor vor der Küste Südafrikas zu diagnostizieren, der noch gar nicht ausgefallen war – nur anhand subtiler Daten, die auf eine Überlastung des Systems hindeuteten. Techniker im Sanha Field konnten das Problem dann rechtzeitig beheben und vermieden so die Abschaltung der Anlage, die vermutlich Millionen gekostet hätte. Mittlerweile wurde ein Frühwarnsystem aufgebaut, das solche Symptome automatisch erkennen kann.

Chevron testete sein "i-field"-Programm anfangs in einem sehr alten Ölfeld im kalifornischen San Joaquin Valley. Neuartige Wärmeverfahren werden hier verwendet, um Schweröl aus einem Reservoir zu holen, das eigentlich als leer galt. Früher mussten Arbeiter Tausende Quellen pro Tag vor Ort inspizieren, sagt David Dawson, der den Umbau der Arbeitsorganisation bei dem Energiekonzern managt. Heute verwendeten sie Sensoren oder nutzten Fernüberwachungssysteme und rückten nur noch aus, wenn wirklich Reparaturen anstünden.

Seit den ersten Versuchen gehören Echtzeit-Datenanalyse, bildgebende Verfahren, Fernwartung und kollaborative IT zu den Standardtechniken, die bei neuen komplexen Projekten verwendet werden. Zu nennen sind Tiefseebohrungen im Golf von Mexiko ebenso wie neue Felder vor der Küste Nigerias oder das riesige "Gorgon"- Gasprojekt 130 Kilometer vor Australien, bei dem 37 Milliarden Dollar investiert werden sollen.

Die Echtzeitüberwachung diene auch der Sicherheit, sobald Produktionsanlagen komplizierter würden, meint Stephen Ellis, Experte für Öldienstleister beim Analysehaus Morningstar. Chevron musste zum Beispiel kürzlich einräumen, für eine mindestens 3000 Barrel umfassende Offshore-Öllache vor der brasilianischen Küste verantwortlich zu sein. Es war zu einer unerwarteten Druckerhöhung an der Quelle gekommen. Das "i-field"-Programm solle Unfälle vermeiden und die Sicherheit verbessern, sagt Manager Siegele.

Die Software-Innovationen, die die notwendige Datennutzung erst ermöglicht, finden bei Öl-Dienstleistern wie Halliburton oder Schlumberger statt. Aber auch große IT-Firmen wie Microsoft oder IBM mischen mittlerweile mit.

Nicht jedes Problem ist gelöst. So gibt es beispielsweise noch Schwierigkeiten, verlässliche Kommunikationsinfrastrukturen zu schaffen – sei es nun weit draußen in der Arktis, wo Glasfaser- oder Satellitenverbindungen aufgebaut werden müssen, oder beim Messen von Druck und Temperatur aus Quellen, die tief unter der Meeresoberfläche liegen. Passende Kabel werden mittlerweile gleich mit den Bohrröhren verbaut – und können heute immerhin im Megabit-Bereich senden.

Der Datenverkehr, der bei Chevron tagtäglich durch solche internen Systeme läuft, überschreitet 1,5 Terabyte. "Die Sintflut an Daten, die da jede Minute und jede Stunde auf uns einströmt, ist atemberaubend", sagt Jerry Hubbard, Präsident von Energistics, einem Konsortium, das derzeit versucht, die Datenaustauschformate in der Energieindustrie zu standardisierten.

Selbst Start-ups tummeln sich mittlerweile im digitalen Ölfeld-Geschäft. "Der Code in den alten Software-Plattformen ist häufig 20 Jahre alt", sagt Kirk Coburn, der in Houston einen Inkubator für Energiesoftware-Neugründungen eröffnet hat. "Die Technologie kann noch massiv modernisiert werden." (bsc)