Schieferöl-Produzenten nutzen Industry-4.0-Innovationen zur Effizienzsteigerung trotz Preisverfall

Energieproduzenten suchen in Industry 4.0 nach neuen Ideen zu Automatisierung, Sensoren, Big Data und Fernüberwachung, was Chancen für Tech-Startups schafft.

Nachdem die Erdölpreise Mitte der 2010er Jahre einbrachen, reagierten Schieferöl- und Gasproduzenten auf den Abschwung, indem sie Techniken und Technologien aus dem Offshore-Bohrbetrieb des Energiesektors, der Fertigung und sogar der Medizin entliehen, um die Effizienz zu steigern.

Die Energieproduzenten suchten in Industry 4.0 nach neuen Ideen zu Automatisierung, Sensoren, Big Data und Fernüberwachung. Dabei schufen sie Chancen für Technologie-Startups wie Drohnen-Inspektionsunternehmen. Aus der Medizin entlieh großer Energieproduzent ConocoPhillips DNA-Sequenzierung und Mathematik, die in MRT-Scans verwendet wird, um sich weniger auf Kernproben und blindes Bohren zu verlassen, um mehr Öl und Gas aus dem Gestein zu pressen.

"Basierend auf unseren Gesprächen mit Unternehmen würde ich sagen, vor dem Einbruch der Ölpreise waren sie nicht so sehr darauf bedacht, alle möglichen Wege zur Maximierung der Effizienz zu suchen", sagte Artem Abramov, Vizepräsident für Schieferforschung bei Rystad Energy (Oslo, Norwegen), einem unabhängigen Energie-Forschungs- und Business-Intelligence-Unternehmen, das Daten, Tools, Analysen und Beratungsdienste für die globale Energieindustrie bereitstellt. "Es schuf Technologie-Startups in den letzten zwei Jahren, und ich erwarte, mehr zu sehen."

Anfang 2018 gab es etwa 750.000 produzierende Schiefer- und konventionelle Öl- und Gasbohrungen in den Vereinigten Staaten. Davon waren 207.000 horizontale hydraulische Fracking-Bohrungen und 115.000 traditionelle horizontale Bohrungen, laut Rystad Energy Daten. Die Daten zeigen, dass unter 23.000 neuen produzierenden Bohrungen, die dieses Jahr erwartet werden, 15.000 horizontale Bohrungen sein werden mit geschätzten Kosten von 6,45 Millionen Dollar pro Stück, obwohl es signifikante Kostenunterschiede zwischen den Becken gibt.

Mit gesteigerter Effizienz würde die Industrie normalerweise einen Beschäftigungsrückgang erwarten. Aber andere Kräfte haben einen paradoxen Effekt auf die Nachfrage nach Schieferöl- und Gasarbeitern geschaffen, von Lkw-Fahrern bis zu Petroleumingenieuren. "Einerseits sollte jede Automatisierung negative Auswirkungen auf die Beschäftigung haben", sagte Abramov. "Aber da die Schieferindustrie hochfährt, ist die Nachfrage nach qualifizierten und sogar weniger qualifizierten Arbeitern hoch." Als Folge ist die Arbeitslosigkeit in Gebieten wie West-Texas, Standort großer Vorkommen und Bohraktivität im Permian Basin, auf Rekordtiefen.

Unqualifizierte Arbeiter sind nicht die einzigen, die knapp sind. Als die Erdölpreise 2015 einbrachen, sank die Einschreibung in Petroleum-Engineering-Studiengänge an Universitäten. Das hat Ingenieure schwer zu finden gemacht, sagte Abramov.

Shell erfindet 'Shale Field of the Future'

Mittendrin im Hochfahren erkannte Royal Dutch Shell (Den Haag, Niederlande), dass man, um 11 Milliarden Barrel entdecktes und prospektives Öl in Schiefervorkommen zu fördern, Dinge anders machen musste. Die Unternehmensführung forderte die Organisation heraus, entweder den Umsatz zu steigern oder Kosten zu senken, bei gleichbleibenden Kapitalinvestitionen. Daraufhin lieh sich der Produzent stark aus der Fertigung und Industry 4.0.

"Als wir das iShale-Programm rahmten, haben wir sehr sorgfältig und bewusst außerhalb der üblichen Exploration- und Produktions-Industrie-Allianzen nach innovativen Spielern gesucht, die in Automatisierung, Digitalisierung usw. in der Fertigung aktiv waren", sagte Frederic Wasden, iShale-Projektmanager. "Und das war ein echter Vorsprung für uns, weil in Manufacturing 4.0 eine Reihe von Branchen schon seit einiger Zeit dabei sind. Bevor wir etwas Neues entwickelten, war unser Ziel, bestehende kommerziell verfügbare Technologie zu nutzen. Mit diesem Ansatz fühlen wir, dass das Technologierisiko aus Hardware-Perspektive relativ gering ist."

Um das Schieferfeld der Zukunft zu bauen, bildete Shell Allianzen mit Unternehmen, die dem Energieproduzenten bei Automatisierung, Fernüberwachung, Sensoren, Robotik, Datenerfassung und -analyse, Cloud Computing und Nutzung von Solarenergie und Energiespeicherbatterien zur Reduzierung der Betriebskosten helfen konnten.

Dutzende verschiedener Sensoren, die Informationen an ein fortschrittliches Analysezentrum liefern, werden für kritische Funktionen eingesetzt: Kameras zur Erkennung von Methanlecks; Infrarot zur Bestätigung von Tankfüllständen und Erkennung von Eindringlingen; und Akustik zur Feststellung, ob ein Rohr erodiert. "Wir sind die Begünstigten der Arbeit, die von der breiteren Fertigungswirtschaft bei der Einführung dieser Sensoren geleistet wurde und damit den Anbietern ermöglicht, diese zu skalieren", sagte Wasden.

Die erste Phase von iShale ist, im Permian-Basin-Asset zu demonstrieren, dass Shell Kosteneinsparungen, Produktionsverbesserungen und Sicherheitsverbesserungen durch Modifikation seiner Arbeitsweise erreichen kann. Dadurch kann es die in seinen Operationen verfügbaren Daten nutzen und diese Informationen mit fortgeschrittener Analytik kombinieren, um herauszufinden, wie Produktion und Wartungspraktiken optimiert werden können.

Fernunterstützung für Bohrlochbohrung und Wartung ist einer der Eckpfeiler des Programms. Shell-Personal überwachte und beriet bei einer neuen Bohrung in Argentinien von seinem Überwachungszentrum in Calgary, Alberta. Einmal in Betrieb, können Wartungspersonal, ausgestattet mit Fernüberwachungsinformationen, mit der richtigen Sicherheitsausrüstung und Teilen anrücken, was einen weiteren Vorteil demonstriert. Das Ziel ist, Überausgaben durch unnötige Wartung zu vermeiden, während gleichzeitig betriebliche Abschaltungen beseitigt werden, weil ein kritisches Teil oder eine Maschine ausgefallen ist.

Der Energieriese hat auch Technologie aus seinen eigenen Tiefwasseroperationen auf seine Onshore-Bohrungen übertragen.

"Offshore sind Gewicht und Platz ein absolutes Premium", sagte Wasden. "Die Industrie hat herausgefunden, wie man Gas, Öl und Wasser in einem sehr kleinen Gefäß trennt. Dieselbe Technologie an Land gebracht ermöglicht es uns, unsere Trennausrüstung auf einem LKW-montierten Skid unterzubringen, anstatt eine konventionellere Trennungsanlage oder zentrale Verarbeitungsanlage zu bauen."

Greg Guidry, Executive Vice President von Shells unkonventionellem Geschäft, sagte der RigZone-Website im Oktober 2017, die gewünschten Ergebnisse für iShale umfassen: automatisierte und integrierte Bohrungen und Komplettierungen; skalierbare, modulare Zentraleinrichtungsdesigns; intelligente Well Pads und drahtlose Kommunikation für Mehrphasenströmung und -trennung; Digitalisierung und automatisierungsbasiertes Management by Exception oder Standard-Feldüberwachung; und eine "Organisation der Zukunft" mit "breiter Kompetenzbasis" Personal, das digital vernetzt und cross-trained ist.

Augen am Himmel hängen von Datenspeicher ab

Der Einbruch der Ölpreise und die anschließende Jagd nach Kosteneinsparungen durch Produzenten erwies sich als sehr gut für Unternehmen wie PrecisionHawk (Raleigh, NC), ein Fernerkundungsunternehmen, das unbemannte Luftfahrzeuge für Inspektionen bei 10 der 20 größten Öl- und Gas-Explorations- und Produktionsunternehmen einsetzt.

Verschiedene Regulierungsbehörden auf staatlicher und bundesstaatlicher Ebene verlangen viele Arten von Inspektionen von Öl- und Gasproduktionsanlagen in unterschiedlichen Zeitplänen von monatlich bis jährlich. Während Produzenten Sensortechnologie einbauen können, um neue Well Sites zu überwachen, sind die Kosten für die Nachrüstung dieser Messausrüstung viel höher als die Nutzung von Drohnen für dieselben Inspektionen bei Bestandsfeldern.

"Das Problem ist, sie haben viele Well Sites, die seit Jahren bestehen; es ergibt keinen Sinn, einen 10.000-Dollar-Sensor an jedem anzubringen", sagte Patrick Lohman, Vice President of Energy für PrecisionHawk. "Da kommen Drohnen wirklich ins Spiel."

Es gibt einen guten Grund, warum Drohnen gut für den Job passen. Well Pads können bis zu zwei Fußballfeldlängen voneinander entfernt sein, und lokale Straßen bieten meist eine indirekte Route von einem zum anderen. Daher kann ein Techniker bis zu 10 Sites pro Tag anfahren, um Inspektionen durchzuführen, sagte Lohman. Im Gegensatz dazu kann ein geschulter Drohnenoperator sein Luftfahrzeug an 100-125 Well Pads pro Tag senden, abhängig von der Dichte.

Nicht nur ist eine Drohne effizienter, es gibt möglicherweise keinen Qualitätsverlust im Inspektionsprozess bei der Suche nach Anomalien. "In vielen Fällen kann eine Drohne alles erkennen, was ein Mensch erkennen kann", sagte Lohman.

Das umfasst Kameras, um zu sehen, ob Vegetation auf das Well Pad eindringt; Thermalimager zur Erkennung von Methanlecks oder überhitzten Komponenten; Methanlaser zur Konzentrationsmessung; und Multispektralsensoren zur Erkennung von stehendem Wasser.

"Wir fokussieren uns auf das Stapeln von Applikationen, um Kunden Tiefe in geographisch getaggten Informationen zu liefern", sagte Lohman. "Mit einer Tiefe strukturierter Daten wird PrecisionHawk in der Lage sein, mit Kunden künstliche Intelligenz-Applikationen zu nutzen, um Wartungskosten zu senken."

PrecisionHawk entwickelt visuelle Lerntools, die in Koordination mit KI-Applikationen arbeiten, um drohnengesammelte, geospatiale Daten zu nutzen, um präventive Wartung zu empfehlen und Geräteausfälle vorherzusagen. Je mehr Daten sie ökonomisch sammeln, desto besser wird ihr Toolset.

Medizinisch gehen: Verschreibt, wo gebohrt werden soll

Bei ConocoPhillips leihen Geowissenschaftler Techniken, die bei medizinischer Magnetresonanztomografie verwendet werden, für das Zusammenstellen und Analysieren von Daten aus seismischen Messungen für einen proprietären Prozess namens kompressive seismische Bildgebung, laut Transkript eines Analysten- und Investorentreffens im November 2017. Ihr Ziel ist das Permian Basin.

Mit kompressiver seismischer Bildgebung "statt eines geordneten Abtastmusters wie man es normalerweise in der Seismik hat, gibt es ein zufälliges Sampling und dann nutzen wir Mathematik, die aus dem medizinischen Bereich kommt", sagte Al Hirshberg, ConocoPhillips Executive Vice President of Production, Drilling, and Projects, während des Treffens.

Mathematik, angewendet auf tomografische (d.h. schnittweise) Bildgebung, gibt eine 10-fache Erhöhung der Definition. Dieselbe Mathematik kann auf seismische Punktdaten angewendet werden, um eine ähnliche Definitionssteigerung zu geben. "... oder natürlich können Sie weniger seismische Punkte schießen und die gleiche Auflösung bekommen, die Sie vorher hatten, für viel geringere Kosten", sagte Hirshberg.

Schieferbetreiber setzen auch DNA-Sequenzierung ein, die in der Medizin unverzichtbar geworden ist. Aber die Energieproduzenten zielen auf die Mikroben ab, die in den Porenräumen und Bruchnetzwerken von Gesteinen leben. Sie nutzen die Ergebnisse, um das Potenzial und die Bewegung von Öl zu bewerten, um Bohrlochplatzierung zu optimieren, Bohrlochkonnektivität zu überwachen und Produktion über Zeit für Komplettierungen zu messen, laut Website von Biota Technology (Houston).