Big Oil se lance dans l'exploitation minière pour le Big Data

Le monde ne manque pas de pétrole et de gaz naturel. Il manque de pétrole et de gaz faciles. Et alors que les sociétés énergétiques forent plus profondément et chassent dans des régions plus reculées et des gisements difficiles, elles misent sur les technologies de l'information pour augmenter la production.

Les données, dans ce cas, sont vraiment le nouveau pétrole. C'est assez radical, déclare Paul Siegele, président de l'Energy Technology Company chez Chevron. La technologie de l'information nous permet d'obtenir plus de barils de chaque actif.

Les compagnies pétrolières utilisent des capteurs distribués, des communications à grande vitesse et des techniques d'exploration de données pour surveiller et affiner les opérations de forage à distance. L'objectif est d'utiliser des données en temps réel pour prendre de meilleures décisions et prévoir les problèmes.

Les entreprises ont commencé à utiliser ces technologies il y a plus de dix ans, en partie pour aider leur main-d'œuvre vieillissante à effectuer plusieurs tâches à distance. Mais les technologies ont gagné en vitesse avec les tendances sous-jacentes : une technologie informatique et de communication moins chère, et une prolifération de capteurs de données et de logiciels d'analyse.

Le terme de l'industrie est le champ pétrolier numérique, bien que les plus grandes entreprises aient déposé leurs propres versions. Chez Chevron, c'est le i-field. BP a le Field of the Future et Royal Dutch Shell aime les Smart Fields.

Quel que soit le nom de ces programmes, ils joueront un rôle énorme dans l'avenir des entreprises énergétiques. Ceux qui réussissent le mieux à fonctionner à distance et à utiliser judicieusement les données réclameront de grandes récompenses. Chevron cite des estimations à l'échelle de l'industrie suggérant des taux de production supérieurs de 8 % et une récupération globale supérieure de 6 % à partir d'un champ pétrolier numérique entièrement optimisé.

C'est important, dit Siegele. Malgré les progrès des technologies renouvelables, l'Agence internationale de l'énergie prévoit que la demande mondiale de pétrole continuera d'augmenter d'ici 2035, car de plus en plus de personnes utilisent des voitures. Et, à mesure que l'extraction devient plus difficile, près de 20 000 milliards de dollars d'investissements seront nécessaires pour satisfaire ces besoins futurs.

Chevron déploie actuellement jusqu'à huit centres de contrôle de mission mondiaux dans le cadre de son programme numérique. Chacun se concentre sur un objectif particulier, comme l'utilisation de données en temps réel pour prendre des décisions collaboratives dans les opérations de forage, ou la gestion de puits et de réservoirs d'imagerie pour des rendements de production plus élevés. L'objectif est d'améliorer les performances de plus de 40 de ses plus grands développements énergétiques. L'entreprise estime que ces centres lui permettront d'économiser 1 milliard de dollars par an.

Dans un centre de support de machines, ouvert à Houston en 2010 et agrandi l'année dernière, les ingénieurs de quart surveillent les visualisations et les analyses des opérations au Kazakhstan et en Colombie. Le personnel du centre a diagnostiqué un compresseur d'injection de gaz qui montrait des signes subtils de surcharge au champ de Sanha de Chevron, au large des côtes de l'Afrique australe. Les opérateurs là-bas ont résolu le problème et évité une perte potentielle de millions de dollars en temps d'arrêt. Il existe désormais un système de détection précoce automatisé basé sur les symptômes observés sur ce site.

Chevron a d'abord testé le programme i-field dans ses champs centenaires de la vallée de San Joaquin en Californie, où il utilise des technologies thermiques avancées pour extraire le pétrole lourd de ce qui aurait pu être considéré comme un réservoir épuisé. Dans le passé, les travailleurs inspectaient des milliers de puits par jour en voiture, explique David Dawson, directeur général de l'organisation de transformation du flux de travail en amont de Chevron. Désormais, ils utilisent des capteurs et une surveillance à distance, et visitent un puits uniquement lorsque des réparations sont nécessaires.

Depuis ce premier essai, l'analyse de données en temps réel, l'imagerie et la collaboration à distance sont devenues essentielles à la configuration de certains des projets les plus récents et les plus complexes de Chevron. Il s'agit notamment de projets dans les eaux profondes du golfe du Mexique, au large des côtes du Nigeria et à 130 kilomètres au large des côtes australiennes, le controversé projet Gorgon de 37 milliards de dollars, le plus grand projet de gaz naturel de l'histoire de l'Australie.

Les sauvegardes de sécurité en temps réel sont également cruciales à mesure que la production devient plus compliquée, explique Stephen Ellis, analyste des actions des services pétroliers de Morningstar. Aujourd'hui, par exemple, Chevron est sous le feu des critiques au Brésil, où la société a assumé la responsabilité d'un déversement de pétrole offshore de 3 000 barils en novembre causé par un pic de pression imprévu dans un puits. Siegele dit que le programme i-field de Chevron aidera à prévenir les accidents et à améliorer la sécurité.

Une grande partie de l'innovation logicielle qui est la clé de la numérisation des grandes sociétés pétrolières se produit dans les sociétés contractantes de services pétroliers, telles que Halliburton et Schlumberger, et chez les grands fournisseurs informatiques, notamment Microsoft et IBM.

Cependant, tous les problèmes n'ont pas été résolus. Il est toujours difficile d'assurer des communications fiables depuis le plateau continental extérieur de l'Arctique, via des lignes à fibre optique ou par satellite. Une autre limitation est la vitesse de transmission des données pour relayer les informations de pression et de température à des milliers de pieds sous la surface, bien que ces dernières années, les tiges de forage câblées électriquement aient pu relayer ces données un ordre de grandeur plus rapide qu'auparavant, à un mégabit par seconde.

Déjà, le trafic informatique interne de Chevron dépasse à lui seul 1,5 téraoctet par jour. Le tuyau d'incendie des données qui arrivent chaque minute et chaque heure est incroyable, déclare Jerry Hubbard, président d'Energistics, un consortium mondial à but non lucratif qui travaille à la normalisation des formats d'échange de données au sein de l'industrie de l'énergie.

Même les startups explorent le champ pétrolier numérique. Le code des anciennes plates-formes logicielles utilisées aujourd'hui, une grande partie a 20 ans, explique Kirk Coburn, qui a lancé Surge, un nouvel accélérateur de démarrage de logiciels énergétiques basé à Houston avec une section pétrolière numérique. Cette technologie peut encore être massivement modernisée.

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