de.wedoany.com-Bericht: Durch die Integration digitaler Technologien hat BP in den letzten fünf Jahren die Jahresproduktion um 2 % gesteigert, was einer täglichen Steigerung von rund 20.000 Barrel Öläquivalent entspricht. Die Automatisierungs- und intelligenten Systeme des Unternehmens haben verhindert, dass durchschnittlich 4 % der Gesamtproduktion offline gingen. Die Größenordnung des Ghawar-Feldes von Saudi Aramco mit einer Tagesproduktion von fast 4 Millionen Barrel zeigt das enorme Potenzial der Upstream-Anlagen. Daten der Internationalen Energieagentur (IEA) zeigen jedoch, dass mit konventionellen Technologien nur etwa 30 % der Lagerstättenreserven gefördert werden können, während ein Großteil der Ressourcen im Untergrund gebunden bleibt.

Um dieses Wachstum zu erreichen, setzte BP 4D-Seismik und virtuelle Gesteinsmodellierung ein. Die Techniker erstellen durch Scannen physikalischer Bohrkernproben digitale Gesteinscharakterisierungen und nutzen KI-gestützte Fluidsimulationen, wodurch die für physikalische Tests erforderliche Zeit von mehreren Monaten auf wenige Tage verkürzt wird. Ricky Burns, Manager für Transformation und Technologie bei BP, erklärte, dass ein besseres Verständnis der Untergrundverhältnisse eine sicherere und schnellere Inbetriebnahme der Produktion ermögliche.

Im Betriebsbereich setzt BP die KI-gesteuerte Plattform „Optimization Genie“ ein, die kontinuierlich Echtzeit-Felddaten analysiert und präzise Anpassungen für Ventileinstellungen und Durchflussraten liefert. Das „Well Startup Tool“ beschleunigt durch Szenariosimulationen die Wiederherstellung von Bohrlöchern nach Wartungsarbeiten oder Stilllegungen und reduziert Produktionsausfallzeiten. Im Golf von Amerika übertragen Glasfaserkabel, die durch die Bohrlöcher verlaufen, Echtzeit-Fluidverfolgungsdaten an das Engineering-Zentrum. Jean-Charles Dumenil, Leiter der Produktionstechnik-Lieferung bei BP, wies darauf hin, dass qualitativ hochwertige Daten die Betriebsentscheidungen direkt verbessern.

Darüber hinaus führte BP kompakte, schuhkartongroße Inspektionsroboter ein, um Unterwasser-Plattformstrukturen zu erkunden, ohne Taucher in gefährliche Umgebungen schicken zu müssen. Es wird erwartet, dass dieses Programm innerhalb von vier Jahren Millionen Dollar aus dem Wartungsbudget einspart. In Aserbaidschan setzt BP mit Unterstützung von Drohnen aufgabenorientierte Roboter ein und hat für seine neun Kaspischen Plattformen vollständige digitale Zwillinge erstellt. Ingenieure können über virtuelle Modelle ferngesteuert Diagnosesimulationen und Wartungsarbeiten durchführen. Marianna Kerimova, Managerin für Transformation und Technologie bei BP, ist der Ansicht, dass der Wert dieser Werkzeuge darin liegt, die Sicherheit des Personals zu gewährleisten, Komplexität zu beseitigen und Teams zu besseren Entscheidungen zu verhelfen. BP prüft derzeit auch die Ausweitung der digitalen Zwillinge auf das Onshore-Terminal Sangachal.

Herlinde Mannaerts-Drew, Senior Vice President für Upstream-Forschung und -Entwicklung bei BP, erklärte, dass die jahrelange Integration von Technologien nun Früchte trage, die Produktion steigere und in einigen Geschäftsbereichen neue Leistungsrekorde aufstelle.