Høyteknologi på havbunnen styrer oljen og gassen

Transkript

1 1 Fra idé til ferdig produkt Oljedirektør Gunnar Berge OLJE- OG GASSINDUSTRI 2 Olje- Hvorfor haster det å så veldig med å finne mere olje og gass Norge «renner over av penger»? I dag tjener vi penger på det vi fant for mange år siden. De største feltene ble oppdaget sent på 1960 tallet og -70 tallet. Dette viser at det er nødvendig å ha et langsiktig perspektiv på denne virksomheten. Når de tre store pågående utbyggingene Kristin, Snøhvit og Ormen Lange er fullført om et par år er det ingen flere store utbyggingsoppdrag igjen. Men vi vet det er mulighet for å gjøre nye store funn. En forutsetning for det er å lete og å lete mer enn hva vi gjør i dag. Dessuten: Det tar flere tiår å bygge opp gode letemiljøer. Får de ikke nye oppgaver vil de forvitre. Det vil være ekstremt kostnadskrevende å bygge opp nye. Tidligere var det en problemstilling å hindre at petroleumssektoren ble for dominerende i forhold til andre områder. Det gjelder ikke lenger. Nå er oppgaven å hindre at nedgangen blir for bratt. Foto: Emile Ashley/OD Hva er de viktigste faktorene for at Norge har klart å få opp så mye verdier på så få år? Naturen har lagt forholdene godt til rette, som vi har vært dyktige til å utnytte. Å bygge opp nasjonal kompetanse og kapasitet, i kombinasjon med å trekke til oss de beste internasjonale selskapene, har vært riktig. Forholdene er lagt godt til rette for forskning og utvikling i forbindelse med oljeutvinning i Norge. Det var også et klokt grep fra starten å nekte brenning av gass for å kunne produsere olje. Dermed ble gassinjeksjon ned i feltene satt i verk tidlig. Det gir mer olje opp. Norsk industri i N Ill.: FMC Technologies AS 3 og gasseventyret 4 Innovasjon i regionene Nr november 2005 Utgiver: Innovasjon i Norge 5 Norge og havet nnovasjon En serie bilag om forskningens betydning i Norge i O R G E Hvor lenge vil petroleumsinntektene være viktige for Norge? Om vi forvalter dem riktig og langsiktig kan de i prinsippet vare til evig tid. Men da må vi avgrense oss til i snitt å bruke avkastningen. Ikke mer. Den såkalte handlingsreglen legger opp til dette. Men det er ikke bestandig Stortinget gjør det de sier de vil gjøre. Hva skal til for at selskapene skal klare å øke utvinningsgraden? Myndigheten kan pålegge dem å gjennomføre tiltak som øker utvinningsgraden. Men stort sett er det slik at industrien og vi har en felles interesse. Jo mer vi får ut jo penger blir det av det. Frem til 2015 har myndighetene satt et nytt ambisiøst må om å utvinne fem milliarder fat olje ekstra. Det er et strekkmål, men ikke urealistisk. I fremtiden kan gass fra de store forekomstene i Arktis bli ført rett til land. Teknologien for å komprimere gassen på havbunnen er under utvikling. Mye av utstyret på tegningen skal snart tas i bruk på nye felt. Høyteknologi på havbunnen styrer oljen og gassen Stålkonstruksjoner som kan få plass innenfor 16-meteren på en fotballbane, er de nye oljeplattformene. Teknologien er flyttet til havbunnen for å finne olje og gass på stadig større dyp. Innretningene på havbunnen inneholder blant annet firefem meter høye ventilsystemer som skal kontrollere strømmen av olje, gass, vann og sand som trykker på fra reservoar mange tusen meter nede i berggrunnen. Ventilsystemene veier like mye som ti personbiler. Om noen år kan også kompressorer bli installert på havbunnen. Disse skal bidra til å transportere gass over lange avstander, i stedet for at gassrørene må innom installasjoner på havoverflaten for å gi gassen mer trykk. SIDE 25 KOKT OG STEKT Mye arbeid ligger bak norsk oljeteknologi, der utstyret blir både kokt og stekt mange tusen meter under havbunnen. SIDE 2 Foto: Geir Otto Johansen KIKKER UNDER HAVET Lydbølger gjør det mulig å se under havbunnen. Dermed kan små olje- og gasslommer bli lønnsomme. SIDE 10 SIDE 26 Foto: Bjørn Kvaal ALDER INGEN HINDRING Det er kunnskap og vilje til å tenke nye løsninger, som avgjør når Statoil rekrutterer medarbeidere. Alder er ikke avgjørende. Forskningsdirektør Ingve Theodorsen Overgeofysiker Ola Petter Munkvold Personalleder Siri Bentsen Foto: Helle Aasand Et bilag som distribueres sammen med Aftenposten Et bilag fra Innovasjon i Norge. Kontaktperson: Anders Kronberg, telefon , e-post: anders.kronberg@inpress.no INPRESS

2 KOMPETANSE Best under trykk NÅR INSTRUMENTENE VÅRE OPERERER 4000 METER UNDER HAVBUNNEN, er de omgitt av et trykk på 810 bar og en temperatur på 170 grader. Utstyret blir både kokt og stekt. Kall derfor ikke oljeindustrien for et eventyr. Det har vært hardt arbeid og effektiv bruk av kompetanse. Av Bjørn Kvaal Terje Overvik, sjef for Statoils virksomhet på den norske kontinentalsokkelen, og selskapets forskningsdirektør, Ingve R. Theodorsen, er fra henholdsvis Selbu og Trondheim. Duskregnet utenfor Statoils hovedkontor i Stavanger denne dagen minner dem om været i Trøndelag. Klarere blir det når de skal fortelle hva som ligger bak teknologien som har gjort Statoil til Nordens største selskap (306 milliarder kroner i omsetning i 2004), og som har ført dem til 95. plass blant verdens største selskap, i følge magasinet Fortunes rangering. OVERVIK: Statoil har siden selskapet ble etablert i 1972, vært med på å løse noen av de mest spenstige og krevende utbyggingsoppgavene i oljeindustrien. I begynnelsen var det samarbeidet mellom amerikansk oljeindustri og Norges maritime næring og god kompetanse på bygging med betong som fikk på plass de første installasjonene. Men det var sterk politisk vilje til å drive frem en norsk oljeindustri som har hovedansvaret for utviklingen av norsk sokkel. Vi kom oss raskt i førersetet. I dag er norske oljeselskaper og norsk leverandørindustri blitt aktører på den globale arena. Statoil har for sin del virksomhet i nærmere 30 land. Vi tar med oss kompetansen og erfaringen fra norsk sokkel når vi nå konkurrerer ute i verden. Statoil valgte store betongplattformer på Statfjord og Gullfaks. Dette var det beste teknologiske valget gjennom og 80-tallet. OVERVIK: Betongplattformene er det mest visuelle bildet vi har av virksomheten på sokkelen. I dag beveger vi oss derimot fra den synlige til den usynlige teknologien. THEODORSEN: Behovet for å finne nye løsninger har hele tiden drevet utviklingen på den teknologiske siden. Skeptikerne var mange da Statoil ville legge gassrørledningen Statpipe over den nærmere 400 meter dype Norskerenna. Men pionerene i Statoil hadde langsiktig perspektiv, vilje og visjoner. De skjønte at skulle Norge kunne ta hånd om foredling av gass, måtte dette til. Og de klarte det, i samarbeid med underleverandørene. Hva er et langsiktig perspektiv for Statoil? THEODORSEN: Det er for eksempel 23 år siden gassen på Snøhvit ble oppdaget. Da fikk forskerne beskjed om å utvikle teknologi for nedkjøling av gass til minus 163 grader (LNG). De skulle også finne løsningen på transport av gass og olje (flerfase) over lange distanser uten at det danner seg hydratplugger som tetter rørene under nedkjølingen som skjer på havbunnen. I dag har vi denne teknologien. Vi fikk til flerfase over 60 kilometer fra Troll, slik at prosessanlegget kunne bygges på land, og vi går nå med flerfasestrøm over 140 kilometer fra Snøhvit til Melkøya i Hammerfest. Ingen i industrien har gjort dette tidligere. OVERVIK: Vår agenda er å ta ut mest mulig olje og gass fra et reservoar. To betingelser må oppfylles: Det må være lønnsomt, og det må være sikkert. Vi har satt som mål å få til en utvinningsgrad på 70 prosent fra plattformbrønnene og 55 prosent i undervannsinstallasjonene. I dag er tallene i snitt henholdsvis 60 prosent og 43 prosent. THEODORSEN: Kanskje er vi der om 25 år. Poenget er å ha langsiktige mål. Statfjord til 90 milliarder kroner i 1979 hadde produsert olje og gass for tusen milliarder kroner i Målet var en utvinningsgrad på 48,5 prosent og antatt avvikling på midten av 1990-tallet. Men produksjonen pågår fortsatt, og målet er 70 prosent utvinning. Et bilag fra Innovasjon i Norge Anders Kronberg svarer på spørsmål om innholdet, telefon , anders.kronberg@inpress.no Intelligent kommunikasjon siden InPress, etablert av Conny Unéus 1984, er et avisforetak som produserer bilag i rikspressen. Prosjektleder: Anders Kronberg. Tekstansvarlig: Bjørn Kvaal Grafisk form: Torill Haugen og Lorens Palmgren. Repro: InPress. Trykk: Schibsted Trykk 2 Innovasjon i Norge

3 Foto: Geir Otto Johansen «Skeptikerne var mange da Statoil ville legge gassrørledningen Statpipe over den nærmere 400 meter dype Norskerenna. Men pionerene i Statoil hadde langsiktig perspektiv, vilje og visjoner.» FORSKNINGSDIREKTØR INGVE THEODORSEN I STATOIL. Den 16. januar 1987 hadde de tre plattformene på Statfjord sin beste dag, produksjonen var på fat. I dag følger det fem fat vann per fat olje vi får opp, eller fat vann og fat olje i døgnet. Vannet må pumpes inn i reservoarene for å skape trykk slik at oljen presses opp. Slike utfordringer jobber vi med på mange felt. OVERVIK: Vi har Norges største data-kraft for å analysere seismikk. Behovet her vil øke når vi skal lete oss fram kilometer etter kilometer horisontalt i berggrunnen, ofte tusenvis av meter under havbunnen. Noen ganger er det rom for et avvik på kun pluss/minus en halv meter hvis vi skal treffe reservoaret med gass eller olje. Det vil ligge mer kompetanse bak hvert oljefat i morgen enn det gjør i dag. Var ikke de teknologiske sprangene på og 1980-tallet større, ut fra datidens kunnskap og teknologi? THEODORSEN: Sammenlign det med en hundremeterløper. Å presse tiden ned fra 15 sekunder til 14 sekunder krever mindre trening enn å forbedre seg med en tiendedel når du ligger på rundt ti sekunder. Er det Statoil eller underleverandøren som skal sørge for denne teknologien? OVERVIK: All forskning og teknologiutvikling skjer i samspill med forskningsmiljøene og leverandørindustrien både i Norge og i utlandet. Vi må på vår side være klare på hva vi trenger, og jeg tror nok at våre leverandører vil oppleve Statoil som en krevende kunde. Jeg mener også at det er grunnlag for å si at Statoil har markert seg som en tidlig og dristig bruker av teknologi. Vi har opp mot 60 prosent ny teknologi i våre prosjekter. Gjennomsnittet i oljeindustrien ligger vesentlig under. Mange vil observere oljeindustrien som teknologisk konservativ. Omgitt av tung granskog i Buskerud har for eksempel industrien på Kongsberg utviklet brønnrammer for undervannsproduksjon. Dette er utstyr som brukes av flytende plattformer og som settes på havbunnen. Utstyret selges til hele verden. OVERVIK: Når vi i framtiden beveger oss inn i de jomfruelige nordområdene, vil mer av prosesseringen skje på land. Dette er sikrere og mer miljøvennlig. Dette vil gi oss transportbehov over meget store avstander. Vi må også ha nye utbyggingsløsninger på havbunnen. Og så kommer selvfølgelig behovet for CO2-fri gasskraft. THEODORSEN: God tilgang på kraft i Norge kan være en årsak til at det ikke har vært sterk nok motivasjon til å utvikle ny teknologi som for eksempel har løst CO2- problematikken. Forskningen her har vært nedprioritert. Burde tempoet på oljeutvinningen i Norge dempes for å vente på teknologien som gjør de små reservoarene lønnsomme? OVERVIK: Jeg tror det beste for bransjen er å ha jevn aktivitet. I motsatt fall tror jeg mye av kompetansen og initiativet til teknologiutvikling vil forsvinne. For eksempel vil vi en gang i framtiden ta fatt på arbeidet med å hente opp tungolje. Den kan bli så tjukk at den kanskje må varmes opp nede i bakken under havbunnen for at vi skal få den opp. Et annet poeng er at oljeinstallasjonene har begrenset levetid. Statoil tjente penger først i Hva gjør nyrikdommen med bedriftskulturen i Statoil? THEODORSEN: Dagens overskudd er så svimlende at det ikke er mulig å forstå. Uansett tenker ikke vi i forskningsavdelingen på om prisen på et fat olje er ti eller 65 dollar. Prisene endres fra måned til måned og fra år til år, mens forskning har et mye lengre perspektiv. Men i den grad høy oljepris øker investeringslysten, så påvirker det behovet for ny teknologi. Når vi beslutter å gå i gang med nye felt, opererer vi med lønnsomhet med en oljepris på dollar fatet. Det er høyere enn før, men langt under snittet i Foto: Statoil Forst. side 4 Innovasjon i Norge 3

4 T E K N I S K E U T F O R D R I N G E R «VIRTUAL REALITY» INNEN OLJE/GASS 1. NYBROTTSARBEID knyttet til å etablere og ta i bruk metodikk for «virtual reality» (VR) innen utforskning og produksjon av olje/gass. Hensikten er å legge til rette nye arbeidsprosesser for å kunne bruke VR. Målet var også å integrere nye løsninger med eksisterende prosjektdata og tredjeparts programvare i et felles miljø. 2. SAMARBEIDSPROSJEKT ble initiert av Hydros Forskingssenter i Bergen. Det ble gjennomført med Christian Michelsen Research som utviklingspart i tett kontakt med Hydro. Løsningen legger til rette for samarbeid på tvers av fagdisipliner og gir skreddersydd analyseverktøy for mer effektive arbeidsprosesser. 3. DETTE ER ET utviklingsprosjekt fra 1997, med fem-ti årsverk hvert år pluss investeringer i kraftig visualiseringsutstyr. Resultatet er effektivisering i brønnplanlegging og geostyring gjennom raskere og bedre avgjørelser og dermed større funnrate. Et eksempel er Oseberg: På åtte brønner er det spart inn hundre dagsverk i planlegging, og økt treff av oljeholdig sand tilsvarende verdi på minst 500 millioner kroner. Hva slags utdanning ville du ha valgt, hvis du var 18 år i dag? Ingve Theodorsen: Innen geofysikk eller produksjon av elektrisitet fra hydrokarboner. Terje Overvik: Jeg ville ha satset på undergrunnsfag, kanskje jeg ville ha blitt geolog. Det er kompetanse selskapene i vår bransje må ha. Fra side 3 Det kan være dyrt for underleverandørene å vente i årevis før et produkt settes i produksjon? OVERVIK: Vi ønsker å bli oppfattet som en god partner, men risikoen i prosjektene må underleverandører og eksterne forskningsmiljø selv vurdere. Når vi inviterer til anbud, garanterer vi at ideen eller produktet blir satt i bruk hos oss. Videre utnyttelse kan vi ikke garantere, men det er god referanse for våre samarbeidspartnere at deres produkter er tatt i bruk av Statoil. THEODORSEN: Jeg savner langsiktigheten i norsk industri. Hverken ABB, Kværner eller Aker så en framtid for LNG-teknologien for 15 år siden, og vi måtte utenlands for å finne samarbeidspartnere. Det er ikke lett å spå om framtidens behov, og alle kan vurdere feil. Men det er liten tradisjon for og vilje til å bruke penger og de beste folkene til forskning og utvikling. Hva er Norges arvesølv; oljen eller kompetansen? THEODORSEN: Kunnskapen, ingen tvil. Dagens idéutvikling legger grunnlaget for det Statoil og Norge skal leve av i morgen. Kunnskapen skal bidra til at vi får mest mulig ut av norsk sokkel, og at vi skaffer oss tilgang til leteareal og produksjon i utlandet. Slik kan norsk olje- og gasskompetanse får Foto: Helle Aasand «Vi skal lete oss fram kilometer etter kilometer horisontalt i berggrunnen ofte tusenvis av meter under havbunnen. Noen ganger er det rom for et avvik på kun pluss/minus en halv meter hvis vi skal treffe reservoaret med gass eller olje.» TERJE OVERVIK, KONSERNDIREKTØR I STATOIL FOR UNDERSØKELSE OG PRODUKSJON I NORGE. et perspektiv for flere generasjoner framover. Idéutviklingen i dag skal også bidra til å vise oss veg til områder vi skal utvikle oss (på) og vokse på. Ikke minst blir det et spørsmål om å skaffe verden alternativ energi. 84 prosent av Statoils olje- og gassproduksjon skjer på norsk sokkel i dag. Om 25 år er dette endret til kanskje femti prosent. Betyr det noe for Statoil om selskapets kloke hoder sitter i Mexico, Algerie eller Norge? OVERVIK: For Statoils del er det det samme hvor kunnskapen er lokalisert, når vi i morgen får kanskje én million fat i døgnet fra norsk sokkel og det dobbelte fra felt i utlandet. Men for Norge er det viktig at idéutviklingen skjer her i landet, for å utvikle Norge for framtiden. Vår robotteknologi på 2000 meters havdyp er like avansert som Nasas romfartsteknologi. Ett årsverk i Statoil i Norge gir ringvirkninger på tre-fire årsverk. Jeg tror Statoil i fremtiden fortsatt vil ha en sterk hjemmebase, men en større andel av våre medarbeidere er lokalt ansatte. Vi vil ha de beste folkene og vår teknologi vil være en viktig eksportvare. I hvor stor grad nordmenn utgjør arbeidsstokken, vil være avhengig av hvor mye norske myndigheter satser på realfag i skolen. fakta/ingve Theodorsen og Terje Overvik NAVN: Ingve Theodorsen ALDER: 52 STILLING: Forskningsdirektør i Statoil. UTDANNING: Sivilingeniør i materialteknologi, bergavdelingen, ved NTH, Ansatt i Statoil fra 1984 i forsknings- og teknologiavdelingen i Trondheim, driftsdivisjonen i Bergen og i utbyggingsprosjekt som leder for materialenheten i Stavanger. BOSTED: Trondheim NAVN: Terje Overvik ALDER: 54 STILLING: Konserndirektør i Statoil for undersøkelse og produksjon, Norge. UTDANNING: Sivilingeniør i byggfag fra NTH, 1975, Doktorgrad i marinteknologi. Ansatt i Statoil fra 1983 i tidlig- og utbyggingsfaser, blant annet Troll. Plattformsjef og sjef for Statfjord. BOSTED: Stavanger Foto: Geir Otto Johansen 4 Innovasjon i Norge Foto: Øyvind Hagen, Statoil

5 F A S E T T foto: Anne Lise Norheim Stavanger - Grimstad - Aberdeen - Houston - Rio de Janeiro - Singapore - Perth Arvid Nordvik, Ingeniør Subsea 7 søker 50 nye medarbeidere Vi er tildelt flere store kontrakter, arbeidsmengden øker og derfor trenger vi flere nye medarbeidere til Arvid! Subsea 7 utvikler og installerer høyteknologiske løsninger under havoverflaten. Typiske aktiviteter er løfting og installasjon av undervannskonstruksjoner, legging og oppkobling av fleksible rør, kontrollkabler og rørsystemer, dykkeroperasjoner og dykkerløse operasjoner. I tillegg er vi engasjert i en rekke andre oppgaver i forbindelse med oljeog gassutvinning til havs. Selskapet eier en betydelig flåte spesialfartøy. For å kunne utføre krevende operasjoner på større havdyp, er fartøyene utstyrt med avansert utstyr som offshorekraner, vinsjsystemer, leggesystemer og ROV-er. Subsea 7 har i underkant av 400 medarbeidere i Norge og ca 3000 globalt. Les mer på SAFE CLEAN SMART FAIR ANYWHERE Mer informasjon om ledige stillinger finner du på Gass er en av Norges viktigste ressurser. Vi har ansvaret for at den kommer fram. S T E I N A R I V E R S E N R E K L A M E B Y R Å Innovasjon i Norge 5

6 TEKNOLOGIUTVIKLING Teknologisprangene til havs Faste installasjoner Flytende installasjoner Av Bjørn Kvaal Byggingen av Ekofisk-tanken, verdens første betongtank for mellomlagring av olje i havet, banet veien for condeep-plattformene de svære produksjonsplattformene i betong. Bare noen få uker etter at Ekofisk-tanken var tauet ut og plassert på feltet, kom bestillingen på den første betongplattformen. Også denne konstruksjonen var utviklet av norske ingeniører. En sammenslutning av entreprenørfirmaene Høyer-Ellefsen, Selmer og Furuholmen, kalt Norwegian Contractors (nå Aker Kværner), påtok seg byggeoppdraget. Kan lagre olje Concrete Deepwater Structure, Condeep, var utviklet av overingeniør Olav Moe i Høyer-Ellefsen. Til forskjell fra de tradisjonelle plattformene hadde denne konstruksjonen et understell i betong. Søylene, eller skaftene, er hule og gir plass for røropplegg, teknisk utstyr og mekaniske komponenter. Cellene i bunnkassen kan fungere som oljelager, og søylen(e) bærer ståldekket med produksjonsanlegget som monteres på toppen. De faste installasjonene kan ha stålunderstell (jacket) eller understell av betong. Stålunderstell kan i noen tilfeller være billigere å produsere, men betongunderstell har noen egenskaper som gjør dem bedre egnet for en del felt. Blant annet fordi de kan lagre olje i understellet, de kan bygges lokalt, og understellet og produksjonsanlegget kan sammenstilles ved kai. Luft i beina Å flytte de store, faste installasjonene ut til produksjonsstedet er mulig, fordi betongbeina og betongkassen som står på havbunnen er hule. Under bygging er disse rommene fylt med luft. Når installasjonen er tauet ut til produksjonsstedet, byttes luft med vann, og installasjonen senkes Stål- og betongunderstell kjennetegner de første oljeinstallasjonene utenfor kysten av Norge. De ble tauet til havs og senket ned på havbunnen. På forhånd hadde en boreplattform boret seg ned til olje- og gasslommene og gjort klar til produksjon. Betongplattformene er designet for en levetid på opptil 70 år. Foto: Statoil sakte ned på havbunnen. Faste installasjoner har lang levetid, med kravspesifikasjoner på opptil 70 år. Når produksjonstiden er over, kan mesteparten av stålet tas med til land for gjenbruk, mens betongkonstruksjonen kan bli stående igjen på havbunnen. Lagde hull på forhånd Statfjord A er et eksempel på en produksjonsplattform i betong. Før den ble tauet til havs, hadde en boreplattform boret seg ned til olje- og gasslommer i reservoaret. Borehullene ble midlertidig plugget igjen. Da Statfjord A var på plass, ble rørene koblet til plattformen, slik at produksjonen kunne starte. Troll A-plattformen, som er den største betongplattformen som er bygd, står på 303 meters dyp. Den er 472 meter fra sjøbunn til høyeste punkt. Da Troll A ble slept til feltet 17. mai 1995, var den det høyeste byggverk mennesker noen gang har flyttet på jordens overflate. Dette ble også den siste blant condeep-plattformene i Norge. Foto: Aker Kværner Det er bygget 18 bunnfaste betongplattformer i Norge. Det var imidlertid en grense for hvor store plattformer det var hensiktsmessig å bygge, når nye felt ble funnet og oljeproduksjonen flyttet seg til dypere vann. Dessuten ble det oppdaget stadig flere felt og hvert felt kunne ikke ha hver sin faste installasjon i betong. Betongplattformer for dypere vann blir dyrere, og det eksisterer en del tekniske begrensninger på hvor stor en plattform kan være. Det ble utviklet to hovedtyper av flytende installasjoner. Semiplattformer (semisubmersible) er Fleksible rør fra de fl ytende installasjoner og ned til havbunnen bidrar til at produksjonen kan foregå tross strømmer i havet og bølger. fakta/teknologiutvikling på norsk sokkel : Thorshøvdi Oljevirksomheten i Nordsjøen åpnet for nye leveveier da tradisjonsrike næringer måtte gi tapt. Det gamle hvalkokeriet Thorshøvdi ble bygget om til boreskipet Drillship. 1973: West Venture West Venture ble bestilt av rederiet Peder Smedvig i Stavanger. Konstruksjonen ble utviklet i samarbeid med et hollandsk ingeniørselskap, og var det første borefartøy under norsk fl agg. 1974: Aker H3 Aker H3 var det første norskutviklede borefartøyet. Utformingen sørget for at riggen hadde god mobilitet og riggen var designet for å gi minimale bevegeser under boring i værharde strøk. 1974: Ekofisk I hele Ekofi sk-området er det i alt 29 installasjoner. I 1998 installerte Phillips to nye plattformer til 17 milliarder kroner. Disse skal sørge for sikker drift til lisensen utløper i : Statfjord Statfjord A var den første condeep-plattformen på norsk kontinentalsokkel med oljelager i bunncellene. Oljen føres i rør fra lagercellene via lastebøyer til spesialkonstruerte tankskip, såkalte «bøyelastere». 1991: Sleipner Da betongunderstellet til Sleipner A-plattformen sank i Gandsfjorden ved Stavanger, ble byggverk til over en milliard kroner i løpet av minutter forvandlet til en haug med armeringsjern og betongrester på 270 meters dyp. Et nytt betongunderstell ble oppført på rekordtid, og Sleipner A ble levert sommeren 1993 helt etter planen. 6 Innovasjon i Norge

7 NORSK OLJE-INDUSTRI HAR GJORT TRE STORE TEKNOLOGISPRANG PÅ LIKE MANGE TIÅR. Nå foregår olje- og gassproduksjonen på bunnen uten at noe synes på havoverflaten. Norsk leverandørindustri og oljeselskapene har i fellesskap utviklet teknologi som er ledende i verden. Mens mesteparten av verdens olje og gass har vært hentet opp ved hjelp av installasjoner på land, måtte norske ingeniører til havs for å gjøre Norge til en oljenasjon. Undervannsinstallasjoner Inn under isen Dagens havbunnsinstallasjoner regnes også som en viktig del av framtidens løsninger hvis olje- og gassproduksjonen skal foregå under pol-isene, eller i ugjestmilde strøk som nord for Canada, i Barentshavet og nord for Russland. Et annet sted med ekstreme værforhold og mye is er nordlige strøk av Kaspihavet. Her er havdybden noen steder bare fi re-fem meter. På grunn av kalde vinder fra Sibir bunnfryser havet på vinteren. For at denne teknikken med fjernstyrt produksjon skal være mulig stadig lenger til havs, på dypere hav og under klimatisk vanskelige forhold, må teknologien utvikles videre. Blant annet må fl erfasekunnskapen, det vil si kunnskap om hvordan strømmene av gass, vann og olje påvirker hverandre, og hva som skal til for å mestre lave temperaturer, bli bedre. Kristin er en en fl ytende installasjon, som her slepes til havs fra Stord. halvt nedsenkbare og forankret i havbunnen. Semi er på mange måter dypvannsalternativet til en jacket-plattform, og har ingen mellomlagring av olje. Den andre typen flytende plattformer kalles FPSO (floating production, storage and offloading) og er motstykket til betongplattformer, med lagringskapasitet for olje i påvente av transport til land. Siden verken semi eller FP- SO er faste i forhold til havbunnen er stigerør og navlestrenger ned til bunnen fleksible. Likevel er plattformene designet for produksjon året rundt i tøffe forhold i Nordsjøen. Foto: Statoil Fra begynnelsen av 1990-tallet fikk de første undervannsinstallasjonene sitt gjennombrudd på norsk sokkel. Disse finner vi i dag med tilknytning til en morplattform, enten til faste eller flytende installasjoner. Ved hjelp av et edderkoppnett med kilometerlange rørledninger hentes olje og gass opp fra lommer i reservoaret under havbunnen. Monteres på havbunnen Havbunnsrammer, eller templates, senkes og monteres på havbunnen. Her kobles de til gass- og oljerør som går til en plattform eller rett til land. Dette betegnes som fremtidens løsninger og benyttes på Snøhvit og Ormen Lange. I havbunnsrammer er det blant annet utstyr som overvåker oljeog gasstrømmen, temperatur, sandkorn i strømmen, trykk og så videre. Noen havbunnsrammer har pumper som øker trykket slik at gassen eller oljen når fram til bestemmelsesstedet. Andre steder, som på Kristin-feltet, er trykket så kraftig at riggen inneholder utstyr som skal redusere trykket. 140 kilometer fra land Snøhvit-feltet er Norges første «subsea to beach». Det bygges ut som en rendyrket havbunnsløsning, knyttet direkte opp mot et landanlegg. Feltet ligger om lag 140 km utenfor kysten av Vest- Finnmark og er det første feltet som bygges ut i Barentshavet. Det inneholder om lag like store gassressurser som Frigg i sin tid gjorde. Frigg-feltet på hundre meters vanndyp var i produksjon i 27 år og leverte gass til England. Gass-feltet på Snøhvit bygges ut på 250 til 345 meters havdyp uten noen installasjoner på overflaten. Alle funksjoner ute i havet skal fjernstyres fra et anlegg på Melkøya utenfor Hammerfest, der gassen kommer Havbunnsrigger slepes til havs. De skal senkes ned på havbunnen og blant annet knytte sammen olje- og gassrør under og over havbunnen. i land. Snøhvit skal være i drift i minst like lang tid. «Navlestreng» gir kontakt Ved siden av gassrøret legges det en «navlestreng». Den består blant annet av et rør med glykol som sprutes inn i gasstrømmen i røret på havbunnen for å hindre dannelsen av «hydrater» en slags is som utvikles av metan og vanndråper, og som kan blokkere røret. Her er det også ledninger og måleutstyr som gjør at oljearbeiderne på land kan overvåke og styre gassproduksjonen. Vel inne på land skal CO2 skilles ut og sendes 140 km tilbake til feltet og lagres under havbunnen. Kilde: Informasjonssjef for feltutvikling, Stein Inge Liasjø, i Aker Kværner, og Norsk Oljemuseum. Foto: Aker Kværner Foto: Aker Kværner Foto: Aker Kværner Norsk oljeteknologi og betongkunnskap gjør at Russland kan slepe til havs en lokalbygd plattform i betong. Bygger i Russland Fordelen med betong er blant annet at den blir sterkere jo kaldere det er. Betongkompetansen i Norge gjør nå at Russlands to eneste offshoreplattformer for helårsdrift snart kan settes i produksjon. Betongplattformene er bygget av Aker Kværner og samarbeidspartnere utenfor Vladivostok på den russiske stillehavskysten ni timers fl yreise øst for Moskva.... og for Italia I havet 14 kilometer utenfor Firenze, nøyaktig så langt ut i Adriaterhavet at installasjonen forsvinner under horisonten og ikke blir synlig fra land, skal det nå installeres en mottaksterminal (se tegning) for gass. Anlegget til 900 millioner dollar bygges i betong av Aker Kværner i Spania før det skal slepes østover i Middelhavet. Anlegget skal omgjøre gass i væskeform (minus 163º, LNG) til vanlig gass for bruk i Italia. Terminalen er 180 meter lang og 80 meter bred. Fleksible rør fra de fl ytende installasjoner og ned til havbunnen bidrar til at produksjonen kan foregå tross strømmer i havet og bølger : Troll Verdens høyeste plattform og det høyeste byggverk som mennesker noen gang har fl yttet på jordens overfl ate. Troll A er bygd for å stå i mer enn 70 år. 1997: Norne Norne er et av de største oljefunn på den norske kontinentalsokkelen i 1990-årene, og det første feltet utenfor kysten av Norge som er bygd ut med et skip som produksjonsinnretning. 1999: Åsgard Åsgard er verdens største feltutbygging under vann. Produksjonsanleggene over vann består av et produksjonsskip for olje, Åsgard A, en fl ytende plattform for produksjon av gass, Åsgard B, og et lagerskip for kondensat, Åsgard C. Foto: Statoil 2006: Snøhvit Etter 1990 fi kk undervannsinstallasjoner sitt gjennombrudd på norsk sokkel. Snøhvit er det første feltet i Norge som bygges ut som en rendyrket havbunnsløsning med et lukket rørledningssystem til land. Alle funksjoner ute i havet skal fjernstyres fra et anlegg på Melkøya utenfor Hammerfest, der gassen kommer i land. Gassen kjøles ned til væskeform (-163 º C) før den tas om bord i spesialkonstruerte LNG-skip med kuleformede lastetanker. Leveransene starter i Kilde: Norsk Oljemuseum. Innovasjon i Norge 7

8 OL-TRAFIKK PÅ HYDROGEN I forbindelse med vinter-ol i Vancouver i 2010 planlegges det å bygge en «Hydrogen Highway» fra flyplassen i Vancouver til Whistler. De store kjøretøyprodusentene satser også mye på utvikling av hydrogendrevne kjøretøy. Blant annet er ni byer i Europa med i et forsøksprosjekt med 27 hydrogendrevne busser. Det er mye bruk av hydrogen i industrielle prosesser verden over. I Norge skjer dette særlig i kjemiske og petrokjemiske anlegg. Det nye er å introdusere hydrogen utenfor industrien. HYDROGEN ER: Er en fargeløs og ikke giftig gass ved normalt trykk og bruk. Finnes naturlig kun i meget små mengder og blir i hovedsak framstilt fra for eksempel naturgass og ved spalting av vann. Er brennbart og kan derfor brukes som drivstoff. HYTREC-SENTERET Hytrec-senteret (Hydrogen Technology Reasearch Centre) ved Tyholttårnet i Trondheim skal bli et forsknings og informasjonssenter for hydrogen. Byggestart i 2006, og åpnes i mai Statoil, Det Norske Veritas (DNV) og Statkraft står bak senteret til 55 millioner kroner. Samferdselsdepartementet og Forskningsrådet støtter prosjektet. Les mer om hydrogen på NY ENERGI Vil bli stor på hydrogen FEM PROSENT AV DRIVSTOFF- MARKEDET I EU skal innen 2020 bestå av hydrogen. Dette målet tilsvarer hydrogenproduksjonen fra 75 Tjeldbergodden anlegg eller fra solceller med et areal på størrelse med Vestfold fylke. Statoil og Statkraft vil nå samarbeide om forskning for å kunne bli store leverandører av hydrogen. Slik skal hydrogensenteret i Trondheim se ut. Illustrasjon: Hytrec Av Bjørn Kvaal Neste år starter byggingen av Norges første forsknings- og besøkssenter innenfor produksjon av hydrogen. Statoil, Statkraft og Det Norske Veritas står bak prosjektet i Trondheim, som skal stå ferdig i Må lagres trygt Senteret skal bidra til forskning på produksjon og anvendelse av hydrogen som skal være miljøvennlig, fornybar og fremtidsrettet. Det er behov for å øke forståelsen for hydrogen hos publikum, forskere og politikere. Samtidig gjenstår mye arbeid med å finne trygge, lønnsomme og bærekraftige løsninger for produksjon, lagring, transport og oppbevaring av hydrogen. Vi må finne mindre ressurskrevende produksjonsmåter, fyllestasjoner for kjøretøy må være sikre, og vi må se om om dagens naturgassledninger er egnet til å transportere hydrogen, blant annet, sier Trude Sundset, sjefsforsker for ny energi i Statoil. «Det er behov for å øke forståelsen for hydrogen hos publikum, forskere og politikere.» Lagrer varme selv Det Norske Veritas (DNV) skal bidra med tjenester innen sikkerhet, kvalifisering og sertifisering. Noen har et bilde av hva hydrogen er og hva det kan brukes til, men usikkerheten er stor hos Carl Erik Hillesund i Statkraft (t. v), Trude Sundset, Statoil, og Jens Eirik Ramstad, Veritas, jobber sammen for å bli bedre på hydrogen. mange. Derfor er det viktig at produksjon, lagring og bruk kvalitetssikres og standardiseres. Til dette trengs det mer forskning, sier daglig leder Jens Eirik Ramstad ved DNVs kontor i Trondheim. Besøkssenteret skal demonstrere produksjon og bruk av hydrogen. For eksempel skal senteret ta i bruk hydrogendrevne biler. Brenselceller i anlegget skal vise produksjon av elektrisitet og varme til senteret. Fra naturgass Statoil vil inn i hydrogenmarkedet ved å produsere hydrogen fra naturgass. Vi ser store markedsmuligheter både til transport og energiproduksjon, sier Sundset. For at dette skal bli miljøvennlig, vil Statoil fjerne og håndtere CO2, noe som er nytt i verdenssammenheng for slike anlegg. Statkraft har som mål å produsere Foto: Thor Nielsen hydrogen ved bruk av fornybar elektrisk kraft. I dag produserer for eksempel vindmøller strøm kun når det blåser, og sjeldent nok til å dekke energibehovet lokalt når forbruket er på topp. Energien fra vindmøller kan også brukes til å produsere hydrogen, hvor hydrogenet kan benyttes til energiproduksjon ved behov. Dette kan spesielt utnyttes i områder med dårlig eller ingen tilknytning til et sterkt forsyningsnett for elektrisitet, sier Carl Erik Hillesund i Statkraft. Han er også prosjekt-leder for Hytrec. Vil ha hydrogenscooter Verken Ramstad (43), Hillesund (41) eller Sundset (41) tør spå hvor omfattende bruken av hydrogen vil være når de blir pensjonister. Det eneste som er sikkert, er at vi i dag bare kjenner til et fåtall bruksmåter for hydrogen, sier Sundset. Hun ser for seg at kollegene i Statoils forskningsavdeling burde ha fartet rundt på hydrogendrevne scootere, som produseres blant annet i Canada, i tillegg til hydrogenbilene som kommer i forbindelse med Hytrecanlegget. HVA VAR DEN TEKNOLOGISKE UTFORDRINGEN? Fleksible stigerør brukes til å knytte undervannsinstallasjoner, brønn-hoder og rør til plattformene. Stadig mer olje og gass hentes opp ved hjelp av havbunnsinstallasjoner og fl ytende installasjoner. Dette setter nye krav til sterke, fl eksible og smidige stigerør enn de tidligere plattformen som har stått stødig på havbunnen. HVORDAN BLE DET LØST? Større dyp og bruk av fl ytende produksjon gjorde at røroppbyggingen måtte vurderes på nytt. Rørene har minst tre stållag som både skal hindre trykket inne i røret og trykket nede i havet i å ødelegge røret. Stålet skal også gi røret en styrke som kan håndtere den store vekten. To plastikkapper hindrer at olje og gass lekker ut eller at vann lekker inn. T E K N I S K E U T F O R D R I N G E R FLEKSIBLE STIGERØR 8 Innovasjon i Norge

9 Hele dette bilaget er en annonse fra InPress Vedlikeholdsoppgaver i kø Oljeselskapene vil ha lokal kjennskap og kompetanse I årene fremover skal en rekke av dagens plattforminstallasjoner moderniseres og vedlikeholdes. Det norske selskapet Fabricom gjør nå suksess i dette markedet. Skal du jobbe med dagens installasjoner bør du både ha lokal felt- og plattformkompetanse, samt kjennskap til hvordan prosessanleggene fungerer. Du må også kunne utføre arbeidet i henhold til gjeldende regler og standarder og kjenne operatørens prosedyrer og spesifikasjonskrav. Her sitter de norske ingeniørmiljøene på uvurderlig kompetanse som er tilegnet over en årrekke, sier Per Oscar Knudsen, direktør i Fabricom. Den økte investeringslysten på oppgraderinger av plattforminstallasjoner i Nordsjøen skyldes flere forhold; blant annet så er ikke produksjonsforholdene de samme nå som da plattformene var nye for år siden. En ser at trykket i reservoarene synker over tid og at innholdet av gass og vann i brønnstrømmene øker gradvis. Dette er forhold som må kompenseres ved hjelp av ny teknologi og nye anlegg som må integreres i oppgraderte prosessanlegg på installasjonene. Dette kan for eksempel være anlegg for vanninjeksjon og gassinjeksjon for å opprettholde trykket i reservoaret, anlegg for separasjon og behandling av økt vannproduksjonen eller anlegg for kompresjon og eksport av økt gassproduksjonen. I tillegg til økt olje og gass utvinning bidrar de oppgraderte prosessanleggene til en mer effektiv drift, forbedret helse, Sivilingeniører - Ingeniører Vi vet at entusiasme skaper resultater og ønsker å komme i kontakt med personer som vil være med å bidra til å bygge opp og utvikle en ny organisasjon. Vi tror at du har vært i bransjen en stund og at du gjennom din erfaring har lært deg hva som må til for å løse oppgaver på en sikker og effektiv måte eller du er en ung og nyutdannet ingeniør som har mange ideer og ambisjoner om hvordan du kan bruke den kunnskapen du har tilegnet deg gjennom en lang utdannelse Vi ønsker at du har en naturlig og positiv holdning helse-, miljø og sikkerhet du har et ønske om å delta i oppbyggingen av nye team i samarbeid med våre kunder du er entusiastisk og har godt humør og vet at dette bidrar til å skape gode resultater Da kan vi tilby deg spennende og varierte arbeidsoppgaver i et tverrfaglig og trivelig miljø i Fabricom, med mange muligheter for utfordringer og ansvar. God lønn og konkurransedyktige betingelser får du i tillegg! Utfyllende informasjon om stiilingene fi nner du på Fabricom AS Skogstøstraen 25 N-4029 Stavanger Telefon: Faks: «De to nye kontraktene fra ConocoPhillips har en samlet verdi på rundt 1,2 milliarder norske kroner.» Per Oscar Knudsen Milliardkontrakter i havn I dette markedet har Fabricom funnet sin nisje, og selskapet er anerkjent som en av de fremste ekspertene på vedlikehold og miljø og sikkerhetsforhold, samt reduserte miljøutslipp. Flere nye undervannsinstallasjoner i Nordsjøen blir direkte knyttet opp mot dagens plattformer. Prosessanleggene på disse plattformene må som oftest ombygges for å tilknytte, motta og behandle nye mengder olje og gass fra disse nye installasjonene. Det er dette markedet man i oljeindustrien omtaler som Vedlikeholds- og Modifikasjonsmarkedet oppgradering av plattforminstallasjoner. Bare det siste halve året har selskapet vunnet en rekke store kontrakter. Blant annet er vi tildelt to oppdrag av ConocoPhillips på Ekofisk-feltet. Den ene er en rammekontrakt for vedlikeholdsog modifikasjons-arbeid mens den andre kontrakten omfatter prosjektering, bygging og installasjon av et nytt anlegg for håndtering og rensing av produsert vann. Med alle opsjoner har disse to kontraktene en samlet verdi på rundt 1,2 milliarder norske kroner, forteller Knudsen. Videre har selskapet under gjennomføring to store oppdrag for Statoil på Gullfaksfeltet for nytt separatorsystem på Gullfaks A og tilkobling av nye undervannsfelter til Gullfaks C, samt et stort ingeniøroppdrag for BP på oppgraderingen av Valhall feltet for å tilrettelegge feltet for produksjon til Sammen med Ekofisk-kontrakten er dette ordrer for over 2 milliarder kroner fire ganger så stor som Fabricom hadde på tilsvarende tidspunkt i fjor. Trenger flere hundre ingeniører Aktivitetsøkningen i Nordsjøen øker behovet for ingeniørkompetanse. Vi trenger så mange som 100 nye ingeniører, noe som er en økning på over 10 prosent fra dagens arbeidsstyrke. Bare på Ekofisk-feltet vil vi ha rundt 260 ingeniører i sving, tror Knudsen. Det er ikke bare Fabricom som trenger dyktige fagfolk for å dekke oljeselskapenes etterspørsel. Selskapets konkurrenter melder også om tilsvarende behov, og Knudsen mener at oppdragsmengden bare i Nordsjøen vil kreve over 300 nye ingeniører. Jeg mener denne bransjen har potensial på oppdrag til mellom 10 og 12 milliarder kroner i året, og markedet vil sannsynligvis holde seg stabilt på dette nivået de nærmeste årene. Fleksibilitet viktigere enn lav pris Mens nye plattforminstallasjoner ofte prosjekteres og bygges «Nærhet til kunden, evne til å forstå behovene, samt kreativitet og fleksibilitet spiller en stor rolle.» Per Oscar Knudsen utenfor Norge, mener Knudsen at både næringen og operatørselskapene er tjent med at vedlikeholds- og modifiseringsoppgaver utføres av aktører som har inngående kjennskap til og erfaring fra den norske offshoreindustrien og deres behov. Her er den norske ingeniørkompetansen svært attraktiv og konkurransedyktig. Mens olje- og gassproduksjonen pågår for fullt på platformen, skal oppgraderingsjobben utføres. Da spiller nærhet til kunden, evnen til å arbeide sikkert, løsningsorientert og fleksibilitet en langt større rolle enn hvor billig jobben kan bli gjort. Ofte er det snakk om skreddersøm for å få til gode, og sikre løsninger. Det er selvsagt en forutsetning at du er kjent med det norske regelverket og har erfaring med arbeid i henhold til dette. Men skal du for eksempel legge inn nye rørsystemer i et prosessanlegg kreves det også inngående kjennskap til det eksisterende anlegget. Du må ha førstehåndskjennskap til prosessanleggene og plattforminstallasjonene og hvordan de virker for at du til enhver tid kan tilpasse arbeidene på en slik måte at sikkerheten ivaretas Oppdrag i kø. Mange første- og andregenerasjons plattforminstallasjoner skal leve videre på norsk sektor i fl ere år og må innfri dagens og morgendagens krav til sikkerhet, effektivitet produksjon og miljø. I dette nisjemarkedet har norske ingeniørmiljøer og verftsindustri en gylden mulighet, sier Per Oscar Knudsen i Fabricom. FABRICOM AS ER ET NORSK AKSJESELSKAP OG BLE ETABLERT I SELSKAPET HAR UTVIKLET SEG TIL Å BLI EN FLEKSIBEL TOTALLEVE- RANDØR INNEN UTVIKLING OG FELTOPPGRADERING AV INSTALLASJONER, BÅDE FOR LANDBASERT INDUSTRI OG PÅ NORSK SOKKEL. FABRICOM ER 100 PROSENT EID AV FABRICOM I BELGIA, SOM ER EN DEL AV DET FRANSKE KONSERNET SUEZ. og risikoen for uforutsette hendelser og driftsstans reduseres til et minimum, forklarer Knudsen. Besparelsene i byggekostnadene blir fort marginale i forhold til tap som følge av en eventuell produksjonsstopp. Likeledes mener Knudsen at det er avgjørende å ha lokal felt- og plattformkompetanse når installasjoner skal tilpasses dagens krav. Dette krever detaljkunnskap om regelverk, kundenes krav og de enkelte plattformers spesifikke prosedyrer og standarder. Innovasjon i Norge 9

10 2D-seismikk (todimensjonal seismikk): En båt med seks til åtte lyttekabler på opptil 6000 meter på slep kjører over et oljefelt. Lydbølger fra en luftkanon sendes mot havbunnen og videre nedover. Lyden eller de seismiske bølgene som kommer tilbake til kablene, settes sammen til et tverrsnitt av grunnen og gir grunnlag for tolkning av eventuelle reservoar av olje og gass. 3D-seismikk: Når båten kjører over samme feltet en rekke ganger med bare noen meters forflytning hver gang, gir dette en full tredimensjonal (3D) dekning av reservoaret. Reservoarforståelsen øker sammenlignet med en enkeltstående 2D-avbildning. 4D-seismikk: Med 3D-seismikk før oljeproduksjonen starter, og så ny 3D-seismikk etter noen år, kan forskjellen mellom disse to 3Davbildningene brukes til å gi et bilde av hvordan reservoartrykket og mengden og fordelingen av olje, gass og vann i undergrunnen har endret seg i perioden mellom de to datainnsamlingene. Tiden mellom 3D-innsamlingene blir den fjerde dimensjonen (4D). Foto: Statoil SE FOR DEG ET OLJEFELT PÅ STØRRELSE MED OSLO KOMMUNE UNDER HAVBUNNEN. Etter flere års produksjon må det bores en ny brønn for å få ut mer olje. Brønnen kan koste opptil 250 millioner kroner. For å få et bedre bilde av når og hvor det lønner seg å bore, sendes lydbølger (seismikk) mot reservoaret. Bølgene som kommer tilbake til havoverflaten, kan avdekke skjulte olje- og gassforekomster for milliarder av kroner. Lydbølger ser hvor neste Av Bjørn Kvaal 4D-seismikk gjør det mulig å se endringene i undergrunnen etter hvert som olje og gass tas ut. Noen ganger kan vi samle inn nye 4Ddata etter ett års produksjon, andre ganger må vi vente fem år, sier overgeofysiker Ola- Petter Munkvold i 4D-gruppa i Statoil. Nålestikk i reservoaret En brønn er som et nålestikk ned i undergrunnen. Brønninformasjonen kan gi gode svar på hvilke reservoaregenskaper som er akkurat på dette stedet. Den gir imidlertid ikke et totalbilde av hvordan disse egenskapene og oljeinnholdet varierer i området. 4Dseismikk er ett av hjelpemidlene i reservoarstyringen som utfyller informasjonen fra brønnene. Vi vet ikke nøyaktig hva vi finner når vi borer, derfor er det viktig at vi har best mulig informasjon om reservoaret før vi borer slik at det er størst mulig sannsynlighet for at boringen blir lønnsom, sier Munkvold. Målet er å få ut mest mulig olje og gass til en billigst mulig penge. Jo bedre brønnene plasseres på oljefeltet, desto færre brønner 4D-seismikk gjør det mulig å få ut mer av den gjenværende oljen og gassen på feltene. til millioner kroner er forhåpentligvis nødvendige. Og lønnsomheten til Ill.: Statoil brønnene er i stor grad styrt av oljepris og borekostnader. Fem innsamlinger årlig Årlig foretar Statoil normalt rundt fem 4Dseismikkinnsamlinger. Hver innsamling koster millioner kroner. Det må være en viss størrelse på endringene i reservoaret for at det skal være mulig å tolke dem på 4D-seismikken. Endringene det letes etter skyldes blant annet forandringer i sammensetningen av olje, gass og vann i reservoaret på grunn av produksjon av gass og olje. Og jo grunnere reservoaret ligger, desto lettere er det å få gode svar fra 4D-seismikken. 70 prosent kartlagt Kostnader ved å samle inn 4D-data, antatt nytte av 4D-seismikken og Statoils boreplaner påvirker hvor og når vi foretar 4Dinnsamlinger. Men totalt sett har 4D vært lønnsomt for Statoil. Bare Gullfaks alene har hittil hentet opp ekstra olje for cirka fem milliarder kroner (se egen sak) ved hjelp av 4D-seismikk, sier Munkvold. 70 prosent av Statoils felt utenfor Norskekysten har blitt analysert med 4D-seismikk. PÅ GULLFAKS ER DET BORET 14 BRØNNER DER 4D-SEISMIKK har vært benyttet. Dette vil bidra til å hente ut fem milliarder ekstra oljekroner fra feltet, basert på prisene i Gull verdt for Gullfaks Geofysiker Lars Kristian Strønen på Gullfaks. De 14 brønnene var treff, selv om vi overraskende traff en gasskappe over oljesonen i den ene brønnen. Denne gassen ble produsert, før den ble pumpet tilbake i andre deler av feltet for å holde trykket oppe og for å øke oljeutvinningen. Forøvrig har resultatet av boringene vært som vi hadde håpet, sier ledende geofysiker Lars Kristian Strønen på Gullfaks. Første felt Gullfaksfeltet på cirka 70 kvadratkilometer var det første feltet som tok i bruk 4D. Det skjedde i Siden den gang er det utført ytterligere tre 4D-innsamlinger, i snitt hvert tredje år. Sannsynligvis vil fremtidige innsamlinger fortsette med tilsvarende hyppighet, tror Strønen. 90 prosent av antatt produserbar olje på Gullfaks er produsert. Tidligere var det antatt at Gullfaks måtte fases ut i 2006/07. Nå forventes det at produksjonen kan opprettholdes til Anslaget i fjor var at ved bruk av 4Dteknologien klarer vi å øke produksjonen med millioner millioner fat olje over feltets levetid. Ut fra fjorårets oljepris gir det en inntekt på cirka fem milliarder kroner. Med årets priser er beløpet større, sier Strønen. Lettere å tyde Årsaken til at 4D teknologien fungerer så godt på Gullfaks, er at reservoaret gir en mye svakere respons, eller reflektivitet, når det inneholder vann i forhold til når det inneholder olje eller gass. Ved å sammenligne ulike årganger av seismiske data kan man slik identifisere de områdene i reservoarene der vann har erstattet olje, og de områdene som fremdeles inneholder olje. Gullfaks er først og fremst et oljefelt. Fremdeles pumpes det årlig opp cirka 60 millioner fat olje. Men mengden vann som samtidig produseres er mange ganger høyere, og den øker etterhvert som feltet tømmes for olje. Dette er en stor utfordring, fordi vannet blant annet inneholder noe olje og produksjonskjemikalier. Det må derfor renses før utslipp. Slik arter reservoarene seg når seismikkdataene kommer fram. Det øve års produksjon forskjellene kartlegges ved hjelp av 4D-seismikk. Illustrasjonen viser endringen i oljereservoaret meter under havbunnen på Gullfaks-feltet Innsamlingsbåt Seismisk kilde Lydbølger fra en luftkanon sendes mot havbunnen og videre nedover Første 3D kartlegging av reserovaret med seismikk. Seks til åtte lyttekabler på opptil 6000 meter på slepes over et oljefeltet. Påfølgende 3D kartlegging av reserovaret med seismikk. Lydbølge som refl ekteres på reservoarnivå Lyden - eller de seismiske bølgene som kommer tilbake til kablene, settes sammen til et tverrsnitt av grunnen og gir grunnlag for tolkning av eventuelle reservoar av olje og gass. Når båten passerer over det samme feltet en rekke ganger med bare noen titall meters forfl ytning til siden hver gang, gir dette en full tredimensjonal dekning av reservoaret med seismikken (3D-seismikk). Området var oljefylt da reservoaret ble oppdaget. Etter hvert som oljen er hentet opp, har vann seget inn eller blitt pumpet inn i reservoaret for å holde trykket oppe. Lyseblått området er den delen av resevoaret som har blitt vannfl ommet under produksjonen av olje. 10 Innovasjon i Norge