En serie bilag om forskningens betydning i Norge. nnovasjon. Stadig bedre på bunn

Transkript

1 1 Fra idé til ferdig produkt 2 Olje- Norsk industri 3 og gasseventyret 4 Innovasjon i regionene 5 Norge og havet 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 i i NORGE Foto: FMC Technologies AS nnovasjon En serie bilag om forskningens betydning i Norge Nr november 2005 Utgiver: Innovasjon i Norge Oljedirektør Gunnar Berge OLJE- OG GASSINDUSTRI 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. 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 vil gassen fra de store forekomstene i Arktis føres rett til land. Teknologien for å komprimere gassen på havbunnen utvikles nå. Mye av utstyret på tegningen skal snart tas i bruk på Ormen Lange-feltet. (Ill.: FMC Technologies) Stadig bedre på bunn 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 TEKNISKE UTFORDRINGER «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 ANNONSE 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. TEKNISKE UTFORDRINGER FLEKSIBLE STIGERØR 8 Innovasjon i Norge

9 VEDLIKEHOLDSOPPGAVER I KØ Hele dette bilaget er en annonse fra InPress FABRICOM AS ER ET NORSK AKSJESELSKAP OG BLE ETABLERT I SELSKAPET HAR GJENNOM NATURLIG VEKST OG OPPKJØP UTVIKLET SEG TIL Å BLI EN FLEKSIBEL TOTALLEVERANDØR INNEN UTVIKLING OG FELTOPP- GRADERING 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. OPERATØRENE VIL HA LOKAL KJENNSKAP OG KOMPETANSE En rekke av dagens plattforminstallasjoner skal oppgraderes og vedlikeholdes. Kjennskap til hvordan de ble bygget og hvordan prosessanleggene fungerer er svært viktig. Her sitter de norske ingeniørmiljøene på uvurderlig kompetanse, sier Per Oscar Knudsen, direktør i Fabricom, som nå gjør suksess i dette markedet. Oppgraderingen av plattforminstallasjonene i Nordsjøen skyldes flere forhold. Blant annet er ikke dagens produksjonsforhold de samme som da installasjonene 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 det må kompenseres for ved hjelp av ny teknologi, og nye anlegg. Utover økt oljeog gass-utvinning vil de oppgraderte prosessanleggene bidra til mer effektiv drift, forbed-rede helse-, miljø- og sikkerhetsforhold og renere miljøutslipp. Flere nye undervannsinstallasjoner i Nordsjøen vil også være direkte knyttet opp mot dagens plattforminstallasjoner. Prosessanleggene på disse installasjonene må som oftest oppgraderes for å tilknytte, motta og behandle nye mengder olje og gass. Oppdrag i kø. Dagens plattforminstallasjoner skal leve videre og innfri dagens krav. I dette nisjemarkedet har norske ingeniørmiljøer og norsk verftsindustri en gylden mulighet, sier Per Oscar Knudsen i Fabricom. Milliardkontrakter i havn I dette markedet har Fabricom funnet sin nisje, og bare det siste halve året har selskapet vunnet en rekke store kontrakter. Blant annet har vi fått to oppdrag fra ConocoPhillips. Den ene er en rammekontrakt for vedlikeholds- og oppgraderingsarbeid på Ekofisk-feltet, mens den andre kontrakten er 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 Gullfaks-feltet: oppgradering av separatorsystemet på Gullfaks A og tilkobling av nye undervannsfelt til Gullfaks. Selskapet er også i gang med et stort ingeniøroppdrag for BP for å tilrettelegge Valhall-feltet for produksjon til Sammen med Ekofisk-kontrakten er dette ordrer for over 2 milliarder kroner fire ganger så mye 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, en økning på over 10 prosent fra dagens arbeidsstyrke. Bare på Ekofiskfeltet vil vi ha rundt 260 ingeniører i sving, tror Knudsen. Det er ikke bare Fabricom som trenger dyktige fagfolk for å dekke oljeoperatørenes etterspørsel. Knudsen mener at oppdragsmengden bare i Nordsjøen vil kreve over 300 nye ingeniører. Jeg mener bransjen har potensial på oppdrag til mellom 10 og 12 milliarder kroner i året, og markedet vil sannsynligvis vokse ytterligere. Kan ikke settes ut til lavkostland Mens nye plattforminstallasjoner ofte prosjekteres og bygges utenfor Norge, mener Knudsen at vi er tjent med at vedlikeholds- og oppgraderingsoppgaver utføres av aktører som har inngående kjennskap til den norske offshoreindustrien og dens behov. Mens produksjonen pågår for fullt, skal oppgraderingsjobben utføres. Da spiller nærhet til kunden, evne til å forstå behovene, samt kreativitet 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. Du må vite hvordan prosessanleggene og plattforminstallasjonene i sin tid ble bygd, og til enhver tid tilpasse arbeidene slik at risikoen for uforutsette hendelser og driftsstans reduseres, forklarer Knudsen. Likeledes mener Knudsen at det er avgjørende å kjenne til gjeldende HMSstandarder. Dette krever detaljkunnskap om regelverk og de enkelte plattformers spesifikke prosedyrer og standarder. FABRICOM AS SKOGSTØSTRAEN 25 N-4029 STAVANGER TELEFON: FAKS: 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 b 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 øvers 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

11 Mens vi før måtte bore to brønner for å nå ned til to gjenværende oljelommer, kan vi i dag bore én brønn som produserer fra begge lommene. 4D-seismikk er et av verktøyene vi bruker for å finne disse gjenværende oljelommene. Når vi kombinerer slik ny boreteknologi med 4D-seismikk ser vi at reservoarområder som var ulønnsomme i går, blir lønnsomme i dag, sier overgeofysiker Ola-Petter Munkvold i 4D-gruppa i Statoil. Foto: Bjørn Kvaal Installasjoner som kan mestre ekstreme værforhold er helt avgjørende for oljeog gassutvinningen. rønn bør bores I følge Statoil er de i tet i utvikling og bruk av denne teknologien. Statoil har også satt som krav at alle felt skal gjøre et mulighetsstudie for å kartlegge om 4D-seismikk vil ha et potensial eller ikke. Plasseres på havbunnen Ser Munkvold 15 år fram i tid, tror han Statoil har blitt flinkere til å velge ut felt hvor 4D-seismikk er nyttig. Jeg tror 4D-data blir en integrert og naturlig del av reservoarstyringen på de fleste av feltene våre. Blant annet vil vi samle inn data langt oftere enn i dag, og på kortere varsel, for eksempel når det kommer overraskelser i reservoaroppførselen. Vi vil også kunne oppdage mindre endringer i reservoaret, sier Munkvold. Han tror også at enkelte av lyttekablene som i dag slepes etter båtene, i stedet vil ligge på havbunnen. I dag bruker vi tre til seksten uker på å kartlegge et området på kvadratkilometer. Vi må ta hensyn til strømforhold over feltet og støy fra bølger, båter og annen aktivitet på feltet. Med kabler på havbunnen vil påvirkningen fra strøm og støy fra disse kildene bli noe svakere, og 1999 innsamlingen vil bli enklere og raskere, sier Munkvold. Enda større potensial 4D-gruppa i Statoil jobber ved forskningsavdelingen i Trondheim og hovedkontoret utenfor Stavanger, når de ikke er ute hos driftsavdelingene ved Statoils andre kontorsteder for å støtte planleggingen av 4Dkartlegging. Når dataene er samlet inn, blir de sammen med andre reservoardata vurdert av geofysikere, geologer, petrofysikere, reservoaringeniører og produksjonsingeniører som sitter i tverrfaglige team i driftsavdelingene. Det tverrfaglige teamet plasserer de neste brønnene basert på den forbedrede reservoarforståelsen. Med 4D-seismikk øker sjansene for at vi klarer å identifisere og kartlegge de mest lønnsomme områdene av reservoaret. Vi har sett at 4D-teknologien virker, men vi mener den har potensial til å utvikles ennå videre og bidra i større grad i produksjonen på feltene våre. Og det er å realisere dette økte potensialet som er hovedfokus for 4Dgruppa i Statoil, sier Munkvold. te bildet viser reservoaret før produksjon, det nederst etter noen års Forskjellene kartlegges ved hjelp av 4D-seismikk. Oljefylt reservoar 1985 Olje Oljefylt reservoar Seismikk fra før produksjonstart Øvre grense for reservoaret Olje Del av reservoaret kartlagt med seismikk. Merk gul markering av toppen av reservoaret indikasjon på oljefylt reservoar produksjon 1999 Takbergart Den gule streken markerer toppreservoar i de to seismiske bildene. Dette forteller hvilke deler av reservoaret som er i ferd med å tømmes for olje. Seismikk etter noen års Øvre grense for reservoaret Takbergart er en tett bergart som ligger rett over reservoaret, som gjør at oljen og gassen ikke kan bevege seg lenger oppover. Slike takbergarter er nødvendig for å ha olje og gass i reservoarene, fordi disse tette takbergartene hindrer reservoaret i å lekke oppover. Vann Olje Takbergart Øvre grense for reservoaret Olje Reservoarsone som ikke inneholder olje eller gass når feltet oppdages Skisse av reservoar basert på tolkning av seismikken Del av reservoar som er tømt for olje pga produksjon til plattformen Øvre grense reservoaret Vann for Olje TEKNOLOGI TIL Å HÅNDTERE TUSENÅRSSTORMEN VED HJELP AV VERDENS STØRSTE HAVBASSENG UTFØRER VI AVANSERTE TESTER FOR Å SE OM KONSTRUKSJONENE TÅLER KRAFTIGE BØLGER, STERKE HAVSTRØMMER ELLER FULL STORM, SIER ODDVAR AAM, LEDER I NORSK MARINTEKNISK FORSKNINGSINSTITUTT AS MARINTEK. Gjennom sine avanserte laboratorier er MARINTEK blitt verdensledende innen testing og verifisering av konstruksjoner til havs. Takket være kompetansen vi har bygd opp valfarter selskaper fra hele verden til oss. Her får de realistiske tester av sine konstruksjoner, opplyser Terje Nedrelid, som er avdelingssjef i MARINTEK. MER FORSKNING ER NØDVENDIG Havet er en utstabil venn. Å forutsi og beregne de påkjenninger som skip, plattformer eller andre flytende konstruksjoner utsettes for, er krevende. Selv små skader eller svakheter i konstruksjonene kan få katastrofale følger. Skal vi ha sikre arbeidsforhold for de som jobber i olje- og gassindustrien er mer forskning avgjørende. Dette gjelder også for å unngå miljøskader til vann og til lands. Når aktiviteten tar til for fullt i Barentshavet, står vi overfor nye krav. Både det kalde klimaet, dårlig utbygd infrastruktur og spesielt sårbar natur vil kreve at ytterligere forskningsressurser blir satt inn, sier Aam. GIGANT TRYGT I HAVN Et av de største oppdragene til MARIN- TEK det siste år var testing av de kritiske operasjonene som Statoil gjennomførte nå i sommer, da de lyktes i å få på plass lekteren med prosessanlegget til Melkøya utenfor Hammerfest. Prosessanlegget selve hjertet i anlegget skal kjøle ned gassen fra Snøhvit-feltet, slik at den blir flytende og kan skipes ut i verden. Selve slepingen av den enorme lekteren fra verftet i Spania til Hammerfest ble utført av verdens største tungtransportskip. Slepingen var en formidabel oppgave i seg selv, men enda mer utfordrende var det å få plassert det 154 meter lange, 50 meter brede og tonn Skal vi sikre miljø, liv og verdier ved mer komplekse olje- og gassutvinninger er mer forskning avgjørende, sier Oddvar Aam og Terje Nedrelid fra MARINTEK, som er verdensledende på testing av konstruksjoner til havs. tunge anlegget på Melkøya, minnes Nedrelid. Mye var nødt til å klaffe på én gang under den store dokkingsprosessen. Det var nødvendig med nitidig analyse og kartlegging av værforholdene og havbunnen, testing av kaianlegget og beregning av flo og fjære. Blant annet gjorde de spesielle flo- og fjæreforholdene at dokkingen bare kunne foregå på bestemte datoer, med ti dagers mellomrom. Likefullt lyktes det med å skyve på plass anlegget kun med en halvmeters klaring. En liten feil her kunne fått store økonomiske konsekvenser, fastslår Nedrelid. Den kompetansen som MARINTEK har på marin teknologi, gjør de attraktive over hele verden. Blant annet har selskapet testet installasjoner som brukes i arktiske strøk i Canada, på dypvannsfeltene i Brasil og i Mexico-gulfen. Vi er nå også i dialog med miljømyndigheter med tanke på hvordan de kan unngå slike omfattende ødeleggelser som orkanene Rita og Katarina nylig forårsaket på sørkysten av USA, forteller Aam. Del av reservoaret kartlagt med seimikk. Se endring i gul markeing av toppen av reservoaret. Dette er indikasjon på oljeproduksjon. Vannflømmet = fylt med vann som erstatter oljen som er pumpet ut Skisse av reservoar basert på tolkning av seismikken MARINTEK Otto Nielsens veg 10 Postboks 4125, Valentinlyst NO-7450 Trondheim Telefon: Telefax: Innovasjon i Norge 11

12 Hele dette bilaget er en annonse fra InPress FASETT Schlumberger Oilfi eld Services er petroleumsindustriens ledende leverandør av kompetanse og teknologiske løsninger innen utforskning og produksjon (U&P). Konsernet har ansatte fra 140 ulike nasjonaliteter i over 80 land. Schlumberger ble etablert i Norge allerede i 1966 og i dag befinner selskapets teknologiske kompetanse seg ved basene i Stavanger, Bergen og Oslo, totalt 1500 personer. Schlumberger er medeier og leder verdens største seismikkselskap, WesternGeco. Sammen investerer selskapene årlig mer enn 500 millioner kroner i forskning og utvikling i Norge. Muligheter uten grenser Tenk internasjonalt når du tenker karriere. I Schlumberger tilbyr vi karrieremuligheter både i Norge og internasjonalt. Utvid dine grenser og få langt mer erfaring enn du ville fått andre steder. Feltingeniører Feltingeniører jobber ikke på kontor, men ute i felten der det fysisk skjer. Vi opererer døgnet rundt i mer enn 80 land under ekstreme forhold som ørkener, store havdyp og i arktiske områder. Akkurat der oljeproduksjonen foregår. Hos oss vil du være med å ta de viktige beslutningene for våre kunder. Geologer, geofysikere og reservoaringeniører Har du lyst til å jobbe sammen med våre kunder og bidra med din ekspertise? I Schlumberger vil du være med på å ta avgjørelser for fremtidig oljeproduksjon. Du trenger både eksakt kunnskap pluss personlige egenskaper for å bygge langvarige kundeforhold. Forskning og utvikling Har du lyst til å dele ideer, vinne patenter og bidra til ny teknologi? Teknologi som kan operere på havbunnen kjøper vi ikke, vi produserer den selv. Din oppgave er å finne nye løsninger, og hos oss står mulighetene i kø. Dine ideer må tåle ekstreme trykk, temperaturer og tøffe miljø. Kom og besøk vår stand ved følgende universiteter: NTNU: februar 2006 Karrieredagene Universitetet i Bergen: 2. februar 2006 Karrieredagen Universitetet i Stavanger: 14. februar 2006 Karrieredagen Send oss gjerne din jobbsøknad per epost: recruiting@stavanger.oilfield.slb.com Eller besøk vår karriereside for å finne ut mer om muligheter vi tilbyr: Utdanning, videreutdanning Schlumberger er kjent for sine opplæringsprogram. Vi vil fra første dag introdusere deg for systematisk opplæring innen det aktuelle fagområdet. Opplæringen skjer via kombinasjoner av skoler/kurs, selvstudiemoduler og praktisk felterfaring. Stillingene gir deg muligheter til å opparbeide solid faglig spesialisering og operasjonell erfaring. I Schlumberger har vi et godt arbeidsmiljø, gode lønns- og arbeidsbetingelser samt gode velferdstilbud for våre ansatte. Success without boundaries 12 Innovasjon i Norge

13 EMGS AS FINN NYE RESERVER MED NY TEKNOLOGI DET KOSTER MELLOM 100 OG 200 MILLIONER KRONER Å BORE ÉN LETEBRØNN. Å BENYTTE SEABED LOGGING ER EN BILLIG INVESTERING FOR Å ØKE SANNSYNLIGHET FOR Å FINNE OLJE OG GASSRESERVER, SIER DIREKTØR TERJE EIDESMO I DEN SUKSESSFULLE TRØNDERBEDRIFTEN EMGS. KOSTNADENE MED Å BORRE FEIL ER ENORME FOR OLJESELSKAPENE OG I TILLEGG UTSETTES MILJØET UNØDVENDIG. VÅR PATENTERTE TEKNOLOGI ØKER SANN- SYNLIGHETEN FOR FUNN AV OLJE OG GASS BETRAKTELIG, SIER TERJE EIDESMO, EN AV GRÜNDERNE OG DIREKTØR FOR DEN SUKSESS- FULLE TRØNDERBEDRIFTEN EMGS. Tradisjonelt har seismologiske undersøkelser vært enerådende når havbunnen skulle kartlegges for mulige oljefunn. Nå suppleres seismikken med en metode kalt SeaBed Logging (SBL). Det vil si at når seismikken kartlegger lag som potensielt inneholder olje eller gass, kan SBL med mye større sikkerhet fastslå om det faktisk finnes olje og gass. FINNER MER OLJE OG GASS. Sannsynligheten for funn øker dramatisk hvis seismikk suppleres med SBL, sier Eidesmo. Hvis kun seismiske data ligger til grunn anslår man sannsynligheten til rundt 30 prosent for et olje eller gass funn. Suppleres de seismiske data med SeaBed Logging kan sjansene øke til 70-80%. Når vi i tillegg vet at det kan koste mellom 100 og 200 millioner kroner å bore kun én brønn på dypt vann er det en billig investering å benytte SBL før du beslutter å bore mener Eidesmo. EMGS har ved flere anledninger gjort målinger hvor det er anslått olje- eller gassfunn. Borring i ettertid har bekreftet dette. I tillegg har EMGS også gjort målinger hvor det ikke kunne ses drivverdige mengder. Boring har allikevel blitt gjennomført med tørre brønner som resultat. Dette har vært med på å bevise av teknologien fungerer, sier Eidesmo. Den gode «hit-raten» til EMGS har medført at store oljeselskaper som Statoil, Hydro, Shell, ENI, BP m. fl. benytter seg av selskapets tjenester. Blant annet var det data fra EMGS som ble avgjørende for Statoils funn på Linerle-feltet nordøst for Norne på Haltenbanken i fjor. LYSE FREMTIDSUTSIKTER EMGS, som har utspring fra Statoil, er svært optimistiske med tanke på fremtiden. Med fulle ordrebøker fra hele verden har selskapet åpnet kontorer i Stavanger, Houston, London, Paris og Kuala Lumpur. De har også representanter i flere land i Sør-Øst Asia, Afrika og Sør- Amerika. Foruten det enorme potensialet med å finne mer olje og gass fremhever Eidesmo også mangelen på borerigger. På den norske sokkelen var det planlagt 40 prøveboringer i år, men til nå er det bare foretatt åtte. Bruk av SeaBed Logging i forkant av prøveboringen er mer økonomisk og miljøvennlig enn å borre tørre hull, slår han fast. EMGS har også store forventninger til aktiviteten i Barentshavet, hvor kravet til effektiv, treffsikker og miljøvennlig leting er enda større. BAKER HUGHES NORWAY AS VERDEN SOM ARBEIDSPLASS? «HVIS DU VIL JOBBE I NORGE, MEN SAMTIDIG ØNSKER EN MULIGHETEN FOR Å KUNNE JOBBE I UTLANDET I PERIODER, BØR DU VURDERE BAKER HUGHES» FRANK ERIKSEN OG MARIANNE STAVLAND NÅR SELVE BORINGEN SKAL STARTE, BLIR BAKER HUGHES ENGASJERT. SELSKAPET LEVERER DEN FREMSTE SPESIALKOMPETANSEN OG TEKNOLOGIEN I VERDEN INNEN BORE- OG BRØNNTEKNOLOGI. Helt siden starten på det norske oljeeventyret, har det amerikanske selskapet vært ledende på den norske sokkelen innen bore- og brønnteknologi. Med teknologi som kan håndtere alle tenkelige forhold, som boring på dypt vann, geologiske utfordringer og trykk- og temperaturforskjeller, er selskapets kompetanse avgjørende for å øke utnyttelsesgraden på feltene. EN LÆRENDE ORGANISASJON Frank Eriksen er prosjektleder i markeds- og teknologiavdelingen og har jobbet i selskapet i 10 år. Han berømmer det internasjonale miljøet han er en del av. Selv om vår policy er å ansette lokalt til våre kontorer her hjemme, føler du godt den internasjonale stemningen i selskapet. Den norske oljekompetansen er fremst i verden, men samtidig er det viktig å lære av andre. Det er akkurat det vi gjør i Baker Hughes bringer den beste kompetansen til Norge, forteller Eriksen. HAR DU LYST, HAR DU LOV Kompetanseflyt til og fra Norge står sentralt for Baker Hughes. De ansatte blir derfor oppmuntret til å reise ut i perioder for å jobbe på andre kontorer eller på enkeltstående prosjekter eller delta på et av selskapets mange kurstilbud. Det fungerer i stor grad som «har du lyst, har du lov». Selv har jeg i perioder jobbet både i USA, Indonesia, Tyskland og Skottland. Siden vi jobber i et internasjonalt konsern, er det motiverende å oppleve at det er stemning for å søke utfordringer også utenfor Norges grenser, forteller produkt- og serviceleder Marianne Stavland. Stavland har syv års fartstid i selskapet og gleder seg hver dag Selv om vår policy er å ansette nordmenn til våre kontorer i Norge, vil du kjenne den internasjonale stemningen i selskapet. Baker Hughes er et perfekt sted for den som vil jobbe her hjemme, men samtidig ønsker å ha øynene åpne for utlandet, sier Frank Eriksen og Marianne Stavland. over alle de nye utfordringene som selskapet kan tilby. At de ansatte gis så store muligheter, er den viktigste grunnen til det gode miljøet i Baker Hughes. Resultatet er trivsel og kontinuitet, mener både Eriksen og Stavland. VI VOKSER VI TRENGER FOLK! Fremtiden til Baker Hughes ser lys ut. Økt bore- og brønnaktivitet i årene fremover vil også gi økt etterspørsel etter selskapets kompetanse. Den høye oljeprisen bidrar i tillegg til at oljeselskapene er motiverte til å investere i ny og spennende teknologi. For Baker Hughes er rekruttering derfor en kontinuerlig prosess. Basert på gjeldende prognoser trenger selskapet et sted mellom 20 og 30 ingeniører med kompetanse fra petroleum bare i løpet av neste år. Baker Hughes er et av verdens ledende selskaper innenfor boring, ferdigstillelse og vedlikehold av oljebrønner. Selskapet har vært representert i Norge i over 30 år, og har hovedkontor i Tananger utenfor Stavanger med avdelinger i Bergen, Gulen, Trondheim og Harstad. Selskapet har rundt 950 ansatte i Norge fordelt på syv divisjoner. Baker Hughes har på verdensbasis om lag ansatte og opererer i mer enn 90 land. Omsetningen i 2004 var i overkant av 40 milliarder kroner på verdensbasis. BAKER HUGHES NORGE AS EKOFISKVEIEN TANANGER TLF Innovasjon i Norge 13

14 JEKKET OPP PLATTFORMER Foto: ConocoPhillips HVORDAN BLE DET LØST? Mer gass ble ført tilbake til reservoaret for å redusere trykktapet. Så kom operatørselskapet fram til at å jekke opp plattformene i en sammenhengende operasjon var den beste løsningen. Sommeren 1987 ble jekkingen gjennomført med tonns jekker. Ekofi sktanken kunne ikke jekkes og en beskyttelsesvegg ble bygd i to deler og slept på plass rundt den opprinnelige tanken. Vanninnsprøyting i reservoaret har i ettertid gitt vesentlig mindre innsynking. «Datalarve» sjekker rørene En nesten seks tonn tung og over fem meter lang «larve» av en datamaskin inspiserer gassrørene. I en fart på cirka to meter i sekundet, eller 600 kilometer gassrør i løpet av 83 timer, sjekker den for utvendig og innvendig rust og skader. Rørveggen magnetiseres og når «larven», eller den «intelligente» piggen som den kalles i bransjen, trekker seg selv frem gjennom rørene hjulpet av gasstrømmen, sjekker sensorer om de magnetiske feltet har endret seg. Ved reisens slutt tas utstyret ut av røret og eventuelt vedlikeholdsarbeid må til hvis resultatet sier at dette er nødvendig. Prisen for inspeksjon av en typisk rørledning er i størrelsesorden ti millioner kroner. Årlig koster Gasscos tilsynsarbeid av de 6600 kilometerne med gassrør ca. 150 millioner kroner. Innvendige inspeksjoner av gassrørene gjøres ofte rett etter oppstart av et nytt rør, og ellers i snitt hvert tiende år, sier driftssjef for Gasscos transportnett, Per-Atle Strømme. TEKNISKE UTFORDRINGER HVA VAR DEN TEKNOLOGISKE UTFORDRINGEN? Produksjon av olje og gass i Ekofi sk-reservoaret hadde gitt naturlig trykkreduksjon. Det skjedde en sammenpressing av reservoarbergarten som ga en skåleformet (seks kilometer i diameter) innsynking av havbunnen rundt Ekofi sk-senteret. I 1984 lå plattformene 2-2,5 meter dypere i sjøen enn da det ble installert, og dette ville bli et sikkerhetsproblem i forhold til kravene om avstand mellom plattformdekkene og havfl ata. Foto: Statoil ÉN METER AV GASSRØRENE som er installert på bunnen av nordsjøen veier rundt ett tonn. Rørene er som regel centimeter i diameter. Ytterst er det et seks-ti centimeter tykt armert betongbelegg, deretter et rustbeskyttende belegg og innerst et stålrør. En må ha glatt innside av stålrørene, så de er behandlet innvendig for at gassen skal møte minst mulig motstand. Forskjellen på glatt og ruglete overflate, kan være to-tre prosent eller én-to millioner kubikkmeter gass i døgnet for en typisk rørledning. Rørene er driftssikre og dimensjonert for en levetid på i utgangspunktet 50 år, men jeg tror vi kan oppnå nærmere det dobbelte med et tilfredsstillende vedlikehold, sier driftssjef for Gasscostransportnett, Per-Atle Strømme. For å hindre at fuktighet kommer inn i rørene og dermed at innvendig korrosjon (rust) kan oppstå, fjernes vann fra gassen oppe på plattformene eller på landanleggene, før transporten starter. = Del av eksport = Del av statens inntekter 80 tankbiler - hvert sekund Én meter = ett tonn Eksisterende og planlagte rørledninger I tillegg til korrosjon, kan sterke strømmer som vasker bort havbunnen Under rørene være en utfordring. Blir rørene hengende uten fast grunn meter over tid, avhengig av dimensjon, kan de ryke på grunn av utmatning. Hav- og bølgeinduserte strømmer som vasker bort sandholdig bunn må vi særlig passe på i søndre delen av Nordsjøen, sier Strømme. Når store skip slipper ankeret, kan det i verste fall skade gassrørene. Derfor dekkes rørene til i området hvor slikt kan skje. Trålen til fiskebåter kan ikke skade de store rørene. Derimot kan trålen bli ødelagt eller kile seg fast. På tysk og nederlandsk sokkel har derfor myndighetene bestemt at rørene bare kan ha fritt spenn med en høyde på inntil en halv meter over havbunnen. Utfordringene i fremtiden blir å vedlikeholde gassinfrastrukturen på en god måte, og å finne gode løsninger for eksisterende og nye gasstransportkunder. Det kan for eksempel bety at flere rør fra forskjellige felt skal kobles til hovedrørene til England og kontinentet. Nå er blant annet ny teknologi der rør kobles sammen uten dykkere, og uten at gasstransporten stanses, snart på plass, sier Strømme. Foto: Statoil HVER SEKUND SENDES DET OPPTIL 3000 KUBIKK-METER GASS inn i gassrørledningene på havbunnen utenfor kysten av Norge. Dette tilsvarer tankbiler. Transporten styres av ansatte i statseide Gassco utenfor Haugesund. De sjekker at riktig mengde gass kommer fram til bestemmelsesstedet. De kan også omdirigere gassen hvis et produksjonsfelt må stenges ned eller det skal utføres vedlikehold. Rett til transport Selskapene som transporterer gass har rettigheter til å benytte de ulike utgangene mot Europa. Dette bestemmes av lokalisering av feltene i forhold til mottaksterminalene og av andelene et selskap har på et gassfelt. En gassmengde som kunne ha fylt opp opptil 80 tankbiler sendes inn i gassrørledningene utenfor kysten av Norge hvert sekund. Det er stor fleksibilitet i systemet. De fleste utgangene kan nås av hver skiper (selskap som sender gass). Men det er nødvendig med regulering av hvor skiperne kan selge gass. All gass kan ikke sendes for eksempel mot St. Fergus i Storbritannia når gassprisen er høy der. Fordelingen av kapasitet styres gjennom datasystemet GasViaGassled som er utviklet hos Gassco. Her søker operatørene om kapasitet fra for eksempel Statfjordfeltet til mottaksanlegget på Kårstø. Her foredles gassen, og selskapene må så søke om ny kapasitet for tørrgassen som skal fra Kårstø til for eksempel Dornum i Tyskland. Det er gassmengde som produseres og eierandel på feltet som avgjør hvor mye kapasitet selskapene får av rørledningene. Andelen av kapasiteten påvirkes også av hvor mye energi gassen fra feltene inneholder. Selskapene bytter En del av gassrørenes kapasitet har selskapene bestilt helt fram til år Samtidig foregår det også kjøp og salg mellom selskapene hvis det blir ledig kapasitet for perioder på helt ned til én dag. 14 Innovasjon i Norge

15 Så mye investerer oljeindustrien 1971: : : : : : : : Så mye investerer oljeindustrien i millioner kroner inkludert letekostnader. 0 Eksportverdi 1971: : : : : : : : Eksportverdien på norsk olje og gass i millioner kroner = Del av eksport = Del av statens inntekter 1971: 0,1/0, : 5,8/0,4 1980: 32,4/16,3 1985: 37,7/17,5 1990: 30,6/11,1 1995: 32,4/10,0 2000: 47,4/25,0 2004: 47,0/27,7 Statens inntekter Petroleumssektorens andel av norsk eksport og statens totale inntekter i prosent Foto: Statoil Statistikk & fakta Norsk oljeproduksjon i 2005 målt i antall millioner fat per dag 3,0 2,6 2,7 2,7 2,7 2,6 2,6 Ett fat råolje = 159 liter Olje, kondensat og gass-mengder oppgis i standard kubikkmeter (Sm3). 1 Sm3 råolje = 6,3 fat. 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0,0 2,2 Januar 05 april 05 juli 05 (Kilder: SSB, Oljedirektoratet og Olje- og energidepartementet) Ressursfordeling felt i produksjon Levetiden for noen av feltene Cirka 50 prosent blir liggende igjen i feltet Cirka 10 prosent igjen Cirka 40 prosent er produsert Mill. Sm 3 olje Så mye vil det med dagens teknologi ikke være mulig å hente ut av fra hvert felt. Så mye er det pr i dag å utvinne i hvert felt. Ekofisk Troll Snorre Valhall Eldfisk Heidrun Oseberg Statfjord Gullfaks Grane Oseberg Sør Balder Gullfaks Sør Åsgard Brage Njord Draugen Tor Visund Ula Norne Vigdis Oseberg Øst Tordis Veslefrikk Gyda Fram Statfjord Nord Hod Kvitebjørn Jotun Embla Varg Statfjord Øst Tambar Glitne Sygna Murchison Tune Skirne Figur 4.3 Felt i prså produksjon mye er det pr idag produsert fra hvert felt. Forventa tidspunkt t for nedstenging g 1992/95 Forventa I 1992 var dette tidspunkt forvent-foningene når feltene 1992/95 i nedstenging Nordsjøen skulle stenge. Felt Ekofisk Varg Draugen Brage Veslefrikk Gullfaks Statfjord Tor Forventa I 2004 ble tidspunkt det gjort for nedstenging beregninger som 2004 ga ny forventet levetid. ÅRSAK: Forskning på nye teknologiske løsninger. Forventa tidspunkt t for nedstenging g obs... A Payback: Den totale satningen på forskning og utvikling tilbakebetaler seg etter beregninger ca 200 ganger Sendes opptil 840 kilometer Store kompressorer skaper nok til trykk til at gassen kan sendes gjennom rørledningene fra gassfelt til foredlings-anlegg, eller fra foredlingsanlegg til mottaker i utlandet. Når gassen forlater kompressorene, kan det ha et trykk på rundt 200 bar. Dette tilsvarer presset på tommelen din, hvis du balanserer en 2000 meter høy vannsøyle der. Noen steder går gassen via plattformer hvor trykket vedlikeholdes før gassen sendes videre. Den lengste strekningen uten trykktilførsel underveis er 840 kilometer lange Franpipe fra plattformen Draupner sørvest for Stavanger til Dunkerque på nordkysten av Frankrike. 99,8 prosent regularitet Rundt tusen ganger i året skjer det uforutsette ting på feltene som gjør at gassen i rørledningene må omdirigeres eller transporten må stenges. Gassmengden i rørledningene og sammensetningen av gassen måles hele tiden. Flere ganger i minuttet mottar datamaskinene i Gasscos kontrollrom måledata. Regularitet er 99,8 prosent. 500 meters dyp Gassrørene i Nordsjøen legges av spesialskip, og kan plasseres på over 500 meters dyp. Boknafjorden nord for Stavanger er hittil er det dypeste sted. Det utvendige trykket her er over 50 bar. Det tilsvarer vekten av en 500 meter høy vannsøyle i samme omkrets som tommelfingerneglen, som du balanserer på neglen. Innovasjon i Norge 15

16 Foto: Statoil ELEKTROMAGNETISKE SIGNALER stråler uforstyrret igjennom vannreservoarer mange tusen meter under havbunnen og avslører olje- og gasslommer. Foto: Statoil Svein Ellingsrud (t.v.) og Terje Eidesmo i EMGS gjør gjør elektromagnetiske undersøkelser verden rundt. Solgte konseptet til USA Det var de tidligere Statoil-ansatte Terje Eidesmo, Svein Ellingsrud og Ståle Johansen som kom på ideen om å bruke et kildegenerert elektromagnetisk felt da de skulle undersøke jordas indre og kalte metoden havbunnslogging. Statoil opprettet i 2002 et nytt selskap, EMGS, gjennom Statoil Innovasjon for å kommersialisere denne kunnskapen og teknologien. EMGS ble i 2004 solgt til et investeringsselskap i USA, men selskapet ledes fortsatt fra et kontor i Trondheim. To skip jobber nå verden over. Teknologien er særlig brukt utenfor norskekysten i tillegg til Vest-Afrika, Brasil, Sør-Amerika, Sørøst-Asia og Middelhavet. EMGS har de siste årene gjort mer enn hundre undersøkelser verden over, og det er i følge EMGS allerede gjort flere funn basert på teknologien. Ca. 30 av undersøkelsene har Statoil deltatt i, og Statoil har også gjort funn. Fra mai til september i år hadde Statoil utført rundt sju nye havbunnslogginger. Mottakerne låres ned i havet fra ett av skipene som brukes til havbunnslogging. Disse ligger på havbunnen og måler elektromagnetiske signaler. HAVBUNNSLOGGING Stråler seg fram til skjulte oljelommer Seismiske undersøkelser er basert på lydbølger. Her får man svar på hvor et mulig reservoar befinner seg i dypet eller hvordan et felt endrer seg under produksjon. Det kan imidlertid være vanskelig å skille mellom olje, vann og gass (4D-seismikk, se side 10). Havbunnslogging er basert på bruk av et elektromagnetisk felt. Elektromagnetiske data er godt egnet til å si om et mulig reservoar inneholder vann, olje eller gass.!kutter utgifter Det kan koste fl ere hundre millioner kroner å bore en brønn. For denne prisen kan det gjøres elektromagnetiske havbunnslogginger, hver på et område som kan dekke rundt ti ganger tjue kilometer. Av Bjørn Kvaal Olje og gass lagret i sandstein har høy elektrisk motstand. Dermed er det mulig å bruke elektromagntiske data samlet inn på havbunnen til å oppdage nye reserver mange tusen meter inne i jordas indre. Færre tørre brønner Der det kun er lagret vann i sandsteinsreservoarene, vil de elektromagnetiske feltene stråle tilnærmet uforstyrret gjennom. De vil da ikke gi forsterket respons tilbake til sensorene plassert på havbunnen. Havbunnslogging ble oppprinnelig utviklet av Statoil. Metoden er testet flere steder verden rundt. Dette gjør at oljeselskapene lettere kan finne olje- og gassfelt som det vil være mulig å produsere fra. Og like viktig: Antall tørre brønner som bores i letefasen blir færre. Tikker inn Mens EMGS (se egen sak øverst til venstre) gjør selve datainnsamlingen fra havbunnen og prosessering av dataene, utfører Statoil mesteparten av analysen av dataene på egenhånd. Elektromagnetisk havbunnslogging har gitt en ny dimensjon i leting etter olje og gass,sier prosjektleder for havbunnslogging i Statoil Tage Røsten. Noen av de enkleste svarene får geofysikerne og geologene allerede når dataene tikker inn mens båten samler inn dataene. De mer kompliserte svarene tar det uker og måneder å få frem. Da må de målte elektromagnetiske dataene sammenstilles og tolkes med tradisjonell seismikk. Det sier Foto: Bjørn Kvaal prosjektleder for havbunnslogging i Statoil, Tage Røsten, ved Statoils forskningssenter i Trondheim. Tusen hjemme-pcer For eksempel brukes det datakraft tilsvarende tusen hjemme-pcer som jobber døgnet rundt i flere dager eller uker, for at de største og mest kompliserte analysene skal kunne gjennomføres. Da søkes det etter klare indikasjoner som avgjør om man skal gå i gang med boring eller ikke. Jordkloden er komplisert. Salt i undergrunnen og materiale fra lava kan for eksempel lure oss hvis vi ikke gjør grundige studier. Det er nemlig ikke bare olje og gass som har høy elektrisk motstand. Vi må derfor lage modeller av jorda på datamaskinene som simulerer salt, olje, gass og vann slik vi forestiller oss at jordas indre er bygget opp. Resultatene fra disse modellene sammenlignes så med de virkelige dataene vi får tak i ved hjelp av havbunnsloggingen, sier Røsten. Jorda er dessuten hele tiden omgitt av naturlige elektromagnetiske felt, som i tillegg til kraftige havstrømmer kan påvirke målingene i negativ retning. 16 Innovasjon i Norge

17 På 3000 meters havdyp TEKNOLOGIEN ER BEST EGNET PÅ HAVDYP FRA METER TIL 3500 METER. Reservoarene som kan kartlegges med metoden i dag, ligger ned mot 2500 meter under havbunnen. Den praktisk mest utfordrende forundersøkelsene av teknologien ble utført på Ormen Lange i 2002, Norges dypeste gassfelt. Her synker havbunnen brått fra 700 til 1200 meter under havoverflaten rundt Storeggaraset. Det store Troll-feltet ble kalibrert med havbunnslogging i «Kilde» som henger etter båten: ➋ Etter droppingen av sensorene over en linje som er kilometer lang, kjører båten på nytt over måleinstrumentene, nå med en kabel på slep koblet til en kraftig elektromagnetisk kilde som flyter cirka 30 meter over havbunnen. Antennene: På hver sensor er de to elektriske antenner, hver cirka åtte meter lang. De måler det elektriske feltet. Sensorene inneholder også to magnetiske koiler til å måle det magnetiske feltet. Foto: Statoil De svarte boksene på havbunnen: ➊ De elektromagnetiske sensorene slippes ut fra båten én etter én og spres med cirka tusen meters mellomrom på havbunnen, gjerne langs en eller flere forhåndsdefinerte linjer. Havbunnen: Blått = vann Grønt = hydrokarboner (olje og gass) Oransje streker = Skiferlagdeling «Strålene» fra kilden ned i havbunnen: ➌ Kilden som henger etter båten stråler ut elektromagnetisk felt i sjøvannet og videre ned i undergrunnen under havbunnen. De elektromagnetiske sensorene på havbunnen samler deretter inn de utsendte og returnerte signalene. Sensor på båtdekk: De elektromagnetiske sensorene står på 180 kilo tunge sementblokker. Når innsamlingen ved hjelp av kilden er avsluttet, sender mannskapet på båten et lydsignal ned til sensorene. Dette løsner sensorene fra sementblokkene. De stiger da til overflaten hvor de plukkes opp av mannskapet på båten. Sementblokkene blir ikke liggende igjen på havbunnen. De er laget av en sementblanding som løser seg opp av seg selv etter at de har ligget en stund i sjøvann. Blokkene består av materiale som finnes naturlig i havet. ØKT VARMEVITEN KAN STYRKE OLJELETINGEN VARMEPRODUKSJONEN PÅ NORSK KONTINENTALSOKKEL KAN VARIERE MER ENN TIDLIGERE ANTATT. BEDRE KUNNSKAP OM VARMEN I BUNNEN AV JORDSKORPEN KAN GI MER TREFFSIKKER OLJEBORING. Illustrasjon: Trond Slagstad/Irene Lundquist Det er nye studier av varmeproduksjonen i jordskorpen under sedimentbassengene, utført av Norges geologiske undersøkelse (NGU), som avdekker til dels store variasjoner i varmestrømmen. Det betyr at temperaturen i noen av sedimentbassengene på sokkelen kan være annerledes enn man hittil har trodd. Olje- og gassforekomster finnes i Golden Zone; i temperaturer mellom 60 og 120 grader Celsius. Før man borer etter olje, er det derfor viktig å vite hvilket dyp denne gylne temperatursonen befinner seg på. VARMERE GRANITT Hittil er det antatt at grunnfjellet, eller det såkalte gneisunderlaget for sedimentbassengene, produserer noenlunde samme varme over store deler av kontinentalsokkelen. Men slik er det ikke, sier forsker Odleiv Olesen. Han leder laget for sokkelgeofysikk ved NGU og har sammen med NGU-kolleger og Statoil det siste året gransket varmestrømmen utenfor Midt-Norge. LEDER: ODLEIV OLESEN VED NGU BIDRAR TIL Å FRAM- SKAFFE NY KUNNSKAP OM VARME- PRODUKSJONEN PÅ SOKKELEN. Forskerne har i utgangspunktet beregnet varmeproduksjonen fra radioaktive grunnstoffer som kalium (K), thorium (Th) og uran (U) i basementbergartene på land. Resultatene viser at den varierer med en faktor på 10. Ettersom magnetiske og gravimetriske data samtidig viser at disse bergartene på land fortsetter under sedimentbassengene på sokkelen, må vi anta at variasjonene på sokkelen er like store som på land. Det betyr at en varmere granittkropp for eksempel kan gi høyere temperatur i bassengene, sier Olesen. NY PROGRAMVARE Grovt regnet kommer halvparten av varmen i bassengene fra mantelen under jordskorpen, nesten like mye fra jordskorpen under bassengene og bare cirka 10 prosent fra avsetningsbergartene inne i selve bassenget. Programvaren som utvikles i det nye Kontiki-prosjektet (Continental crust and heat generation in 3D), vil gi mye mer presis informasjon om nettopp varmeproduksjonen i basement og varmestrømmen inn i de overliggende bassengene. Det er et paradoks at Norge har brukt to milliarder kroner på å utvikle verktøy for bassengmodellering basert på at undergrunnen har en konstant produksjon NATURENS KJERNEKRAFTVERK: En varmeproduserende bergart ligger under deler av sedimentbassengene på sokkelen. Dermed kan «Golden Zone», hvor olje- og gassforekomster dannes, opptre på varierende dyp i bassengene og delvis også innenfor samme basseng. Dette er viktig kunnskap for oljegeologene når de velger ut prospekter for boring. av varme. Resultatet kan bli betydelige feilberegninger, sier Olesen. Nå fortsetter forskningen mot nord. Nylig fikk Olesens NGUkollega Jan Reidar Skilbrei tilsagn fra Norges forskningsråd om å se nærmere på oppbyggingen av bergartene og varmeproduksjonen i det vestlige Barentshavet. Seks millioner kroner over fire år ble lagt på bordet gjennom forskningsrådets store program Petromaks. Rådet berømmer prosjektforslaget, som også Statoil har gitt tilsagt om å støtte med 1,8 millioner kroner. Det blir spennende å se hvilken betydning dette har for dannelsen av olje og gass. Resultatet kan bli en mer presis oljeleting, sier Odleiv Olesen. Statoils kontaktperson i prosjektet, Øyvind Steen, forteller at metoden som utvikles for å finne varme eller radiogene granitter på norsk sokkel, også kan vise seg å bli nyttig i petroleumsleting utenfor Norge. NGU Norges geologiske undersøkelse Innovasjon i Norge 17

18 Hele dette bilaget er en annonse for InPress CORROCEAN ASA LITEN INVESTERING HINDRER STORE KATASTROFER TEKNOLOGI SOM FOREBYGGER KORROSJON OG EROSJON, KOSTER PROMILLER I FORHOLD TIL SELVE SKADENE, SIER ØYSTEIN L. NARVHUS I CORROCEAN. Narvhus leder det norske selskapet Corr- Ocean, en av verdens ledende på instrumentering og målesystemer for olje- og gassindustrien. To forhold er viktig for CorrOcean; sikkerheten på installasjonene og utbedringen av utstyr før det skader produksjonen. Her er sensorer essensiell for effektiv og sikker utnyttelse. Det forbauser meg stadig å se aktører som i gigantiske prosjekter sparer småpenger ved å bruke dårlige målesystemer. Når det koster mellom 100 og 200 millioner kroner å borre et hull og starte produksjonen, er man avhengig av sikker og kontinuerlig drift. Hvis utstyret ødelegges av korrosjon eller erosjon, vil det ikke bare koste store summer å erstatte det, men det kan også få mer alvorlige konsekvenser, som en stopp i produksjonen, sier Narvhus. Tidligere ble disse instrumentene ansett som hjelpefunksjoner, men nå blir de en integrert del av sikkerhetsutstyret. Er ikke dette på plass, kan du heller ikke produsere, opplyser Narvhus. Det forbauser meg stadig å se aktører som sparer småpenger ved å bruke dårlig testeutstyr, sier Øystein L. Narvhus i CorrOcean. Vi er i verdenstoppen teknologisk, men gjennom økt samarbeid kan vi bli like konkurransedyktige på pris som lavkostland. Selv har vi i CorrOcean skapt et industrikluster med en håndfull leverandører. Vi sysselsetter på den måten dobbelt så mange mennesker som vi har selv, sier han. Det forbauser meg stadig å se aktører som sparer småpenger ved å bruke dårlig testeutstyr, sier Øystein L. Narvhus i Corr- Ocean. Foto: Statoil SAMARBEID GIR LAVERE PRIS Narvhus ivrer for et større samarbeid mellom aktørene. Med 472 meter er gassplattformen Troll A den høyeste installasjon som noensinne er fl yttet av mennesker på jordens overfl ate. Troll er hittil det største gassfunnet som er gjort i Nordsjøen. Trollfeltet på 750 kvadratkilometer nordvest for Bergen inneholder 60 prosent av gassreservene på norsk kontinentalsokkel. Foto: Dag Myrestrand /Statoil 18 Innovasjon i Norge Troll A et, cortin ullam euismodolor sustincin henisisit, quat,quat lor sisi. Ex ercipit nulputpate tat la am veraesed deliquisis augiat velesequam velit nosto eros

19 Fakta, Troll A Høyde: 472 meter Plattformdekkets lengde: 172 meter Plattformdekkets bredde: 172 meter Antall skaft: 4 Totalvekt: tonn Boligkvarter: 116 senger Pris: 87,3 milliarder kroner (inkludert oljeproduksjon) Gassproduksjon 2004: 25 milliarder kubikkmeter.!med SINE 472 METER ER GASSPLATTFORMEN TROLL A den høyeste installasjon som noensinne er flyttet av mennesker på jordens overflate. På sikker grunn Forskning og rådgivning Geoteknikerens oppgave er å sørge for at installasjoner er forankret trygt på sjøbunnen. Med oppgaver innen både forskning og rådgivning over hele verden har NGI en fremtredende internasjonal posisjon innen offshore geoteknikk. Grunnundersøkelser og fundamentering NGI er ledende innen grunnundersøkelser, med sondering, prøvetaking og vurdering av prøvekvalitet. Likedan utvikler NGI sikre og optimale løsninger for prosjektering av fundamenter for offshore installasjoner. Geohazards Troll A-plattformen er den eneste på norsk sokkel som drives med elektrisk kraft fra land. Her slepes plattformen til havs i (Foto: Dag Magne Søyland) Størst plattform, størst gassmengde Troll er det største gassfunnet som er gjort i Nordsjøen hittil. Troll-feltet på 750 kvadratkilometer nordvest for Bergen inneholder 60 prosent av gassreservene på norsk kontinentalsokkel. Dagens prognoser er at produksjonen vil pågå i 60 år til meter under havbunnen Gassreservoarene befinner seg 1400 meter under havbunnen. Etter hvert som Troll-gassen produseres, synker trykket i reservoaret. Gassen trenger trykkstøtte før den sendes i rørledningene til gassbehandlingsanlegget på Kollsnes. For å opprettholde produksjonen er det installert to kompressorer på Troll A. Økt kapasitet på Kollsnes er nødvendig for å ta økte volumer fra Troll-feltet i Nordsjøen, samt rikgass fra nordsjøfeltene Kvitebjørn og Visund. Til Europa En ny kompressor gjør det også mulig for Kollsnesanlegget å fylle den oppgraderte eksportkapasiteten i rørledningene Zeepipe II A og Zeepipe II B. Når den nye kompressoren er klar til oppstart 1. oktober 2006, skal de seks eksportkompressorene kunne sende totalt 143 millioner standard kubikkmeter gass per døgn til mottaksterminalene i Europa. Etter at gassen fra Troll-feltet er ført i rør til Kollsnes for behandling, sendes den videre i rørsystemene Statpipe, Zeepipe, Europipe I og Franpipe til kunder i Europa. Rørsystemene eies av Gassled og opereres av Gassco. HVA VAR DEN TEKNOLOGISKE UTFORDRINGEN? Når brønnene er ferdig boret og klar for produksjon, åpnes ventilene og brønnene starter. For å sikre oppstart og at urenheter ikke havner i rørledninger og produksjonssystemer, brennes det første volumet av. Det er kun i korte perioder det er fyr på fl ammebommene, normalt seks-tolv timer. Også i forbindelse med testing av nye funn kan man benytte seg av fl ammebommene for å brenne av det man ikke kan ta vare på ombord. HVORDAN BLE DET LØST? For en fl yterigg er testperioden noe av det mest kritiske i en operasjon. Normalt har man nemlig ikke olje eller gass på riggen eller i riggens tanker. Testing setter derfor ekstra strenge krav til aktivitetene ombord. Under avbrenningen pumper man også store mengder vann over riggens sider og på fl ammebommene for å kjøle ned. Av miljøhensyn og ønsket om å selge mest mulig olje og gass er det et mål å begrense avbrenning mest mulig. Det er nå testemetoder som gir svar på mange av spørsmålene man har med nye funn. Dette begrenser avbrenningen i forhold til før. TEKNISKE UTFORDRINGER BRENNER I SEKS TOLV TIMER NGI har opparbeidet unik ekspertise til å vurdere risiko for geofarer (skred, jordskjelv, tsunamier etc.). Dette er en av årsakene til opprettelsen av ICG (International Centre for Geohazards) på NGI, finansiert av Norges forskningsråd. I ICG, samarbeider NGI med UiO, NTNU, NORSAR og NGU. Instrumentering og overvåking av både installasjoner og sjøbunn gir muligheten for å verifisere at alt går i henhold til beregninger og er i tillegg et viktig bidrag til videreutvikling av nye metoder og konsepter Petroleumsgeomekanikk og -geofysikk Forståelse av reservoarers oppførsel bidrar til økt utvinning og reduksjon av utforsknings- og borekostnader. NGI utvikler også nye seismiske og elektromagnetiske metoder til bruk sammen med tradisjonell seismikk. Oslo - Trondheim - Houston Innovasjon i Norge 19

20 Foto: Kjetil Alsvik, Statoil FLERFASE Heftig dans med gass, olje og vann DU SKAL BAKE OG RØRER SAMMEN MELK OG VARMT, FLYTENDE SMØR. Det hele blåses gjennom et rør med en fart på opptil ti meter i sekundet. Utenfor røret er det rundt frysepunktet. Kjøles smøret for mye ned, vil det stivne og tette til røret. Strøm av olje, gass og vann under testing. Av Bjørn Kvaal Omtrent slik er det å planlegge virvaret av gass, olje og vann som transporteres samtidig i rør på havbunnen. I oljebransjen kalles det flerfase. Boret rett ned De første feltene i Nordsjøen ble bygd ut med store oljeplattformer i betong plassert rett over forekomstene. Da nye felt etter hvert ble oppdaget i områdene rundt ble det for dyrt å bygge nye plattformer over gass- og oljeforekomster kanskje bare noen kilometer unna den første plattformen, sier Pål Hedne. Han er rådgiver i Statoil for utvikling av flerfaseteknologi. I dag beholdes «morplattformen», men det lages et nett av rør ned til installasjoner på havbunnen som produserer olje og gass og transporterer det tilbake til plattformen. En annen løsning er mindre, flytende plattformer eller produksjonsskip koblet til et nettverk av rør ned til havbunnen. Syder i rør På Kjeller utenfor Lillestrøm syder det i rør av mange ulike størrelser. Observasjonene blir benyttet for å forstå hva som skjer i rør hvor gass, olje og vann strømmer samtidig. Institutt for Energiteknikk (IFE) har sammen med Sintef i Trondheim bygd opp dataverktøyet OLGA som simulerer hva som skjer i rørene. Teknologi for et bedre samfunn Klipp ut fordi nå er denne unødvendig! SINTEF MEDIA Fotot: Yngve Bakke/ImageBank I vårt laboratorium har vi skapt et mye billigere alternativ et avansert sugerør som frakter olje og gass rett til land. Det høres kanskje enkelt ut, men blandinger av olje og gass kan bli til plugger som tetter røret og stopper pengestrømmen. Dette problemet har vi løst, og i dag utvinnes verdier som ellers ville blitt liggende i dypet. Det er vi stolte av. Les mer om flerfaseteknologi på 20 Innovasjon i Norge