– De første feltdataene fra testen på Gullfaks ble printet ut, og vi så både trykkbølger og skjærbølger, akkurat slik vi hadde trodd på forhånd, forteller Eivind Berg, dedikert og prisbelønnet geofysiker, tidligere forsker, deretter gründer, med en krystallklar visjon om at de seismiske lydsignalene kan fortelle mer om de geologiske lagene, hvis mottakerne er trygt plantet på bunnen, såkalt havbunnsseismikk.
Berg, Business Development Manager i seismikkselskapet SeaBird Technologies, tidligere SeaBed Geophysical, er uomtvistelig hovedmannen bak utviklingen av havbunnsseismikk.
Havbunnsseismikk dreier seg kort fortalt om at seismiske signaler på tradisjonelt vis blir sendt ut fra en luftkanon, mens mottakerne ganske utradisjonelt ligger på bunnen. Mottakerenheten har både geofoner og hydrofoner.
Slik er det mulig å motta både trykkbølger og skjærbølger. Trykkbølgene kan bevege seg både i fluider og faste medier, mens skjærbølgene kun kan bevege seg i faste medier. Konvensjonell marin seismikk med mottakere i en kabel som flyter i vannet kan derfor bare motta trykkbølger.
Bergs opprinnelige tanke var at undergrunnen kan gi fra seg enda flere hemmeligheter når det blir samlet inn flere typer bølgedata. Og da er det nødvendig å flytte mottakerne fra en flytende kabel og ned på bunnen.
Gjennomslag med noder
I ettertid viser det seg at den største gevinsten – så langt – er bedre data fra trykkbølgene alene. Det har, nok så overraskende for industrien, blitt oljeselskapenes hovedmotivasjon for å samle inn havbunnsseismikk.
Data som har blitt samlet inn, etter den første kommersielle surveyen for Pemex i 2003/2004, demonstrerer gang etter gang at oppløsningen blir mye bedre når geofonene og hydrofonene ligger på bunnen.
– Etter nesten ti års erfaring med denne type data kan vi nå trekke den konklusjonen at mottakere plantet ned i bunnen gir bedre kvalitet enn kabelseismikk over bunnen. Slik innsamling egner seg derfor utmerket for detaljert reservoarkarakterisering, sier Berg.
– Hovedmarkedet vårt vil derfor være 4D, eller repetert seismikk på felt i produksjon, hvor dataene– i tillegg til å beskrive reservoaret bedre – kan hjelpe operatøren med å se hvor olje og gass har blitt produsert.
Berg vil selvfølgelig inn i letefasen også. Men det vil ta tid, tror han.
– Vi mangler en god ”case” som en demonstrasjon på at vi har en teknologi som er nyttig i gitte tilfeller. På Statoils Fylla-prospekt kunne vi for eksempel med bruk av skjærbølger kombinert med trykkbølger avslørt at den såkalte flatflekken ikke representerer en vann/hydrokarbonkontakt slik det ble trodd, og en tørr brønn kunne vært unngått.
Så i mellomtiden må han nøye seg med å tilby sine tjenester på felt som kommer eller allerede er i produksjon. Markedet kan bli stort. Oppgaven er å finne og overbevise kundene.
Flere fjær i hatten
BP. Chevron. Pemex. Shell. Total. Velkjente oljeselskaper med tilstedeværelse over hele verden. Men hvor er Statoil?
De fem oljegigantene utgjør den totale kundelisten for SeaBird. Statoil glimrer med sitt fravær. Mens andre norske teknologiselskaper har fått verdifull drahjelp fra vårt eget oljeselskap når de skal erobre det internasjonale markedet, har spesialistene i havbunnsseismikk måttet klare seg uten. Hittil har de ikke fått en eneste kommersiell kontrakt. Til tross for at teknologien opprinnelig ble utviklet i Statoil. Og til tross for at det har blitt kjørt vellykkete tester i en tidlig fase på selskapets egne felt.
– Vi har bare fem kunder hittil, og jeg tør påstå at de alle sammen er svært godt fornøyd. Total holdt for eksempel i fjor et foredrag på SEG-konferansen hvor de fortalte om resultatene fra surveyen over Dalia-feltet i Angola, og de fremholdt da at nodeseismikk ga mye bedre reservoarkarakterisering enn kabelseismikk. Sagt på annen måte, Total bekreftet det vi sa for ti år siden med hensyn til hva som er mulig å oppnå med havbunnsseismikk.
På den samme konferansen ga både Shell og BP uttrykk for at nøyaktigheten i 4D med nodeteknologien er like god som med permanent nedgravde kabler. Det likte den engasjerte geofysikeren å høre.
– Chevron er også godt fornøyd. Det vet vi fordi vi nettopp gjorde en avtale om å fortsette den surveyen vi begynte på over Rosebank-feltet vest for Shetland i fjor. Her er det særdeles viktig med god seismikk fordi reservoaret ligger mellom basaltlag, forteller Berg.
Hatten til Berg har altså flere fjær. Men han mangler den ene som forteller at det norske statsoljeselskapet, i det landet hvor Sea Bird Technologies har sitt opphav, også har gitt teknologien godkjent karakter. Mangelen av denne gjør mange utlendinger, med en helt annen kultur, mistenksomme. Veien frem til å overbevise kundene har derfor blitt lengre og tyngre enn nødvendig.
– Vi har vist at det er mulig å vinne frem internasjonalt uten å kunne skilte med gode “referanse”-kontrakter i hjemmemarkedet, men vi skulle svært gjerne vært denne erfaringen foruten, er Bergs hjertesukk.
Rask utvikling
Etter sivilingeniørutdanningen fra NTH (1979) startet Eivind Berg sin karriere i leteavdelingen i Elf Aquitaine i Stavanger. Med interesse for forskning og et interessant tilbud fra SINTEF i Trondheim, takket han i 1983 ja til å forlate Stavanger.
– Det var i SINTEF spiren til havbunnsseismikk ble lagt. Jeg var med i en gruppe som jobbet med reservoarbeskrivelse ved hjelp av seismikk, og da jeg etter fem år, i 1988, flyttet over til Statoil, fortsatte jeg med reservoargeofysikk. Det som trakk var mer ressurser til forskning på en tid hvor trondhjemsmiljøet ble kraftig bygget opp ved Statoils forskningssenter.
Én av problemstillingene som den gang ble diskutert var seismikk i arktiske områder hvor isfjell flyter fritt omkring og derfor gjør konvensjonell marin seismikk svært problematisk. Store utfordringer fordrer originale ideer, og Bergs kollega Bjørnar Svenning foreslo like godt at luftkanon og kabel kunne bli slept av en ubåt nede i vannet i stedet fra et fartøy på overflaten.
På den måten ville man styrt unna isfjellene, men et nytt problem oppstod: irregulær støy skapt av signaler som ble reflektert fra de samme isfjellene. Svaret på det var – ganske enkelt – mottakere på havbunnen. ”Subsea Seismic”, SUMIC- prosjektet, var født, og en seks år lang utviklingsperiode ble innledet.
– Vi gjorde et mulighetsstudium på slutten av 80-tallet, og det endte opp med flere innsamlingstester i Trondheimsfjorden som la grunnlaget for senere vellykkede offshore-tester på Gullfaks og Troll.
Gullmedalje for nytenkning
”Gi disse guttene 20 millioner!” Mannen med ordene og ordren var U&P-sjef Stig Bergseth i Statoil. Berg hadde i 1993 ad omveier fått innvilget et én time langt møte med den mektige direktøren. Og tiden ble benyttet godt. For han forlot seansen med et løfte om at arbeidsgiveren ville finansiere en fullskala-test med havbunnsseismikk på Tommeliten-feltet etter de lovende testresultatene på Gullfaks og Troll.
Problemet på Tommeliten var en gass-sky i de tertiære sedimentene som forstyrret de seismiske signalene. Derfor var det ikke mulig å gjøre en nøyaktig kartlegging av reservoaret bare med trykkbølger. Det blir litt som å lete etter hytta inne på fjellet når tåka kommer sigende.
– Skjærbølger blir derimot ikke forstyrret av gass. De vil vandre uhindret gjennom “den geologiske” matriks frem til mottakerne på havbunnen. Vi tenkte at det måtte være mulig å se gjennom gass-skyen hvis vi klarte å registrere disse bølgene, forklarer Berg.
Mens snøen drysset ned over Trondheim rett før jul i 1993, og de fleste var travelt opptatt med juleforberedelsene, satt Berg på kontoret sammen med prosesseringsteamet og jobbet intenst med prosesseringen av dataene fra Tommeliten-testen. Lille julaften fikk han den presangen som ble bestemmende for den videre karrieren. Enda en dato som sitter spikret. [slide 18].
– 23. desember 1993 var dagen da vi fikk svaret. Vi hadde klart å se gjennom gass-skyen med skjærbølger. Vi hadde blåst bort tåka. Testen over Tommeliten var vellykket.
– Dette var det definitive gjennombruddet for havbunnsseismikk, forteller han som etter dette mottok sin andre ”Reodor Felgen-pris” i Statoils forskningsavdeling, den siste sammen med kollega Bjørnar Svenning. Noen må ha likt det han gjorde.
Inntil da hadde Statoil holdt forskningen hemmelig, men nå ble det bestemt å lette på sløret. I 1994 holdt derfor Berg, i samarbeid med to kolleger, foredrag på EAGE- og SEG-konferansene, og de vakte berettiget oppsikt. Interessen var enorm. Siden da har Berg vært kjent som opphavsmannen til havbunnsseismikk. Det gikk heller ikke mer enn fem år før han ble tildelt ”geofysikkens Nobelpris” – SEGs Virgel Kaufmanns Gold Medal Award (GEO 01/2002) – for denne bragden.
Første reelle test
Etter at SUMIC-teknologien så ble lisensiert ut av Statoil, valgte Berg og noen sentrale medarbeidere å se seg som etter muligheter utenfor Statoil. Det blir også begynnelsen til Bergs karriere som gründer.
– Det var dette jeg ville jobbe med, og i 1996 klarte vi å få CGG til å investere i et nytt konsept med enkeltstående noder og kabler i mellom dem. Selskapet Subseaco, hvor CGG satt med 51 prosent, var en realitet. Shell og Exxon fattet tidlig interesse, og teknologien ble prøvd på de to feltene Guillmot og Balder i Nordsjøen.
Behovet for ytterligere kapital ble etter hvert påtrengende. Men fordi CGG ønsket full kontroll, valgte Berg og flere av kollegaene å slutte. De ville i stedet videreutvikle teknologien med frittstående noder som ikke var forbundet med kabler. Dermed var SeaBed Geophysical en realitet allerede i 1997.
Deretter gikk det slag i slag, og for å gjøre en lang historie kort endte det i første omgang med en test på oljefeltet Volve i 2002. Den var delvis finansiert gjennom forskningsprogrammet Demo2000.
– Testen var vellykket, og selv om ikke alle prosesseringsresultatene ga full pott, ble resultatene helt avgjørende for det videre fremstøt i det internasjonale markedet.
En fremtid med skjærbølger
I ettertid, knapt ti år etter den første vellykkete testen på Volve-feltet, kan vi slå fast at Berg hadde rett da han postulerte at havbunnsseismikk ville kunne bli et nyttig verktøy i reservoargeofysikk.
Uansett. SeaBed Technologies opererer i et knalltøft marked. Konkurrentene er mange innenfor reservoargeofysikk: kabler i vannet (alle selskapene som leverer 3D seismikk, og det er mange), kabler på havbunnen (fire-fem selskaper), faste kabler nedgravd i havbunnen (fire-fem selskaper) samt to andre selskaper som også tilbyr noder.
– Vi opplever nå at flere og flere aksepterer metoden, og vi får som sagt god omtale fra mange hold. Innsigelsene går på at det er dyrt med noder, sammenlignet med kabler, men ingen bestrider at vi leverer data av høy kvalitet. Et annet fortrinn er at vi kan operere fritt i områder med infrastruktur og stor fartøyaktivitet, noe vi demonstrerte til fulle da vi samlet inn data over Cantarell-feltet utenfor Mexico.
– Ved bruk av vår teknologi i 4D vil jeg også påstå at vi – selv i et svært langt perspektiv – vil være billigere enn permanent nedgravde kabler, slik det er gjort både på Valhall og Ekofisk, sier Berg.
Men hva med fremtiden? Hva ser den visjonære teknologen for seg når det gjelder nodeteknologien? Svaret har han selvsagt klart. Dette har han tenkt på.
– Det er særlig på to områder vi må jobbe. Det ene er å effektivisere operasjonene for at prisen skal gå ned. Det andre er at skjærbølgene må tas i bruk. Vi må utnytte absolutt alle dataene som kommer tilbake fra undergrunnen.
– På Dalia-feltet utenfor Angola har Total et forskningsprosjekt hvor de undersøker hvordan skjærbølgene kan bli bedre utnyttet, og vi har allerede to anbud under utarbeidelse hvor skjærbølger er en sentral del av løsningen, legger Berg til.
Eivind Berg smiler lurt. Han har egentlig noe mer på hjertet. Det er tydelig. Det hjelper imidlertid ikke å mase. Disse fremtidsvisjonene er hans hemmelighet. Inntil videre.
– Men hvis du ser nøye gjennom presentasjonen fra foredraget jeg holdt på Vinterkonferansen i Stavanger i januar, ligger det noen fremtidstanker skjult i lysbildene derfra.
Vi gleder oss allerede til neste teknologisprang.
Se også GEO ExPro Nr 6, 2010 og GEO 01/2002.