SEISMIKK: En lydkanon sender trykkbølger ned mot bunnen. Refleksjonen fanges opp av sensorer i lange lyttekabler. (Bilde: PGS)
Konserndirektør Sverre Strandenes med modell av PGS' nyeste skip Ramform Sovereign. Allerede i mai satte den ny verdenrekord for høydefinisjons 3D-seismikk ved å taue 17 lyttekabler. (Bilde: Finn Halvorsen)
All seismisk virksomhet har en ting felles; det blir store mengder data som skal samles inn og prosesseres. (Bilde: PGS)

Lyden av olje

  • ons

Der lyd ikke strekker til, tar man elektromagnetiske bølger til hjelp, eller endog fiberoptikk. Norge ligger i den desiderte verdenstoppen for seismisk teknologi.

To av verdens tre største seismikkselskaper har norsk bakgrunn. En av grunnene er vår erfaring og virksomhet med oljeutvinning i Nordsjøen.

Men like viktig er lange maritime tradisjoner.

Les også: Innsamling av seismikk i gang

Fra Houston til Oslo

Petroleum Geo-Services (PGS) ble startet i 1991/1992 av Reidar Michalsen og Bjarte Bruheim, som et prosjekt under Norsk Vekst-hatten. Amerikansk kapital kom tidlig inn i selskapet. Under selskapets kraftige vekst på 90-tallet var hovedkontoret lokalisert i Houston, mens det i 2002 ble flyttet tilbake til Oslo, hvor det har vært siden.

– Denne bransjen er preget av global tilstedeværelse. Investeringene i letefartøyer og teknologi er for store til at vi bare kan operere i Nordsjøen. Våre største kontorer ligger i Oslo, London og Houston. Men vi har kontorer i ikke mindre enn 22 land verden over, sier Sverre Strandenes, konserndirektør for dataprosessering og teknologi.

PGS har i dag rundt 3500 ansatte, derav ca 250 i Oslo.

Les også: Bush-forslag kan gi norsk seismikkgevinst

Stor flåte

PGS har etter hvert innlemmet et anselig antall seismikkfartøy i sin flåte. De har syv fartøyer i den såkalte Ramform-klassen, med Ramform Sovereign som det seneste tilskuddet. Denne går for tiden i Nordsjøen.

Til høsten setter den kursen mot Brasil, hvor PGS nylig fikk en kjempekontrakt med Petrobas på ca 180–200 millioner dollar.

Ramform skipene er markedets største og mest avanserte letefartøyer. Fra sine meget brede akterspeil kan Ramform-båtene trekke inntil 22 lyttekabler etter seg, hver med typisk seks kilometers lengde. På disse kablene sitter det lyttepunkter, eller hydrofoner, med 12,5 meters avstand.

I tillegg til Ramform-båtene har PGS også seks mindre letefartøyer.

– Dessuten kjøpte vi i fjor selskapet Arrow Seismic som hadde flere båter i bestilling. Vi vil dermed øke flåten ytterligere i tiden fremover, sier Strandenes.

Les også: – Seismikkforskningen har vært stuntpreget

Store datamengder

Hydrofonene registrerer reflekterte signaler fra en eller to seismiske kilder som sender lydbølger ned i undergrunnen.

Trykkbølgene sendes ut typisk hver 25 meter båten beveger seg. Registreringen foregår kontinuerlig mellom hver salve, og hydrofonene må skille mellom lydbølger på vei ned mot bunnen og de reflekterte.

De detekterte analoge signalene gjøres om til digital form og sendes tilbake til skipet.

Uten å gå i detalj kan vi trygt fastslå at det blir store mengder data som skal registreres, anslagsvis 6 Megabyte i sekundet. Om bord foretas en første prosessering, før dataene sendes til land, normalt ved fysisk frakt av båndkassetter med helikopter eller båt.

– Prosesseringen foregår på flere av våre lokasjoner omkring i verden, også i Oslo. Vi har også utstrakt FoU-virksomhet både i Norge og på andre lokasjoner i verden. Vi merker som de fleste andre mangel på kvalifisert arbeidskraft. Som global aktør er vi imidlertid ikke prisgitt situasjonen på en geografisk lokasjon, sier Strandenes.



Store utfordringer

Det er mange teknologiske utfordringer og en rivende utvikling i seismikkbransjen. Utviklingen har gått fra 2D- til 3D-avbildning av undergrunnen.

For felt i drift innføres tid som en fjerde dimensjon ved at undersøkelsen gjentas og brukes til å overvåke produksjonen fra olje- og gassfelt for å øke utvinningsgraden ved hjelp av de seismiske dataene.

PGS har også utviklet ny teknologi der fiberoptiske kabler graves ned i grunnen slik at man dermed kan følge utviklingen på et oljefelt over tid med større nøyaktighet.

I de senere årene har mer avanserte innsamlingskonfigurasjoner blitt utviklet, både såkalte vid-azimut målinger og multi-azimut målinger. Vid-azimuth målinger innebærer at man i tillegg til et kabelfartøy også har seismiske kilde-fartøy (typisk to) som sender lydbølger i undergrunnen fra posisjoner på siden av kablene, som gjør at man kan avbilde kompliserte strukturer under salt.

Multi-azimuth betyr at man kjører båten på kryss og tvers over feltet. Alt dette genererer enda større datamengder som skal prosesseres og bidrar til ytterligere forbedret avbildning av undergrunnen.

Omfattende forskning

– Vi bruker årlig et sted mellom 300 og 350 millioner kroner til forskning og utvikling, sier Strandenes.

– Disse pengene brukes til en rekke oppgaver. Det dreier seg ikke bare om dataprosessering. Mye av innsatsen er rettet mot mest mulig effektiv drift av flåten. Man tenker kanskje ikke over det, men det er for eksempel ingen triviell oppgave å taue inntil 22 kabler etter et skip uten at de floker seg inn i hverandre.

Kompletterende teknologi

Strandenes forteller at PGS også har utviklet teknologi basert på elektromagnetiske signaler i stedet for lyd. Denne teknologien gir informasjon som seismikk ikke kan gi. En kombinasjon av de to målemetodene er derfor svært interessant.

Teknologien er foreløpig i i tidlig fase, men vi jobber videre med utviklingen og forventer at dette vil utgjøre et svært verdifullt supplement til seismiske data, sier Strandenes.

Les også: