TRONDHEIM: August 2009, utenfor kysten av USA seiler et skip lastet med 500 knallgule noder som skal utplasseres på dypt vann. Nå skal de finne olje for BP, og det gjør de bedre enn tradisjonell seismikk.

Vi snakker om dypvannssensorer for seismiske undersøkelser som gir mer detaljert data og bedre resultater enn tradisjonell 2D- eller 3D-seismikk. Trondheimsselskapet SeaBird Technologies har utviklet en autonom, seismisk sensor (Case Abyss), for oljeleting ned til 3000 meters dyp.

Seabeds 4D-teknologi gir informasjon om utviklingen av et reservoar over tid, som vil være nyttig i forbindelse med optimalisering av produksjonen og valg av dreneringsstrategi, med andre ord i forbindelse med økt utvinning.

STEM HER!

Detaljerte bilder

– Vi plasserer hundrevis av noder på havbunnen med stor presisjon. Etterpå går vi over og skyter med luftkanoner. Energien går ned som lydbølger og reflekteres og splittes i jordlagene og kommer opp igjen som skjærbølger og trykkbølger. Disse bølgemodene påvirkes ulikt av det mediet de forplanter seg i. Det er kombinasjon av den informasjonen som gir et bedre beslutningsgrunnlag enn tradisjonell overflateseismikk, sier Fredrik Næs, som har vært med på hele utviklingsprosessen.

– Vår rolle er ikke i en tidlig fase av oljeletingen, derimot når du har grunnlagsseismikk, med hull eller svakheter i dataene. På et felt i produksjon vil det kunne være problemer med vanlig seismikk, blant annet fordi man må svinge unna installasjoner. Vi har ikke den samme begrensningen og har sånn sett en fordel i modne felt. Vi er ikke i veien for feltutbygginger fordi vi tar opp nodene mellom hver feltavbilding, sier Næs.

– Samtidig har vi den fordelen, i forhold til nedgravde bunnkabler, at våre systemer alltid vil være fullt operative og kan oppdateres med ny teknologi, legger han til.

Utspring fra Statoil

Knallhard konkurranse om de beste resultatene var utgangspunktet for selskapet, som har sitt utspring i Statoils forskningsmiljø i Trondheim. Lenge var det et FoU-preget selskap. Trondheimsfjorden ble brukt som laboratorium for utprøving av teknologien.

– I 2003 fikk vi vår første jobb for Pemex i Mexicogolfen. Parallelt utviklet vi dypvannsnoder sammen med BP. Vi utviklet en prototyp og gjorde en test på Atlantisfeltet. Testen gikk bra, men vi tapte konkurransen mot Fairfield, sier Næs.

– Vi hørte aldri noe om data-kvalitet fra den jobben, men i år har vi fått kontrakt med BP på Atlantis. Jobben er nettopp avsluttet og kunden var fornøyd. Det var en veldig sterk revansj.

Downperiode

Men utviklingen fra et FoU-preget selskap til en kommersiell operatør med eget skip har ikke vært enkel. I 2004 gikk Seabed inn i en kraftig downperiode.

– 2005 var veldig tung. Vi hadde ikke penger, men fikk frie hender. Vi var ikke lenger bundet av BP. Vi begynte å tenke fra bunnen av igjen. I 2006 ble vi kjøpt opp av Seabird Exploration. Da åpnet mulighetene seg og vi kunne tenke volum, forteller Næs.

Det bød også på utfordringer. Selskapets skip lastes med over 1000 noder når det skal ut på oppdrag og operasjonen er svært kompleks. Aluminiumsrammen brukes til å håndtere og transportere nodene under vann, og gjør at nodene lett kan stables under transport. Det gule plastskallet fungerer blant annet som støtdemper. De aller fleste delene er multifunksjonelle, og deler kan skiftes, endres og moderniseres uten for store levetidskostnader. For å løse utfordringene, og samtidig redusere pris, størrelse og vekt fikk industridesign en viktig rolle.

Omfattende prosess

Etter oppkjøpet Seabird Technologies med detaljutvikling. Gjennom 2007 begynte selskapet å produsere 500 noder. I år er ytterligere 250 noder produsert. Skipet måtte designes helt fra bunnen av for å kunne håndtere systemet. Parallelt med nodeutviklingen ble også alle spesialfunksjonene for håndtering, lagring og operasjon av nodene utviklet. Skipet måtte redesignes og bygges om for å kunne håndtere hele systemet

– Utviklingen av dette systemet har vært en veldig omfattende prosess, sier Næs.