Vi snakker om Optoplan AS i Trondheim, som etter hvert er blitt et heleid selskap av børsnoterte Wavefield Inseis ASA. Kabelteknologien lyder navnet Optowave OBC, hvor bokstavene står for Ocean Bottom Cable.
De slenger gjerne også 4C og 4D etter betegnelsen. For de innvidde betyr C-ene at hver lyttepost inneholder fire fiberoptiske seismiske instrumenter, eller altså fire komponenter om man vil, tre ortogonale akselerometere og en hydrofon. D-ene er som vanlig måling i xyz-retning pluss tid.
Ser endringene
Tid betyr i denne sammenheng at man gjør målinger mer enn en gang. Når kabelen ligger plassert over et oljereservoar kan man dermed se, om ikke kontinuerlig, så i hvert fall med jevne mellomrom, hvordan tilstanden i reservoaret endrer seg over tid.
– Dette kan blant annet være meget nyttig for å bestemme hvor man skal bore nye brønner for å få opp mer olje. Vi kan kalle det siste trinn på stigen for produksjonsoptimalisering av et oljefelt, sier Eriksrud.
Passiv teknologi
Vi snakker altså om et system for overvåking av felter under produksjon. Det er ikke et letesystem. Kablene graves ned permanent over feltet med tilkobling via kabel til måleinstrumenter på plattformen.
Men siden Optowave er installert permanent, trenger man en båt utstyrt med en akustisk kilde, eller lydkanon om man vil, som skytes i ulike posisjoner over feltet. Lydbølgene reflekteres av reservoaret og detekteres av sensorene i kabelen. På denne måten er man i stand til å prosessere frem et bilde av reservoaret.
Eriksrud framhever også at Optowave kun inneholder passive komponenter, i motsetning til konkurrerende elektroniske systemer. Det gir mange fordeler, blant annet lengre levetid, enklere installasjon og lavere produksjonskostnader.
Utsatt pilotinstallasjon
Optoplan inngikk i fjor en kontrakt med Statoil om pilotinstallasjon av systemet på 200 stasjoner på Snorre-feltet. Dette skulle vært på plass i fjor høst, men ble forsinket. – Vi prøver igjen når tidsvinduet for seismikk i Nordsjøen åpner igjen nå i april/mai etter at de verste vinterstormene har lagt seg, sier Eriksrud.
Det var også snakk om en fullskala installasjon allerede i år. Da snakker vi om i størrelsesorden 2000 stasjoner eller mer, eller 8 – 10 000 sensorer som kan dekke så mye som 30 – 40 kvadratkilometer havbunn.
– Dette blir ikke i år. Det krever naturlig nok et omfattende produksjonsapparat for å lage så mange enheter. Dette er vi i full gang med å forberede. Vi har inngått en kontrakt med svenske Partnertech i Karlskoga som skal ta seg av mye av det mekaniske produksjonsarbeidet, sier Eriksrud.
Produserer på spec
– Vi er som sagt i gang med produksjonsforberedelsene i Karlskoga. Det betyr faktisk at vi er i gang med selve produksjonen. Det er ikke mulig å få det til på annen måte. Det nytter ikke å lage et slikt system på papiret. Dessuten er det helt nødvendig å kunne vise og dokumentere overfor våre kunder at vi faktisk er i stand til å produsere i stor skala. Det hjelper ikke med gode testresultater på 50 eller 100 stasjoner, sier Eriksrud.
Det betyr således at produksjonen er i gang før man egentlig har de store ordrene inne. Dette krever naturlig nok is i magen, tro på egne ferdigheter, og ikke minst; kapitalressurser i bakhånd. Eriksrud legger ikke skjul på at uten tilhørighet til et stort konsern ville dette ikke vært mulig. Det dreier seg om svært store investeringer pr. installasjon. Det kan fort komme opp i 40 til 50 millioner dollar alt inkludert med utstyr, nedgraving og installasjon.
– Men det betyr at vi vil være i en gunstig posisjon når anbudsinnbydelser fra flere store oljeselskaper høyst sannsynlig vil komme i løpet av året, sier Eriksrud.
Han vil ikke komme inn på navn. Men de er allerede i inngrep med Statoil. – Alle store operatører i Nordsjøen er potensielle kunder. Disse er dessuten også på de fleste andre steder i verden hvor det utvinnes olje offshore, sier Eriksrud.
