Første gang et oljefelt overvåkes på denne måten fra dag én

På havbunnen på Johan Sverdrup-feltet ble det i vår og sommer gravd ned verdens største fiberoptiske system for å permanent overvåke reservoaret.

I disse dager skjer det noe nytt i verdenssammenheng på feltet: For første gang skytes det seismikk på et oljefelt med et slikt system – før produksjonen har startet.

Flere tusen sensorer på havbunnen registrerer lydbølgene som lagene i reservoaret sender tilbake fra den seismiske kilden om bord på «North Barents».

Teknologien går under navnet PRM (Permanent reservoar monitoring).

Hensikten er å skaffe et best mulig bilde av det uberørte reservoaret, for å kunne hente ut mest mulig olje og gass.

– Systemet hjelper oss petroleumsteknologer med å få bedre forståelse av hvordan oljen beveger seg i reservoaret, forteller Cedric Fayemendy.

– Dataene får verdi fra dag én, sier han.

Han er geofysiker i Equinor og har ansvar for monitoreringen av reservoaret til Johan Sverdrup.

For å nå ambisiøst mål

Bakgrunnen for teknologien er Equinors svært ambisiøse mål for feltet: En utvinningsgrad på over 70 prosent – altså at så mye av oljen i reservoaret skal hentes ut.

– Det er et veldig høyt tall og PRM er et viktig verktøy for å få til dette, forklarer Fayemendy.

På norsk sokkel er utvinningsgraden i snitt 46 prosent, ifølge OD.

PRM-systemet som brukes er en av de største teknologiinvesteringene for å øke utvinningen.

Teknisk Ukeblad omtalte oljeselskapets overvåkings-planer for Johan Sverdrup under ONS i august i fjor. Siden den gang har mye skjedd. Våren og sommeren 2019 ble store deler av sensorene og de seismiske kablene til systemet installert og gravd ned i havbunnen på feltet.

– Nesten perfekt utgangspunkt

Vanligvis er slike systemer blitt installert og brukt først når feltene har nådd middagshøyden.

Equinor har tidligere installert og gravd ned seismiske kabler på havbunnen både på Snorre og Grane-feltene. Men der ble systemet installert midt i feltets levetid. Systemet har aldri før vært med fra starten på et oljefelt.

Fayemendy fremhever at de nå får et nesten perfekt utgangspunkt, såkalt baseline, for analyser av hva som skjer i reservoaret.

Dette med utgangspunktet – baseline – for analyser av seismikk er en klassisk utfordring på alle oljefelt.

– Seismikk på flere modne felt ble for eksempel skutt med enkel teknologi på 80-tallet. Det er vanskelig å referere til dette i dag, forklarer Fayemendy.

– Vi har et privilegium på Johan Sverdrup, fordi vi har den beste teknologien fra dag én, legger geofysikeren til.

Dataene blir med på å avgjøre hvor det skal bores nye brønner på feltet og hvordan injeksjonen av vann og gass i reservoaret skal styres.

– For å optimalisere disse aktivitetene, må vi ha en forståelse av flyt- og trykkbevegelser i reservoaret, sier han.

Slik virker det

Systemet fungerer ved at et seismikkfartøy på overflaten skyter seismikk. Akustiske bølger sendes ned i reservoaret og treffer de ulike lagene der. På vei tilbake fanges bølgene opp av de akustiske sensorene som er gravd ned på havbunnen.

De planlegger å kartlegge reservoaret årlig på denne måten. Endring av flyt og trykk, vil over tid endre akustisk respons fra de ulike lagene i reservoaret.

– Ett år senere, vil vi få et litt forskjellig bilde. Ved å sammenlikne bildene, vil vi se hvordan trykk og flytmetning endrer seg, forklarer Fayemendy.

Tradisjonelt ble reservoarovervåking gjort med seismikkskip som slepte sensorene bak seg. Dermed ble posisjonen til sensorene aldri helt den samme fra tokt til tokt.

Ved å grave ned sensorene på havbunnen, så sikrer man at sensorene ligger på eksakt samme plass fra år til år.

Fayemendy sammenlikner det med å fotografere et område jevnlig, for å se hvordan det utvikler seg.

– Da er det viktig at kameraet har samme posisjon hver gang, sier han.

Geofysikeren sammenlikner PRM-systemet som installeres på Sverdrup med Rolls-Royce av seismisk reservoarovervåkning.

Sensorene som ligger nedgravd på havbunnen skal ikke bare brukes under den årlige seismikkskytingen. De skal også hele tiden lytte etter støy fra undergrunnen, såkalt passiv monitorering.

Teknologi fra Trondheim

PRM-teknologien Equinor bruker på Johan Sverdrup har sine røtter i Trondheim.

– Dette er norsk teknologi, sier Vigdis Birkeland Huglen.

Hun leder PRM-prosjektet på Johan Sverdrup.

Den ble opprinnelig utviklet av Optoplan i Trondheim. De utviklet sensorteknologi som gikk under navnet Optowave.

Optoplan ble senere kjøpt av Alcatel Submarine Networks. Det var dette selskapet som i fjor fikk kontrakten med å levere PRM-utstyret til Johan Sverdrup og Johan Castberg.

– Det har vært et stort teknologiprosjekt og veldig spennende å koordinere dette, forteller hun.

Huglen forteller at systemet først er helt ferdig i 2020. Da skal systemet totalt dekke 200 kvadratkilometer og bestå av 550 kilometer fiberoptiske, seismiske kabler og 10500 akustiske sensorer.

Samme system skal også installeres på Johan Castberg-feltet i Barentshavet.

Alt i skyen

Mens tidligere PRM-systemer ofte var koblet sammen med konvensjonelle ledninger, så er hele systemet på Johan Sverdrup koblet sammen med fiberoptikk. Hensikten er å kunne overføre store datamengder på veldig kort tid.

PRM-prosjektet er også en viktig del av Equinors planer for digital teknologi på feltet. Alle data skal hele tiden sendes til en skyløsning for å kunne bruke dem så raskt som mulig.

I dag kan det ta mellom ett år og seks måneder å prosessere data fra en seismikkskyting. Fayemendy forteller at de har et mål om å få levert data to uker etter skytingen på Johan Sverdrup.

– De må ta beslutninger veldig raskt på feltet, og derfor er det viktig å få gjort prosesseringen veldig raskt, sier han.

Selve behandlingen av dataene skjer på kraftige datamaskiner som er plassert sammen med prosesseringsteamet, på Forus i Stavanger.

– Vi skal jobbe med svært store datamengder, forteller Fayemendy.

Bruker kunstig intelligens

Dataene skal også brukes til å kalibrere datamodeller av reservoaret, som brukes til å forutse hvordan vann, olje og gass beveger seg under havbunnen.

Equinor skal også bruke AI – kunstig intelligens – for å få mest mulig ut av dataene. De kan for eksempel bruke AI for bedre å forstå endringene i reservoaret.

– Det er veldig spennende, sier Fayemendy.