PRM innebærer at seismiske sensorer installeres permanent på havbunnen, som vil gi hyppigere og bedre seismiske bilder av endringer i reservoaret. Systemet på Johan Sverdrup vil anvende fiberoptisk teknologi som vil kunne kontinuerlig observere endringer av undergrunnen. Illustrasjon: Statoil

Slik skal Statoil nå ambisjonen om 70 prosent utvinning på Johan Sverdrup

Statoil tildeler kontrakt til Alcatel Submarine Networks for økt utvinning på feltet Johan Sverdrup.

Alcatel skal stå for Permanent reservoar monitorering (PRM). Kontrakten er en sentral forutsetning for å levere på ambisjonen om en utvninningsgrad på 70 prosent, skriver Statoil i en pressemelding.

– Johan Sverdrup vil utgjøre en betydelig andel av norsk oljeproduksjon fremover og har en levetid på over 50 år. Derfor jobber vi nå systematisk med å maksimere verdiskapingen fra feltet og sikre høyest mulig utvinningsgrad. PRM er et viktig verktøy for å levere på ambisjonen om 70 prosent utvinningsgrad for Johan Sverdrup, sier Kjetel Digre, prosjektdirektør for Johan Sverdrup.

LES OGSÅ: Rekordmange tildelinger på norsk sokkel

380 kilometer med kabler

380 kilometer med fiberoptiske seismiske kabler og mer enn 6500 akustiske sensorer skal grøftes ned på havbunnen.

PRM-systemet vil dekke et område på mer enn 120 kvadratkilometer, som er et av de største områdene dekket av et fiberoptisk PRM-system.

For første gang på norsk sokkel skal PRM installeres og optimalisere produksjonen allerede fra starten av feltets levetid.

Planen er at de seismiske kablene skal installeres på havbunnen ved Johan Sverdrup feltet i løpet av 2019. 

Dette er PRM

Fiberoptisk monitorering er et verktøy for digitalisering og økt utvinning. PRM innebærer at seismiske sensorer installeres permanent på havbunnen. Dette vil gi hyppigere og bedre seismiske bilder av endringer i reservoaret. Systemet på Johan Sverdrup vil anvende fiberoptisk teknologi som vil kunne kontinuerlig observere endringer av undergrunnen.

– Denne type data har et stort potensiale i forhold til visualisering, modellering og etter hvert også prediktive analyser, sier Eli Eikje, leder for Petroleumsteknologi for Johan Sverdrup i en pressemelding.

– Dette vil kunne gi oss økt presisjon i brønnplasseringer, hjelpe oss å «styre» produksjon og injeksjon, men også til en viss grad bidra med informasjon om tilstanden på brønner og undervannsutstyr. Slikt er viktig for et felt som har en levetid på 50 år, fortsetter Eikje.

LES OGSÅ: Statoil vil øke leteaktiviteten

Høyest utvninningsgrad i verden

Med en ambisjon om 70 prosent utvinningsgrad vil Johan Sverdrup kunne bli et av offshorefeltene i verden med høyest utvinningsgrad. Tall fra Oljedirektoratet viser at gjennomsnittlig utvinningsgrad på norsk sokkel er på 46 prosent.

– Norsk sokkel er i verdenstoppen på økt utvinning. Vi bygger Johan Sverdrup basert på erfaringer fra kjemper som Statfjord, Gullfaks, Oseberg, Snorre og Troll. Og med PRM vil vi også legge mye av grunnlaget for ytterligere tiltak for økt utvinning framover som tilleggsbrønner, vann- og gass-injeksjon, men også innenfor digitalisering, sier Digre.

Statoil har tidligere tatt i bruk PRM på Snorre- og Grane-feltene.