EMGS er hot om dagen i en sektor som er enda hottere – vi har tatt oss friheten til å møte EMGS sjef Bjørn Petter Lindhom for å la han forklare oss litt om teknologien og hvorfor EM teknologi er så anvendbar mot ny industri.
Kan du fortelle litt om din bakgrunn og historikk og hvordan du havnet i EMGS?
Min første jobb i EMGS var som feltgeofysiker på vårt innsamlingsskip for 20 år siden. Etter det har jeg hatt en rekke forskjellige roller i EMGS, men hovedsaklig innen salg og markedsføring, og hovedsaklig med fokus på Nord og Sør Amerika. Jeg tok over som daglig leder høsten 2018.
Kan du forklare på godt norsk til våre lesere hva som er forskjellen på CSEM og tradisjonell 3d-4d seismikk?
I seismikk benytter man lydbølger til å avbilde undergrunnen, mens vi i EM benytter elektromagnetisk stråling til å avbilde den samme undergrunnen. Seismikk gir et godt bilde av det strukturelle, hvor man har potensielle hydrokarbonfeller, og hvor man har mulige reservoar bergater med tilstrekkelig porositet og permeabilitet. Til dette er seismikk uovertruffen, men seismikk sliter ofte med å se forskjell på reservoar som har høy hydrokarbonmettning, og derfor kan være av kommersiell interesse, og reservoar som har lav hydrokarbonmettning og derfor ikke er av kommersiell interesse. EM kan i mange tilffeller skille disse fra hverandre, samt også si noe om mengden av hydrokarboner.
Når man leter i umodne områder, som f.eks i Vest-Afrika eller Sør-Amerika treffer oljeselskapene kanskje bare på 1-2 av 10 boreforsøk, og brønnkostandene kan fort komme opp i $50 million eller mer. Ved å samle inn EM kan suksessraten i mange tilfeller fordobles eller mer. Man kan luke ut de opplagte tørre brønnene, og dermed bore færre brønner med større sjanse for å finne noe.
Man sier at EM kan polarisere prospektportoføljen, skille klinten fra hveten om du vil.
Er markedet for CSEM større i dag enn for 5 år siden (tenker på nye muligheter innen co2 monitorering, mineraler, thermal etc..)?
I 2018 hadde vi ca de samme inntektene som vi hadde i både 2021 og 2022, mellom 30 og 35 millioner dollar. I 2019, som var et av våre beste år i senere tid nådde vi ca 90 millioner dollar, mens i toppåret 2014 endte vi på ca 200 millioner dollar. Så EM markedet svinger raskt, og det har vært hovedutfordringen til EMGS siden starten. Markedet vokser gradvis, men kan falle plutselig. Dette gjør det veldig vanskelig å tilpasse kapasitet i form av antall skip og antall ansatte. Vi la om vår operasjonsmodell etter Covid slik at vi lettere kan tilpasse kapasiteten etter markedet.
Vi ser økt interesse for å bruke EM også uten for den tradisjonelle anvendelsen som jo har vært tidlig leting. Vi har i de senere årene gjort flere feltavgrensningsjobber, den siste for Woodside og BP på Trinidad, og våre data brukes i økende grad innenfor reservoarkarakterisering. Produksjonsmonitorering av hydrokarboner, eller monitorering av injeksjon av CO2 vil være den naturlige forlengelsen av dette.
VI ser også muligheter for EM innafor leting etter havbunnsmineraler, og anvendelser innenfor geoteknikk f.eks ifm installasjon av havvind.
Så man kan si at markedet i dag er mer diversifisert enn før, men det er fortsatt mye rom å vokse i innenfor tradisjonelle olje og gass leting. Dette er fortsatt vårt hovedfokus.
Hva tenker EMGS om muligheter innen OBN seismikk markedet, ser de for seg muligheten til å legge ut seismikknoder samtidig som de legger ut EM-noder? kombinerte ILX surveys?
Vi følger seismikk markedet, og spesielt OBN seismikk nøye, men har ingen planer om å gå inn i markedet som en operatør. OBN brukes hovesdaklig innenfor 3 segmenter, ILX, monitorering og å oppgradere tradisjonell tauetseismikk i komplekse områder med mye salt, som f.eks i Gulf of Mexico. Ingen av disse områdene har tradisjonelt sett vært områder hvor EM har vært brukt mye.
Vi forventer at anvendelsen av OBN vil øke, også i leting, og da kan det melde seg muligheter for kombinasjonsinnsamlinger.
Hvordan ser tenders ut nå, hvordan vurderer du aktivitetsnivået fremover for dere?
Vi er det eneste selskapet med innsamlingskapasitet innenfor EM markedet. I tillegg er EM dessverre fortsatt ikke en del av oljeselskapenes standard måte å opererer på. Det er derfor veldig få av våre jobber som ender på tender. Vi vinner stort sett alle våre jobber ved direkte forhandlinger. Det betyr også at vi må være veldig mye mer proaktive enn kanskje er vanlig i et market dominert av tender aktivitet. Vi må drive oppsøkende salg, forstå kundens utfordringer i detalj og skreddersy våre løsninger til de.
Hvor langt har de kommet i prosessen med multiklient prosjektet i Namibia-området?
Vi ser fortsatt på Namibia, og andre områder i det sørlige Atlanterhav, men ingenting konkret nå.
Det har blitt gjort noen funn i det siste på norsk sokkel, blant annet i Barentshavet. Merker de økt interesse for csem data i dette området?
Vår teknologi har vist seg spesielt effektiv i Barentshavet, nettop fordi hydrokarbon mettning er den store risikoen i Barentshavet, og der er derfor vi har fokusert mye av vår multi-client satsning i Barentshavet historisk. Vi er optimistiske på Barentshavets vegne, og mener det er store forekomster av gass som det gjenstår å finne. Betydningen av gass vil øke i fremtiden ettersom EU må vende seg til Norge og andre for å erstatte russisk gass. Vi håper på en renessanse for leting i Barentshavet.
EU-kommisjonen vil pålegge oljeselskaper å lagre CO₂
Hva kan dette bety for dere og CSEM teknologien?
Seismikk responderer kraftig ved selv lav gass mettning og dette kan utnyttes til å oppdage lekkasjer i strukturer hvor CO2 injiseres. Seismikk sliter med å estimere volumet av gas i reservoaret, siden 10% mettning ser likt ut som 90% mettning. EM kan spille en rolle her siden EM er veldig sensitiv til mettning. Vi ser at dette kan bli et interessant tilleggsmarked på sikt, men det vil ikke komme til å måle seg med potensialet innefor olje og gass med det første.
Dere leverte et sterkt resultat i Q4 – hvordan opplever du markedet neste året kontra H2-22?
Det generellle markedet for geofysikk (Seismikk og EM) er i sterk bedring. EM er en veldig liten del av dette markedet og har sin egen dynamikk, og det er i tillegg veldig sporadisk. Når vi la om vår forretningsmodell var det for å kunne tilpasse kapsiteten og kostnadene til etterspørselsvariasjoner ila året.
I de senere årene har vi har veldig lav etterspørsel i første halvår, etterfulgt av stor etterspørsel i andre halvår. Det er ingen god grunn til at det skal være slik, men det har endt opp slik de siste årene. 2023 ser ikke ut til å bli veldig anderledes.
TGS snakket i fjor varmt om CESM teknologien – er TGS og et joint venture for å benytte teknologien aktuelt?
Vi samarbeider godt med TGS, og har hatt felles multi-client prosjekt i Barentshavet, Grønland, Gulf of Mexico og Brasil. Hvis det åpner seg muligheter for samarbeid innenfor CCS med TGS eller andre, vil vi være åpne for det.
Hvordan opplever dere kundeforholdet til Petronas nå og hvordan vurderer dere markedet i GOM?
Vi har alltid hatt et godt forhold til mange nasjonale oljeselskap, og Petronas er definitivt et av de. Vi gjorde en stor kontrakt for de i Malaysia i 2019, vi jobbet for de i Suriname i 2018 og i Mexico i 2021.
Gulf of Mexico, og spesielt den Mexikanske delen har alltid vært et godt marked for EMGS. Vi har beholdt vår lokale tilstedeværelse i både Mexico og Brazil, og er optimistiske med tanke på fremtidig potensial
