Bruke teknologi for smarter boring og drive fremtiden

Olje- og gassindustrien er en av de største sektorene i verden, verdsatt til $6.10 trillion i 2024 og projisert til å overstige $8.79 trillion innen 2034. Sektoren genererte også mer enn $4.2 trillion i estimert global inntekt i fjor.

Olje driver alt fra vår morgenpendling til fabrikkene som lager varene våre, og er ryggraden i det moderne samfunnet. Den varmer bygningene våre, genererer elektrisitet og holder industrien i gang. Utover energi fungerer olje som råmateriale for produkter vi er avhengige av daglig. Medisiner som holder oss friske, plast i alt vi berører, og kjemikalier som gjør utallige produkter mulige, har alle sin opprinnelse i olje. Olje beveger bokstavelig talt verden.

Olje er imidlertid en ikke‑fornybar fossilt brensel som har en betydelig miljøpåvirkning, inkludert utslipp av klimagasser (GHG) og klimaendringer. Den presenterer også geopolitiske utfordringer på grunn av konsentrasjonen av oljereserver i noen få land, noe som truer global energisikkerhet.

Oil Is Finite: What It Means for Production & Prices

Som en ikke‑fornybar ressurs, kan råolje ikke erstattes naturlig i den hastigheten den forbrukes. Dette er fordi den begrensede og raskt uttømmende ressursen dannes over millioner av år fra nedbrytning av organisk materiale, planter og dyr, under ekstrem varme og trykk.

Det er en hydrokarbonressurs, noe som betyr at det er en organisk forbindelse laget utelukkende av karbon‑ og hydrogenatomer. Hydrokarboner utgjør grunnlaget for olje, naturgass og kull, som er naturlig forekommende stoffer funnet i bergarter i jordens skorpe. 

Den totale mengden olje på jorden er begrenset. Og etter hvert som olje utvinnes og brukes, reduseres de tilgjengelige reservene, noe som skaper bekymring for fremtidig forsyning.

Ikke minst blir ikke all olje i et reservoar pumpet ut. Et reservoar gir vanligvis mellom noen få prosent og over 50 % av sin olje, avhengig av reservoartrykk, mengden oppløst gass, bergartsegenskaper som porøsitet og permeabilitet, samt de benyttede utvinningsmetodene.

Primærutvinning, som er den første utvinningen, gir ofte bare omtrent 20 % av oljen. Forbedrede utvinningsmetoder som vanninjeksjon eller gassinjektering kan øke totalutbyttet betydelig. Selskaper bruker datamodellering for å simulere reservoaradferd, evaluere ulike produksjonsscenarier, utvikle injeksjonsstrategier og estimere oljeutvinning over tid.

Selv om den er begrenset, blir nye reserver også stadig oppdaget og utvunnet ved hjelp av ny og forbedret teknologi som gjør det mulig å hente mer olje fra eksisterende felt.

For å utvinne råolje brukes bore‑ og pumpeteknikker som bringer den fra underjordiske reservoarer til overflaten. Først brukes verktøy for å lokalisere og vurdere reservoarer. Når et levedyktig reservoar er funnet, lager boreteknikker et brønn der oljen pumpes ut, ofte ved hjelp av strukturer som oljeborer.

Oljeplattformer borer dype hull i jorden for å lage brønner som ekstraherer petroleum. Når boring avdekker utilstrekkelige hydrokarboner til å være lønnsomme for operatøren, kalles det en tørr brønn.

Interessant nok kan en oljebrønn gå tørr selv når målinger peker på at det fortsatt finnes olje. For å avgjøre om en brønn inneholder olje, brukes flere metoder, fra store regionale undersøkelser til direkte prøvetaking på borestedet. 

Før boring starter, bruker operatører geologiske og geofysiske undersøkelser for å identifisere områder med potensial for hydrokarboner. Geologer studerer overflatestrukturer, underjordisk struktur og bergartstyper for å lokalisere potensielle olje‑ og gassreserver.

Andre teknikker inkluderer gravitasjonsundersøkelser, som måler subtile endringer i jordens gravitasjon, og magnetiske undersøkelser, som måler magnetiske anomalier. Geologer analyserer også overflatesoen og vegetasjon for å finne spor av hydrokarboner som kan ha siver opp fra dypere reservoarer.

Blant disse metodene er seismiske undersøkelser spesielt viktige. De bruker lydbølger som reiser gjennom jorden for å avdekke plasseringen av oljepåslag og gir estimater på et reservoars omtrentlige størrelse.

Likevel er det ganske vanlig at en oljebrønn går tørr rett etter at en del av den forventede oljen har blitt utvunnet. 

Why ‘Dry’ Wells Happen—and How 4D Seismic Fixes It

Å finne olje, en kritisk og begrenset ressurs, er komplekst. Dessuten legger den negative miljøpåvirkningen fra olje‑ og gassutvinning til et ekstra lag av hastverk: boring må være smartere og mer effektiv. Dette krever mer nøyaktige målinger av hvor mye olje et reservoar faktisk inneholder.

En gruppe forskere fra Penn State University utviklet mer presise beregninger av hvor mye olje en gitt brønn faktisk vil produsere. Arbeidet deres adresserer et sentralt spørsmål: hvorfor går en brønn tørr selv når seismiske skanninger indikerer at det fortsatt er olje under bakken?

“Vi testet faktisk … data fra Nordsjøen. Du vet, de begynte å bore i 2008 og basert på deres estimat … kunne de produsere olje i 20 år, 30 år. Men dessverre, etter to år, var det ingenting. Deres brønn er tørr. De ble bare forvirret. Hvor er oljen? Borte? Det store problemet er faktisk kompleksiteten i geologien i reservoaret.”

– Studieforfatter Tieyuan Zhu, en geofysiker fra Penn State

Så, Zhu, sammen med sine studenter og post‑doktor‑stipendiater, bestemte seg for å studere mer detaljer om data fra lydmålinger enn tidligere brukt.

Dette betydde at teamet trengte mer datakraft samt stor minnekapasitet for å lagre deler av problemet i datamaskinens prosessorer, og unngå tidkrevende og kostbare turer tilbake til datalagring.

Løsningen var PSCs flaggskip, den NSF‑finansierte Bridges‑2 superdatamaskinen, som muliggjør datatunge forskningsprosjekter ved å integrere ny teknologi for konvergert, skalerbar HPC, maskinlæring og dataanalyse.

Den har over tusen kraftige CPU‑er i sine hundrevis av vanlige minnenoder som gir hastighet for generell databehandling og dataanalyse. Superdatamaskinen kan også levere minne, da hver av CPU‑nodene inneholder 256 GB til 512 GB RAM, som er 8 til 16 ganger mer enn en avansert gaming‑laptop.

I tillegg har den Extreme Memory (EM)‑noder som gir 4 TB delt minne, og GPU‑noder for eksepsjonell ytelse og skalerbarhet for dyp læring og akselerert beregning.

Med denne beregningskraften brukte forskerne Bridges‑2 til å legge til en tidsdimensjon i seismiske målinger og analysere hvordan olje demper lydstyrken til lydbølger som passerer gjennom den.

Teamets første analyse fant skjulte bergartstrukturer i oljereserver som var ansvarlige for å hindre uttak av all olje innen dem. For å takle praktiske, store oljefelt, jobber forskerne nå med å skalere opp systemet sitt.

Forskerne rapporterte først¹ sine resultater i tidsskriftet Geophysics i fjor og så igjen i år med mer omfattende² resultater.

Swipe to scroll →

Hidden Subsurface Structures: The Real Reason Wells Underperform

Olje sitter ikke bare i bassenger under bakken, klar til å bli trukket ut. Den blir faktisk absorbert i porøse sedimentære bergarter og migrerer deretter mot jordens overflate. Men når olje blir fanget under mindre porøs kapperock, dannes et reservoar.

Dette er hvor lyd kommer inn. Fast berg overfører lyd med høyere hastighet enn berg som er mettet med olje. Ved å måle hvor mye olje senker lyden når den passerer gjennom bergartene, kan eksperter identifisere oljereserver.

Disse seismiske metodene lager 3D‑bilder av hvor den oljesøtte bergarten befinner seg, på samme måte som en medisinsk ultralyd viser muskler og indre organer.

Til tross for disse mulighetene produserer brønner som bores basert på slike sofistikerte bilder ofte mindre olje enn forventet. Det skyldes at 3D‑avbildningen ikke fanger hele bildet. Viktig informasjon mangler.

Forskerteamet mistenker at avbildning av de samme reservoarene på ulike tidspunkter ville gi en 4D‑animasjon som skaper et mer nøyaktig bilde. Å bruke flere aspekter av de seismiske dataene i analysen ville også gi en bedre forståelse av hva som skjer.

Tidligere ble oljereserver oppdaget basert på den lengre tiden det tok for lyd å bevege seg gjennom dem. Nå har forskerne lagt til signalets amplitude, hvordan olje demper lydstyrken, til tidsdataene.

For å utføre alle beregningene raskt og midlertidig lagre ulike komponenter av problemet i minnet, brukte teamet Bridges‑2. 

Superdatamaskinen ble brukt i to faser. Den første fasen involverte parallellisering av forskningskoden og gjorde den mer praktisk. Den andre fasen involverte implementering av koden i feltdatasettet.

“PSC garanterte meg hundre tusen datatimer, og også minnet for å lagre mine data, mine feltdatas … Det kan bare ikke oppnås med våre lokale (ressurser).”

– Zhu

All denne utvidede analysen og gjentatte målingene lønte seg. Penn State‑forskerne fant at når man kun kartla etter tid, i en enkelt måling, fanget bildene ikke strukturen innen oljereservene.

Det er fordi noen av disse strukturene, som et lag med mer solid berg innen reservet, ikke påvirker lydens hastighet nok til å bli oppdaget, men de hindrer pumping av oljen fra underlaget.

I noen tilfeller kan boring litt dypere løse dette problemet og få tilgang til resten av oljen i brønnen.

Forskerne har imidlertid anvendt tilnærmingen sin på et relativt begrenset geologisk område, omtrent 9 kvadratmil. På dette tidspunktet er arbeidet fra Penn State‑forskerne kun et bevis på konseptet. Teamet fokuserer nå på å utvide beregningene til flere noder, noe som vil tillate dem å lage nøyaktige kart for mye større områder.

Teamet har et annet alternativ for å skalere opp arbeidet, som de kan utforske, og det er å bruke Bridges‑2s ekstreme minnenoder, som har 4 000 gigabyte (GB) RAM hver.

From Depleted Wells to Energy Storage: CAES & Geothermal

Olje har vært en dominerende energikilde i over et århundre. Verden skifter imidlertid nå fra fossile brensler til fornybare energikilder som vind og sol, drevet av bekymringer om klimaendringer, luft‑ og vannforurensning, og ødeleggelse av habitater forårsaket av ikke‑fornybare ressurser.

Renewable energy sources er intermitterende av natur og krever bedre måter å lagre energi for senere bruk. Interessant nok kan uttømte olje‑ og gassbrønner tilby en løsning på dette utfordringen.
Disse brønnene er faktisk en betydelig kilde til naturlig geotermisk varme, og en studie³ av Penn State‑forskerne fra tidlig i år fant at denne varmen kan utnyttes for å øke effektiviteten til komprimert‑luft‑energilagring (CAES) med 9,5 %, noe som gjør at mer av den lagrede energien kan gjenopprettes og omdannes til elektrisitet.

“Denne forbedringen i effektivitet kan være en spillveksler for å rettferdiggjøre økonomien i prosjekter for komprimert‑luft‑energilagring. Og i tillegg kunne vi betydelig unngå de innledende kostnadene ved å bruke eksisterende olje‑ og gassbrønner som ikke lenger er i produksjon. Dette kunne være en vinn‑vinn‑situasjon.“

– Studie‑medforfatter Arash Dahi Taleghani

Ombruk av uttømte olje‑ og gassbrønner kan også bidra til å redusere de negative virkningene av foreldreløse brønner. Dette er brønner som ikke lenger vedlikeholdes av eierne fordi de ikke er økonomisk levedyktige.

Uten tilsyn kan disse brønnhodene lekke giftige stoffer som metan, som har en oppvarmingseffekt 84 ganger større enn CO₂ over en 20‑årsperiode. De slipper også ut stoffer som hydrogensulfid, arsen og benzen som siver inn i lokal luft, vann og jord, og skaper betydelige forurensningsproblemer.

Det finnes minst 29 millioner forlatte brønner internasjonalt, ifølge en estimat fra 2020 fra Reuters. 

En rapport⁴ fra tidlig i år anslår at totalt antall forlatte olje‑ og gassbrønner (AOG) er 4 499 000, med 3 557 000 brønner i USA. Videre anslår de at metanutslipp fra nesten 4,5 millioner brønner verden over utgjorde ca. 0,4 millioner tonn (Mt) i 2022, tilsvarende 10,5 Mt CO₂ over en 100‑års tidsskala.

Ikke alle foreldreløse brønner er dokumentert. Faktisk er mange ikke engang oppført i formelle registre og har ingen kjente operatører.

For å løse dette problemet brukte forskere fra Department of Energy’s Lawrence Berkeley National Laboratory moderne verktøy⁵, inkludert sensorer, laser‑avbildning, droner og AI, for å finne disse udokumenterte foreldreløse brønnene (UOWs).

“Selv om AI er en moderne og raskt utviklende teknologi, bør den ikke kun knyttes til moderne datakilder. AI kan forbedre vår forståelse av fortiden ved å trekke ut informasjon fra historiske data på en skala som var uoppnåelig for bare noen år siden. Jo mer vi ser fremover, jo mer kan du også bruke fortiden.“

I sin forskning kartla de fire fylker med tidlig oljeproduksjon og fant omtrent 1 300 potensielle UOWs. Tjue‑ni ble verifisert med satellittbilder, mens feltsurveys bekreftet ytterligere 15.

Dette AI‑drevne kartleggings‑ og verifiseringsarbeidet er en del av et større initiativ for å takle udokumenterte foreldreløse brønner. Konsortiet Advancing Technology for Assessment of Lost Oil & Gas Wells (CATALOG) er et samarbeid for å forbedre metoder for å finne brønner, oppdage og måle metan, screene brønner for deres tilstand, prioritere brønner for plugging, og lage rimelige verktøy for bred bruk.

“Det er nå et krav å kvantifisere utslipp før og etter plugging av en olje‑ og gassbrønn. Både fordi du vil sikre at pluggen er gjort riktig, og fordi du også vil kvantifisere påvirkningen av programmet på våre klimasmitte‑strategier – spesielt for metanutslipp, som kan forårsake global oppvarming raskere enn karbondioksid.“

– Forsker Sebastien Biraud, som leder CATALOG‑prosjektet ved Berkeley Lab

Investing in Smart Energy Exploration

Når det gjelder smart boring, er Baker Hughes (BKR ) kjent for å lede energi‑teknologitjenester. Selskapet bruker avanserte sensorer, sky‑databehandling, digitale tvillinger og AI for boreoptimalisering. Det tilbyr også metandetektering‑ og utslippsreduksjon‑teknologier.

Baker Hughes (BKR )

Med en markeds cap på $47.8 milliarder, handles BKR‑aksjer til $48.50, opp 18.24 % så langt i år. Selskapet leverer en EPS (TTM) på 2.93 og en P/E (TTM) på 16.58. Baker Hughes betaler en utbytteavkastning på 1.90 %.

Når det gjelder selskapets finansielle posisjon, rapporterte en omsetning på $6.9 milliarder for Q2 2025. Tilskrivbart nettoresultat var $701 millioner. GAAP‑utvannet EPS for kvartalet var $0.71, og justert utvannet EPS var $0.63.

“Vi leverte sterke resultater for andre kvartal, med totale justerte EBITDA‑marginer som økte med 170 basispoeng år‑over‑år til 17.5 % til tross for en beskjeden nedgang i omsetning. Denne ytelsen reflekterer fordelene av strukturelle kostnadsforbedringer og fortsatt utrulling av vårt forretningssystem, som driver høyere produktivitet, sterkere driftsløft og mer holdbare inntjeninger på tvers av selskapet.”

– CEO Lorenzo Simonelli

I denne perioden rapporterte selskapet en rekordhøy backlog på $3.5 milliarder for sin Industrial & Energy Technology (IET)‑sektor som leverer tjenester for kraftgenereringsapplikasjoner på tvers av energibransjen.
Det genererte også $510 millioner i kontantstrøm fra driftsaktiviteter, mens fri kontantstrøm var $239 millioner. Baker Hughes returnerte $423 millioner til sine aksjonærer i 2Q25, inkludert $196 millioner gjennom aksjetilbakekjøp.

Latest Baker Hughes (BKR) Stock News and Developments

Conclusion

Råolje forblir en av verdens viktigste energikilder, da den utgjør en betydelig del av den globale økonomien. Den er imidlertid en begrenset ressurs, noe som kan skape utfordringer for fremtiden.

Etter hvert som den lett tilgjengelige oljen tar slutt, borer selskaper dypere enn noen gang før, og kun svært avansert teknologi kan bryte dette dødpunktet. Dette krever høyytelses‑databehandling, avansert seismisk analyse, sensorer, datavitenskap og AI. Disse verktøyene endrer hvordan vi finner olje, utvinner den, og til og med omformer gamle brønner.

Så målet er ikke bare å hente mer olje fra bakken; det er også å gjøre det med mindre miljøskade. I noen tilfeller kan de samme teknologiene også hjelpe med å omforme uttømte brønner til rene energilagringsløsninger.

Klikk her for å lære om alge‑biofuel kan være neste energirevolusjon.

References

<sup>1. Xing, G., & Zhu, T. (2024). Advancing attenuation estimation through integration of the Hessian in multiparameter viscoacoustic full-waveform inversion. Geophysics, 89(5), r429. Publisert 1 september 2024. https://doi.org/10.1190/geo2023-0634.1
2. Kim, D., & Zhu, T. (2025). Why do seismic attenuation models enhance time-lapse imaging? A 2D viscoacoustic full-waveform inversion case study from the Volve field. Geophysics, 90(4), b193. Publisert 1 juli 2025. https://doi.org/10.1190/geo2024-0793.1
3. Zhang, Q., Taleghani, A. D., & Elsworth, D. (2025). Underground energy storage using abandoned oil & gas wells assisted by geothermal. Journal of Energy Storage, 60, 115317. Publisert 8 januar 2025. https://doi.org/10.1016/j.est.2025.115317
4. Lei, T., Chen, X., Ma, S., Jing, L., & Guan, D. (2025). A global inventory of methane emissions from abandoned oil and gas wells and possible mitigation pathways. National Science Review, 12(7), nwaf184. Publisert juli 2025. https://doi.org/10.1093/nsr/nwaf184
5. Ciulla, F., Santos, A., Jordan, P., Kneafsey, T., Biraud, S. C., & Varadharajan, C. (2024). A Deep Learning Based Framework to Identify Undocumented Orphaned Oil and Gas Wells from Historical Maps: A Case Study for California and Oklahoma. Environmental Science & Technology, 58(50). Publisert desember 2024. https://doi.org/10.1021/acs.est.4c04413</sup>