Kontinuerlig overvåkning av hydrokarbonreservoar

The "Continuous Reservoir Monitoring" project uses hydrophilic water pressure sensors to monitor the distance down to the water zone in a hydrocarbon reservoir and indicate when the water is approaching a well. The project has made significant strides in developing robust downhole sensors for challenging reservoir environments. One of the project's key achievements is the successful deployment and operation of ten laboratory sensors over an extended period. These sensors are crucial for estimating the distance to the water in hydrocarbon reservoirs, demonstrating reliable performance in controlled laboratory core experiments. Collaborative efforts with NORCE Energy have been pivotal in advancing both laboratory experimentation and simulation. NORCE's reservoir simulation capabilities have played a crucial role in modelling core sample behaviour and scaling these insights to entire oil fields. This collaboration has effectively connected experimental findings with simulation results, deepening our knowledge of water pressure dynamics in core samples. The project's partnership with Benestad Solution has resulted in the design and development of a durable, long-lasting hydrophilic pressure probe tip, now prepared for downhole deployment. This represents a substantial technical progression in the project. Additionally, our collaboration with Altus Intervention has produced effective principles for sensor installation in existing wells, thus overcoming a significant operational hurdle. The project team has successfully tackled challenges related to sensor integration in core experiments, focusing specifically on ease of installation and calibration. Innovative solutions have been implemented to enhance sensor design, functionality and real-time access to all sensor data from the experiments for the project partners. Moving forward, the Continuous Reservoir Monitoring Project will focus on refining the design of laboratory sensors for core flooding experiments. The aim is to scale up sensor utilisation in laboratory settings, accelerating the learning curve. This enhancement is expected to provide deeper insights into the potential of installing hydrophilic water pressure sensors for optimising production in hydrocarbon wells.

Resultater fra forskningen i dette prosjektet har gjort teknologien for individuell måling av vann- og hydrokarbon-trykk mer moden. Det er tatt et stort skritt på veien til å utvikle denne sensorteknologien til bruk i produserende felt slik hovedintensjonen var. Vi blir likevel nødt til å ta en liten ekstrarunde i laben i løpet av 2024: Noen av våre sponsorer ønsket at vi gjør mer arbeid i laben før vi kan fortsette mot vårt hovedmål som er kontinuerlig måling av trykkforskjellen mellom hydrokarbon og vannfase i produserende felt. Ved hjelp av probene og måleutstyret vi har utviklet i dette prosjektet ønsker noen sponsorer med Aker BP i spissen å få hjelp til å etablere en lab som kan måle trykkene i både vann og olje mens kjerneflømmingen foregår. Dette arbeidet vil starte allerede januar 2024 og fortsette ut 2025. Det er gode sjanser for at både Equinor og OMV trer inn i prosjektet. Disse målingene vil garantert få stor internasjonal oppmerksomhet og målingene er gjort mulig på grunn av dette prosjektet. Aker BP vil bli best i verden på slike avanserte kjerneflømminger og vi skal hjelpe dem med å nå det målet. På litt lengre sikt - og så fort som mulig - vil vi igjen rette fokus tilbake på kontinuerlig monitorering av produserende felt. Det er her den største verdiskapningen kan finne sted - både økonomisk og miljømessig. Strategien vil være å søke økonomisk støtte fra mulige fremtidige kunder (oljeselskapene og Forskningsrådet?) samt inngå teknisk samarbeid med ett eller flere etablerte oljeservice selskaper som kan hjelpe til med å få disse verdifulle data fra våre sensorer kontinuerlig opp til overflaten på en stabil og sikker måte for blant annet å støtte den daglige drift av produserende felt. En vakker dag når våre sensorer blir tatt i bruk av industrien vil det føre til viktige og varige endringer i utvikling og drift av olefelteene. Mindre unødvendig vannproduksjon, færre brønner og totalt sett en mer effektiv energiproduksjon. Lønnsomheten vil strukturelt forbedres og miløbelastningen vil bli redusert.

Prosjektet omhandler kvalifisering av ny målemetode for kontinuerlig overvåking av OWC i et reservoar. En mer presis predikering av OWC vil gi bedre forståelse av undergrunnen, bedre estimat for ressursene i et reservoar, og dermed optimalisere utvinningen av ressursene. Rystads rapport "Technologies to improve NCS competitiveness" fra 2019, peker på at bedre feltmodeller alene kan kutte capex på 1730mrd NOK i perioden frem til 2050 med hele 20%. Videre peker rapporten på at Smartere brønner, kan øke produksjonen med 580 mill fat o.e. i samme periode, fra nye brønner alene. Potensial for verdiskaping i form av økt produksjon og reduserte kostnader, er således vesentlig for ny teknologi som resulterer i økt forståelse av forholdene i det enkelte reservoar. Videre representer bedre utnyttelse av eksisterende brønner, og reduksjon i antall nye brønner, en vesentlig reduksjon i CO2-utslipp. Hydrotell og partnere i prosjektet vil sammen med forskningsleverandørene NORCE, Sensorutvikling, Aarbakke Innovation og Altus Intervention modne teknologien frem til det kan gjennomføres funksjonstest av både sensoroppsett og installasjonsmetode. Prosjektet har en ambisjon om å bli klar for anvendelse i operative forhold innen 2026.