Back to search

DEMO2000-Prosjektrettet teknologiutv. petroleumsvirksomhet

Data capture by field test of environmentally friendly fiber-products in well fluids for reduced emissions and increased production.

Alternative title: Datafangst ved felttest av miljøvennlig fiberholdige produkter i bore/kompletterings væsker for redusert utslipp og økt produksjon.

Awarded: NOK 1.0 mill.

EMC has developed a product (AURACOAT C) for drilling fractured formations. The product is expected to work equally well in water- and oil-based drilling mud, thus contributing to more wells being drilled with water-based sludge. The product will contribute to strengthening the well wall so that longer wells can be drilled and with reduced loss of drilling fluid. The result will be increased production from oil and gas sections, improved well control, reduced emissions to the environment and reduced consumption and transport of chemicals. The product can also be used for thermal drilling and in wells where casing/plugging is to be cemented. Laboratory tests have been carried out to optimize the additive in relation to the planned well. Extended sampling and testing of the drilling fluid on the field has also been carried out. Review of field data and comparison with results from the lab are evaluated so that new test methods in the lab can be used to predict function in well. EMC has covered costs related to own personnel, production optimization and lab experiments etc. Estimated costs for Conoco Phillips are estimated LCM product costs during the test period, as well as costs for data capture and contributions to writing reports. Conoco Phillips has carried out the first field test on a well with particularly high pore pressure. The well was described as a record on Ekofisk, as the longest "slimhole" well without tool failure in the field's history. Well number two was drilled on Eldfisk, and significant strengthening of the well wall was documented and the reservoir section was drilled without any loss of drilling fluid. The project has reduced uncertainty by successfully executing the first two pilot wells. Further testing in 9 wells in 2023 has provided the necessary data under various conditions. The loss of fluid to the formation being drilled through will depend on the strength of the formation, the cracks and the porosity of the rock itself. The carbonate reservoir in the Ekofisk field is depleted due to long-term production of oil and gas. Some sites may still have virgin pressure and other areas have a high pressure regime due to liquid/gas injection near the new borehole. Communication between boreholes has also been experienced. Preventing fluid loss to the formation when drilling a new borehole can be challenging. In some cases, the fluid loss is so high that a cementation operation of the similar is necessary to stop the losses. Variations in formation strength, high and low pressure sections, require a strong filter cake to withstand the local overpressure and prevent fluid loss in the formation. All sections drilled with drilling fluid contained Auracoat C as loss-preventing material during the test period has been completed. Severe loss of fluid to the formation has been experienced. Measures to cure the loss have been to withdraw from the loss zone, reduce fluid specific gravities and pump pills of high concentration with Auracoat C. Different concentrations of AuracoatC have been used in the drilling fluid, and higher differential pressure has been experienced before serious loss problems have occurred. This is the same as in the laboratory, higher concentration of Auracoat C will allow for higher differential pressure in the wellbore before loss of drilling fluid to the formation. High concentrations of other fiber materials can reduce efficiency or shut down downhole tools. The consequence will be a longer stop in the operation. This has not been experienced with Auracoat C in the drilling fluid at the concentration used on the field.

Produktet med navnet AURACOAT® C har i prosjektperioden blitt anvendt ved boring av reservoar seksjoner på feltene Ekofisk, Eldfisk og Tommeliten, inklusiv brønnene 2/7 NB 2H, 2/7 NB 4H, 2/7 NB 3H, 2/7 DB 1 Y2H, 2/4 X 40 B, 2/4 X 30, 2/4 X 10 A, 2/4 A-2C, 1/9 AA 1 H. Observasjoner knyttet til materialhåndtering og praktiske forhold Kvaliteten på produktet har gjennomgående vært god og har gjennom produktperioden blitt noe forbedret ved at en mindre andel uønskede partikler er observert. Det har 01.01.2023 til 07.11.2023 blitt levert AURACOAT® C til overnevnte brønner. Produktene har blitt mikset inn i boreslam hos Halliburton, og har blitt levert i ferdige høykonsentrerte piller via båt. På rigg har disse pillene blitt mikset inn i boreslammet for å oppnå ønsket konsentrasjon. Gjennom prosjektperioden har forpakningen blitt noe endret. Big-bags har fått høyere produktmengde og en annen løsning for å bedre tilrettelegge for løfting, kutting og miksing. Små sekker har fått endret fyllingsgrad for å tilpasse enkel håndtering på Ekofisk X. Konklusjonen er at forpakning, miksing og transport fungerer hensiktsmessig og uten vesentlige problemer. Observasjoner boring Feltbruken av AURACOAT® C har i stor grad gjenspeilet data fra test i laboratorium. I forhold til tidligere løsning er produktkonsentrasjonen redusert, typisk med 50%, samtidig som brønner har blitt boret til ønsket dybde. Differensialtrykk har på flere brønner oversteget tidligere maksimaltrykk på 2000/2500psi. Trykkprediksjonsmodellen har så langt vært konsistent og i enkelte tilfeller har enda høyere trykk blitt registrert i brønn uten tap av brønnkontroll. Funksjonen har dermed ledet til redusert tap av borevæske til formasjonen og redusert bruk av «contingency liner/ beredskapsforingsrør». Produktet oppleves å ha god stabilitet i partikkelstørrelse og forseglingsevne som er opprettholdt over tid. For øyeblikket er ikke disse faktorene kvantifisert. Observasjoner knyttet til miljømessige forhold Grunnet produktets stabilitet og effektivitet i operasjon, har konsentrasjonen av tilsatt produkt blitt redusert med omkring 50% i forhold til tidligere benyttet produkt. Dette medfører redusert kjemikalieforbruk, redusert avfallshåndtering, samt redusert transportmengde til og fra land. I tillegg gjør redusert tap av borevæske til formasjonen at det totale kjemikalieforbruket og transportbehovet reduseres. Implikasjoner for framtidige brønner og overordnede konklusjoner Trykkprediksjonsmodellen tilsier at brønner som tidligere ikke kunne bores nå er gjennomførbare med ny produktløsning. Dette vil kunne muliggjøre bedre brønnplanlegging og lengre lateraler. Som konsekvens vil man kunne produsere forekomster av hydrokarboner som tidligere ikke var lønnsomme å produsere, og dermed øke utvinningsgraden fra eksisterende felt. Slike brønner er for øyeblikket på planleggingsstadiet. Fra et sikkerhetsperspektiv vil den økte forseglingsevnen medføre redusert risiko for tap av brønnkontroll.

EMC har utviklet et produkt (AURACOAT C) for boring av frakturerte formasjoner. Produktet er ventet å virke like godt i vann- og oljebasert boreslam, og dermed bidra til at flere brønner kan bores med vannbasert slam. Produktet vil bidra til styrking av brønnveggen slik at lengre brønner kan bores og med redusert tap av borevæske. Resultatet vil være økt produksjon fra olje og gass seksjoner, forbedret brønnkontroll, redusert utslipp til miljøet og redusert forbruk og transport av kjemikalier. Produktet kan også brukes ved termisk boring og i brønn der det skal sementeres foringsrør/plugging. Laboratorietester gjørs for å optimalisere tilsetning i forhold til planlagt brønn. Utvidet prøvetaking og testing av borevæsken på feltet vil også bli gjennomført. Gjennomgang av feltdata og sammenligning med resultater fra lab vil bli gjort slik at nye testmetoder i lab kan benyttes for å predikere funksjon i brønn. EMC dekker kostnader knyttet til eget personell, produksjonsoptimalisering og lab eksperimenter etc. Estimerte kostnader for Conoco Phillips er estimerte LCM produktkostnader i løpet av testperioden, samt kostnader til datafangst og bidrag til skriving av rapporter. Conoco Phillips og EMC har gjennomført første felt test på brønn med særdeles høyt poretrykk. Brønnen ble omtalt som en rekord på Ekofisk, som lengste "slimhole" brønn uten "tool failure" i feltets historie. Brønn nummer to be boret på Eldfisk, og det ble dokumentert vesentlig styrking av brønnveggen og resevoarseksjonen ble boret uten noe tap av borevæske. Prosjektet har redusert usikkerheten ved å ha gjennomført de to første pilotbrønnene med suksess. Videre testing i brønner i 2023 er nødvendig for å lage et tilstrekkelig datagrunnlag under ulike forhold. Testing i vannbasert slam er høyt ønsket/prioritert. UiS bidrar med publisering og veiledning av nærings PhD kandidat hos EMC, samt MSc/BSc studenter som skriver oppgave knyttet til prosjektet.

Funding scheme:

DEMO2000-Prosjektrettet teknologiutv. petroleumsvirksomhet