DrillWell - Drilling and Well Centre for Improved Recovery

DrillWell sin visjon har vært å frigjøre petroleumsreserver gjennom bedre bore- og brønnteknologi. På en sikker og miljøvennlig måte har senteret bidratt til verdiskaping gjennom bedre ressursutvikling, økt effektivitet og reduserte kostnader. Boring av brønner står for ca 50% av kostnadene ved feltutvikling, og reduserte borekostnader og økt sikkerhet er de viktigste faktorene til en framtidig bærekraftig utvikling av norsk sokkel. DrillWell ønsket å gjøre en forskjell ved å basere ny teknologi på bedre forståelse av de fysiske prosessene som skjer i brønnen både under brønnkonstruksjonen og i løpet av dens levetid. Modellene er basert på eksperimenter, og blir validert gjennom sammenligning med måledata fra boreoperasjoner på norsk sokkel. Laboratorieforsøk utført i DrillWell har bidratt til å utvikle og forbedre modeller som implementeres i kommersiell software. DrillWell bidrar med dette til sikrere boring, og utvikler teknologi som potensielt reduserer borekostnadene med flere milliarder kroner hvert år. En voksende utfordring som petroleumsnæringen står ovenfor, er permanent plugging av brønner. I følge Norsk Olje og Gass skal mer enn 3000 brønner plugges og permanent forlates på norsk sokkel i årene som kommer. Det er et stort behov for forskning og ny teknologi innenfor dette området, både for å redusere kostnadene og for å sikre at det blir gjort på en trygg måte. DrillWell har undersøkt egenskaper til eksisterende og nye pluggematerialer samt muligheter for å kartlegge tilstanden til barrierer mot lekkasje i eksisterende brønner, og har de beste forutsetningene med sin nærhet til Ullrigg Testsenter ved NORCE, og til SINTEFs testanlegg i Trondheim. Bruk av teknologi fra DrillWell har allerede vært en direkte faktor til at betydelige beløp er spart under boreoperasjoner. Et eksempel er anvendelse av software fra NORCE som beregner transport av borekaks fra brønnen. Denne softwaren er tatt i bruk av industrien, og for en brønn ble bare 50% av den planlagte tiden brukt. DrillWell mottar statistisk materiale fra brønner som har blitt overvåket med den nye teknologien, og vi registrerer en betydelig reduksjon i uønskede hendelser, som ikke- planlagte sidesteg. For den modellbaserte teknologien, som nå er brukt for 180 brønner, har bare 16 tekniske sidesteg blitt rapportert. Til sammenligning rapporterer Oljedirektoratet at sidesteg var nødvendig for 30% av brønnene som ble boret i perioden 2013-2016. Dette illustrerer klart at denne teknologien bidrar til betydelig kostnadsreduksjon. En operatør rapporterer at selskapet potensielt kan spare 1.5 miliarder NOK årlig. Sommeren 2017 anvendte Equinor for første gang automatisert boring på en flyterigg, og rapporterte innsparing på 100 MNOK for to brønnseksjoner i Barentshavet. I et unikt og spesialbygget laboratorieoppsett hos SINTEF blir det studert hvordan sprekker og lekkasjebaner dannes i sementen i en brønn ved temperatur- og trykkvariasjoner som oppstår ved endring i driftstilstanden i en produserende brønn, og for første gang blir gass- og væske-strømning gjennom slike sprekker visualisert og kvantifisert ved å bruke CT (Computed Tomography). Når brønnen sementeres, er det viktig å ha god forståelse av hvordan brønn-irregulariteter påvirker fortrengningsprosessen og om irregularitetene kan påvirke kvaliteten på sementen over borehullirregulariteten. Ved SINTEFs laboratorium i Trondheim og på NORCE sitt fullskala testanlegg i Stavanger, har en gjort eksperimenter for å studere hvordan plasseringen av sementen blir påvirket av utvidet hullstørrelse og eksentrisk innerstreng i brønner med stor helning. De detaljerte fortrengningsforsøkene ved SINTEFs laboratoriefasiliteter og de fullskala sementeringsforsøkene ved Ullrigg har blitt sammenlignet med tredimensjonale numeriske simuleringer, og er også brukt til validering av Schlumbergers metodologi for sementoperasjoner. De unike eksperimentelle dataene er essensielle for å få tillit til simuleringsverktøy som er utviklet for planlegging av sementoperasjoner. Fasilitetene ved NORCE og SINTEF er tilgjengelige for industri og myndigheter for testing og verifikasjon av barrierekvalitet. Dette er avgjørende for videre utvikling av tetningsmaterialer, og for å få et bedre beslutningsgrunnlag for sikker og permanent plugging av brønner.

Et vesentlig bidrag har blitt gitt til kostnadsreduksjoner for brønnkonstruksjon som er oppnådd i perioden 2014-19, som er på 30-50%. De viktigste oppnådde virkningene av arbeidet er - Anvendelse av en transient modell for estimering av fordelingen av borekaks i en brønn og transport av borekaksen til overflaten - Anvendelse av en transient model for beregning av borestrengens dreiemoment og glidefriksjon - Anvendelse av en modell for borestrengens torsjonelle og aksielle bevegelse - Anvendelse av en modell for rekonstruksjon av borestrengens bevegelse - Måling av gass-løselighet i oljebasert borevæske, som er viktig for brønnkontroll ved boring av brønner med høyt trykk og høy temperatur - Fullskala sementeringseksperimenter, som viser potensialet for å etterlate rør i brønner som plugges og forlates - Testing av verktøy for verifisering av brønnbarrierer Resultatene har blitt brukt av de deltakende oljeselskapene og deres serviceselskap.

Drilling and well technologies are constantly challenged by operators and the society to deliver safer and more effective solutions. Fields are now often developed with fewer wells and in more technically challenging environments. The Norwegian Petroleum Directorate (NPD) and the operators are united in identifying drilling and well technology as the main target area in their focus to improve safe and efficient resource development. The NPD states that Drilling and Well technology is the most important i nstrument to avoid a rapid falloff in oil production. There is also a clear agreement concerning the need for cooperation and coordination of efforts in the industry and academia to solve this challenge. Presently the industry reports that ~ 25% is non-pr oductive time in drilling operations. In addition about the same potential remains before reaching the "technical limit operation". This means that even using existing technology a significant part of these ~ 50% represents a potential for improvement. Th is improvement will in itself produce more wells. In addition the technology innovation with well architecture, smart wells and smart well completions will improve the recovery rate significantly. NPD put an added net value of NOK 150 billion for 1% point increase in the recovery rate on the NCS. The center will develop top international competence and tools within drilling and well technology for improved recovery. The research work will range from development of methodology and modeling tools to hardwa re development in cooperation with the industry, and will further include virtual testing of software and methods, full scale testing of software, methods, operation and equipment. The CRI will also support field implementation and commercial deployment.