Tilbake til søkeresultatene

DEMO2000-Prosj.ret tekn.utv. petro.virk

Geomechanical software for multi-well injection optimisation of complex fields

Alternativ tittel: Geomekanisk programvare for optimalisering av multiple injeksjonsbrønner på komplekse felt

Tildelt: kr 10,0 mill.

Moderne metoder for å definere injeksjonshastigheter for å opprettholde korrekt reservoartrykk er basert på storskala modeller av undergrunnsgeologi. Beregningsmodeller med 10 til 100 millioner datapunkter er bygget fra seismiske data og berg-egenskaper tilgjengelige fra isolerte boreprøver. Imidlertid er nøyaktigheten til modellene svært avhengig av kvaliteten på inngangsparametrene, og modellene gir ikke brønn-spesifikke opplysninger eller kunnskaper om gjensidig avhengighet mellom brønnene. Modellene krever arbeidsintensive manuelle beregninger og utgjør en seriøs kapasitetsutfordring for numeriske simulatorer. Modellenes høye kompleksitet betyr at de krever aktivering av betydelig med tid og ressurser, og de brukes derfor kun til injeksjonsplanlegging av nye IOR-kampanjer, eller periodiske oppdateringer av eksisterende kampanjer. Geomec foreslår en helt ny tilnærming til å skaffe sanntids informasjon om hvordan reservoaret responderer på brønn-spesifiserte endringer i injeksjonsparametere. I stedet for å fokusere på høy romlig oppløsning av reservoaret for å oppnå ett enkelt bilde av reservoaret, reduserer vi den romlige oppløsningen for å oppnå et kontinuerlig oppdatert bilde (film) av reservoarets endringer. Geomecs løsning tilbyr konvertering og analyse av kontinuerlig ekstraherte data fra eksisterende brønnsensorer, f.eks. nedihullstrykk og volumstrømhastigheter i produksjonsbrønner, og overflatetrykk og volumstrømhastigheter i injeksjonsbrønner. Metoden krever ikke installasjon av nye sensorer eller maskinvare. I dette prosjektet vil vi i samarbeid med våre partnere Premier Oil, Lundin og OMV demonstrere og tilpasse programvare for optimalisering av injeksjonsparametre på tvers av flere vanninjeksjonsbrønner og produksjonsbrønner. Tre forskjellige operatører med fem forskjellige oljefelt er valgt for å få ny kunnskap om funksjonalitet på forskjellige bergarter, og for å få erfaring fra ulike operasjonsprosedyrer. Siden oppstarten har vi gjennomført en fullskala test basert på en patentsøkt metode på en enkelt injeksjonsbrønn i Barentshavet i samarbeid med OMV. Vi har vist at hele prosessen fra planlegging, konseptgjennomføring til etterarbeid har fungert som tiltenkt. Programvaren GeoTool-inject har blitt synkronisert med programvaren til oljeselskapet, korrekte protokoller har blitt utviklet og kritiske flaskehalser har blitt identifisert. Testen har vært svært vellykket og har bevist at trygg injeksjon i Barentshavet er mulig. Erfaringene fra denne testen med en brønn vil danne grunnlaget for utvikling og planlegging av kommende tester med multiple brønner. I andre halvdel av 2018 ble Premier Oils Solan felt lagt inn i GeoTool-Inject og analysert. I 2018 analyserte vi de to første brønnene på Edvard Grieg feltet. Analysene viste at dataene fra PDO-fasen var utilstekkelige til å beregne de termo-mekaniske egenskapene. Kombinert med resultater fra Wisting-feltet, så har den nye metodikken gitt overbevisende resultater sammenlignet med tidligere beste tilgjengelige teknologi. Vi har arbeidet med å utvide GeoTool-Inject for å kunne hente ut og analysere enda mer informasjon fra injeksjonsdataene. Vi har demonstrert at det er mulig å kode interaksjonene mellom flere brønner. Vi eksperimenterer med mønstergjenkjenning for å forbedre analysene av shut-in perioder når de er korte eller formasjonen har lav permeabilitet. I 2019 har vi koblet opp Vår Energy sine brønner på Goliat, Premier Oil sine brønner på Catcher og en ny brønn for Lundin på Edvard Grieg. Spirit Energy Norway har blitt med i prosjektet med brønner på Oda-feltet. Feltene som er studert i prosjektet har forskjellig grad av modenhet fra avgrensning (Wisting), passert DG3 (Fenja), pre-start up (Oda) og passert produksjonsstart (Catcher, Edvard Grieg, Goliat og Solan). All mulige brønnkonfigurasjoner har blitt testet med hensyn til metering, tilgjengelighet brønnhode, type komplettering, reservoartype, operatør / partnere av felt. Det totale antall analyserte brønner er 22, noe som gir en god database for erfaring, statistikk og design. De tre viktigste innovasjonene er: - En ny type test av brønner for avgrensningsbrønner ble implementert satte ny rekord på norsk kontinentalsokkel. - En ny og systematisk prosedyre for vanninjeksjon ble testet på mange brønner, og ga sterkt forbedret informasjon. - GeoTool-Inject kan levere resultater til en brøkdel av kostnadene til tradisjonelle fysiske logge-verktøy.

Through real-time analysis and systematic extraction of information from big data, GeoTool-Inject can: - Reduce the probability of out-of-zone and reservoir leakages from more than 25% to less than 5%. - Ensure and optimise connectivity between injection wells and production wells and thus improve the ultimate recovery rate by 5 - 10% compared with current best practices. - Reduce the time to detect reservoir leakages from months/weeks to hours. - Reduce investments and operational costs and ensure manpower efficiency.

Budsjettformål:

DEMO2000-Prosj.ret tekn.utv. petro.virk