Permanent nedstengning gamle oljebrønner med et eller flere væskefylte ringrom ved bruk av høyenergi energi kilde, termitt.

Prosjektet tar sikte på å gjennom omfattende utprøving i eksperimenter og simuleringer samt demonstrerer under reelle brønnforhold en nyskapende teknologi som muliggjør at man kan etablere en permanent brønnbarriere i en olje/gassbrønn uten behov for tungt utstyr som rig eller coil tubing. Løsning gjør at man gjennom en enkel operasjonell tilnærming og ved hjelp av wireline, kan plassere en brønnbarriere og på den måte isolere reservoaret. Denne vil da ha tilstrekkelig kvalitet, til en meget fordelaktig kostnad. Dette vil forenkle noe som per i dag er komplisert og tidkrevende. Ikke minst representerer dette en meget betydelig utgift for E&P selskaper og ikke minst for den norske stat som gjennom refusjonsordninger dekker 78% av kostnader relatert til å stenge ned gamle brønner i Nordsjøen. Det er estimert at kostnadene til å stenge ned de gamle brønnene i Nordsjøen vil koste godt over 500 milliarder norske kroner over de neste 20-30 årene. Teknologien har ifølge Equinor et potensiale til redusere kostnadene assosiert med permanent nedstegning av brønner med inntil 50-75%.

Gjennom den innledende fasen av prosjektet ble det identifisert både kjente og ukjente kjemiske komposisjoner som kunne gi ønsket effekt. Selv om målet for prosjektet omhandler "et eller flere væskefylte ringrom", har praktiske forsøk i hovedsak fokusert på forbedret effekt på utstyret (kjemisk/mekanisk) for å smelte ett væskefylt ringrom. Ettersom effekten ved å smelte gjennom ett væskefylt ringrom kunne måles med faktiske datapunkter, og samtidig har vært den underliggende problematikken ved å smelte flere ringrom, har dette gitt gode datapunkter og vurdere den faktisk forbedrede effekten på. Videre er CFD modellering og simuleringer brukt med hensyn på å overføre denne kunnskapen til bruk i flere væskefylte ringrom.

Interwell P&A har tidligere fått støtte av NFR (Petromaks og Demo2000) for å utvikle en ny type brønnbarriere for bruk i forbindelse med permanent nedstengning av brønner (P&A) som kan realiseres uten behov for en boreinnretning eller ved bruk av coiltubing. Demo2000 prosjektet har en ramme på 60 mill, hvorav NFR skal bidra med inntil 15 mill. Vi sikret ytterligere tilleggsfinansiering, 8,5 mill, for perioden Mai 2016 til utgangen av 2017 .(1/3 hver fra AkerBP, Statoil og Interwell) for å videreføre R&D arbeidet som ble startet under Petromaks. Vi har i anledning pilotering av teknologien inngått avtaler med aktører som Statoil, AkerBP, Shell, Centrica, ENI og ExxonMobil. Innovasjonen i denne søknaden dreier seg om endrede produkter/tjenester. Løsningen som vi har pilotert i perioden 2016-2017 er rettet inn mot brønner med single casing konfigurasjon, dvs oljebrønner uten vannfylt ringrom. På grunn av konvektive varmetap og tap av tilført energi ned i ringrom har det som forventet vist seg at den nåværende tekniske løsninger ikke er optimal for brønner med et eller flere væskefylte ringrom. Svært mange av brønnene som skal plugges har imidlertid et/flere væskefylte ringrom. Vi ønsker gjennom dette prosjektet å forbedre grunnleggende elementer for teknologien da brønnene med et/flere væskefylte ringrom utgjør et svært stor og viktig fremtidig markedssegment nasjonal og internasjonal. Interwell P&A har i perioden 2016-2017 gjennomført 4 positive pilotbrønner i Canada sammen med Centrica og ExxonMobil, og det skal gjennomføres ytterligere 4 pilotbrønner ila 6 mnd. Dette sammen med Shell, Centrica, ENI og AkerBP. Vi har fått med oss flere av verdens største oljeselskapene i piloteringen av teknologien. Vi mener dette underbygger potensiale i teknologien. Det er i dialog med nevnte aktører at det er blitt klart for oss at markedet kan utvides med ytterligere 50% dersom en lykkes med å ta frem en løsning som også omfatter brønner med et/flere væskefylte ringrom.