Improved Multiphase Flow Performance Using Autonomous Inflow Control Valve and its Potential Impact on Reservoir Recovery

Utvinningsgraden fra oljereservoarer er opp mot 50%. Da vil altså halvparten av oljen som opprinnelig var i reservoaret, fremdeles ligge igjen etter at feltet er stengt. En av utfordringene som bidrar til at oljen blir liggende igjen er produksjon av uønskede fluider, som for eksempel vann, damp og gass. Utvinningsgraden kan økes ved å øke reservoarkontakten. Å øke reservoarkontakten betyr å øke kontakten mellom oljebrønnen og reservoaret ved å borre lange horisontale brønner. Utvinningsgraden kan også økes ved implementering av ulike innstrømningskontroll-teknologier. Innstrømningskontroll-teknologier bidrar til økt oljeproduksjon og redusert produksjon av uønsket fluider ved å balansere trykktapet langs brønnen . En av disse teknologiene har blitt benyttet i stort omfang internasjonalt de siste årene er den patenterte autonome innstrømningskontrollventilen (Autonomous Inflow Control Valve, AICV). AICV kan kontrollere og stoppe produksjon av uønsket fluider, og følgelig øke oljeproduksjonen. AICV-installasjoner over hele verden har vist gode resultater i et stort spekter av reservoarer. Videreutvikling av AICV-teknologien for å gjøre den tilpasningsdyktig til et enda bredere spekter av reservoarbetingelser er hovedoppgaven i dette PhD-prosjektet . Oppgaven vil bli løst ved å gjennomføre eksperimentelle tester under realistiske reservoarbetingelser, og potensialet til AICV vil deretter bli verifisert og underbygget ved hjelp av reservoarsimuleringer. Eksperimentelle resultater vil gi informasjon om hvor mye olje, vann, damp og gass som kan produseres gjennom en AICV ved forskjellige differensialtrykk. Resultatene ventes også å kunne forklare AICVens strupeegenskaper når den utsettes for uønskede fluider. Alle eksperimenter og simuleringer viser at den forbedrede flerfasestrømningsytelsen ved bruk av AICV har et betydelig potensial for økt oljeproduksjon og utvinning. Det nye med dette arbeidet er de eksperimentelle dataene som demonstrerer den unike oppførselen til AICV i flerfasestrømning. Videre implementeres de eksperimentelle resultatene i simuleringsverktøy, og nye metoder og arbeidsflyt er utviklet for å muliggjøre modellering av avanserte brønner med AICV-er ved utfordrende reservoarforhold. Hovedbidraget til denne industrielle doktorgraden er å utvide innsikten i avansert brønnkomplettering med AICV-er ved forskjellige reservoarforhold og ulike anvendelser. Dette oppnås ved å forbedre AICV-designet og ytelsen, og ved å utvikle koblede brønnreservoarmodeller for å undersøke effekten av AICV på økt oljeproduksjon og utvinning. Resultatet av dette arbeidet kan brukes til å møte utfordringene knyttet til SAGD/CO2 EOR i oljereservoarer.

Performance curves for one and two-phases for orifice ICD and AICV were generated. This indicates that the gas reduction by using AICV is significant. Corresponding simulations were conducted in NETool, OLGA/ROCX, and CMG, and the results show that the steam reduction can be up to 64% and the oil increase can reach 15% for SAGD application. . In addition, a more uniform temperature distribution, and steam conformance are observed in the AICV cases. For CO2-EOR application, the results from the experiments show that AICV in comparison with ICD, reduces the water and CO2 volume flow rates by approximately 58% and 82%, respectively. The results obtained from the corresponding simulations for a case study show that the production of the mixture of water and CO2 is reduced by 20%. Choking back CO2 by using AICV may give a better distribution of CO2 in a larger area of the reservoir. This leads to a broader contact between CO2 and the residual oil in the reservoir, resulting in increased EOR. All the experiments and simulations demonstrate that the improved multiphase flow performance using AICV has a significant potential for increased oil production and recovery. The novelty of this work is the experimental data which demonstrate the unique behavior of AICV within multiphase flow. Furthermore, the experimental results are implemented in simulation tools, and new methods and workflows are developed in order to enable the modelling of advanced wells with AICVs under challenging reservoir conditions. The main contribution of this industrial PhD is to extend the insight in advanced well completion with AICVs at different reservoir conditions and various applications. This is achieved by improving the AICV design and performance, and by developing coupled well-reservoir models to investigate the impact of AICV on increased oil production and recovery. The outcome of this work can be utilized to address the challenges related to SAGD/CO2 EOR in oil reservoirs.

Early water and/or gas breakthrough is one of the main challenges in oil production which results into inefficient oil recovery. Existing mature wells must stop the production and shut down due to High GOR (gas oil ratio) and/or WC (Water Cut) although more oil still is remained in the reservoirs. In most fields more than 50% of oil at the Norwegian Continental Shelf will not be recovered. Inflow control technologies have been used widely during decades in order to make the wells more profitable by attaining uniform flow , delaying the unwanted fluid breakthrough and consequently maximizing the oil production and recovery. One of these inflow control technologies is patented Autonomous Inflow Control Valve (AICV) which can delay the onset of breakthrough and control or shut off completely the unwanted fluid production when the breakthrough occurs. Extensive amount of AICV development programs and several successfully performed qualification tests done at Equinor multiphase flow loop test facility have been resulted into a worldwide installations with significant well performance improvement. The current variant of AICV has been contributed in increased oil production, reduced water and/or gas production and generally making better and more profitable wells around the world. AICV technology has huge development potentials . This technology can be developed further for different type of reservoirs and applications such as light oil reservoirs, SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) applications or CO2-EOR (Enhanced Oil Recovery).