Tilbake til søkeresultatene

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

At-the-Bit Mud Loss Control - well piloting of a new drilling tool to combat severe mud losses by converting mud to a downhole pill.

Alternativ tittel: At-the-Bit Mud Loss Control - pilotering av det nye boreverktøyet for å håndtere store slamtap ved å omgjøre boreslam til nedihulls pille.

Tildelt: kr 3,8 mill.

Prosjektnummer:

331758

Prosjektperiode:

2022 - 2023

Organisasjon:

Samarbeidsland:

Å håndtere store slamtap under boring er en stor utfordring for oljeindustrien. Dagens løsninger er tidkrevende og kostbare. Innovasjonen At-the-Bit Mud Loss Control inkluderer nedihullsteknologier for en kontrollert og umiddelbar håndtering av slike tap. Nøkkelegenskapene til det nye verktøyet involverer nedihulls lagring og utløsning av en svært svellbar granulær polymerblanding som sveller rundt 60 ganger når den utsettes for boreslam. Dagens løsning er skreddersydd for bruk sammen med vannbaserte borevæsker. Utviklingsprosjektet er i fase 4 med brønnpilotering og kvalifisering. Petroleumsindustrien anerkjenner det høye verdipotensialet knyttet til sikker og kostnadseffektiv boring og redusert logistikk. To brønnpiloter ble utført under fase 4. Den første piloten ble gjennomført hos Catoosa Test Facility i Oklahoma sommer / høst 2022. Det ble boret med alle At-the-Bit-komponentene langs en kommersiell BHA (PDC-bit, RSS og MWD). Pilotmålet var å demonstrere borbarhet og funksjonalitet ved aktivering av verktøyet for utløsning av polymeren. Brønnen ble boret som planlagt som en høyavviksbrønn ved penetrering av ulike geologiske formasjoner med høy DLS. Vi demonstrerte at verktøykomponentene tåler nedihulls belastninger, vibrasjon, temperaturer og trykk. Toolet ble aktivert som planlagt etter 10 dagers boreoperasjon, men den svellbare granulære polymerblandingen ble bare delvis utløst fra At-the-Bit-verktøyet i borehullet. Dette skyltes at den granulære polymerblandingen pakket seg (brodannelse). Basert på erfaringene fra brønnpiloten i Catoosa, ble en ny flow diverter designet og produsert for videre pilotering i Oman. Denne flow diverteren sammen med de andre At-the-Bit komponentene ble vellykket demonstrert i en funksjonell kommersiell oljebrønn i Oman i mai 2023. Paralelt ble det arbeidet med polymerblandingen for å gjøre den utløsbar.

The At-the-Bit Mud Loss Control technology has been successfully demonstrated through two well pilots in Oklahoma and Oman. The first pilot was demonstration of drilling a highly deviated well and activation of downhole tool. The second pilot demonstrated a further development of the downhole tool in a commercial well. As a result of these two pilots interest for further use of the technology has been confirmed from the JIP members. This relates to drilling in potentially lossy formations at NCS, Oman and deep water Brazil. The value potential of the technology as a service has been proven through business cases. The business impact is related to reduced NPT, less logistics costs and environmental footprint. In addition, new hydrocarbon reserves may be unlocked which are not drillable with todays technologies. Infill drilling in mature and depleted fields is one important application of this technology.

The At-the-Bit Mud Loss Control technology aims at on-demand and instant downhole solution for treatment of severe and total mud loss. The circulating drilling mud will be converted downhole to a swelling pill by use of a super absorbent polymer. A special designed superabsorbent polymer has been developed for use in water based mud (WBM) together with suitable carrier fluids. The tool prototype consists of several components inserted as a part of the drillstring. From top to bottom, the tool assembly consists of; pressure compensator, flow diverter (ball operated), dual pipe concentric polymer carriers, release sub and ball catcher. The total length of the tool is around 30 m and is located above bottom hole assembly (BHA). The polymer with carrier fluid payload is around 400 litres which will give a downhole pill of around 12 cubic meters when fully swelled. The prototype has been functionality tested both at the yard and in an experimental well at the EnergyX and Xrig facilities at Ålgård outside Stavanger during a DEMO2000 project (2020-2021). This new application is a continuation for well piloting in oil wells. A one year program is anticipated with two pilots. This will include onshore wells in USA and the Middle-East. The R&D challenges include the investigation of the drillability of the innovations with use of concentric dual casing tubulars. Also, finding appropriate well candidates to demonstrate the sealability of lossy formations needs much attention in the well planning phase. The thief zones may include both natural and induced fractures. Karstified carbonate formations may give special challenges with potential high mud losses.

Budsjettformål:

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