Fagstoff

Utviklingen fra «cased hole» til «open hole»

Publisert: 05.09.2016, Oppdatert: 19.07.2017
  • Innbygg
  • Enkel visning
  • Lytt til tekst
  • Skriv ut

Sentralt i emnet:

  • Fra vertikal til horisontal brønnplassering
  • Fra cased hole til open hole
  • Økt innstrømningsareal i reservoarseksjonen i brønnen
  • Økt utvinningsgrad fra 15 prosent til 46 prosent

Multilateral komplettering. Illustrasjon.  

Teknologi- og kompetanseutvikling innen boring har gjort at reservoarene kan utnyttes på en mer effektiv måte, med horisontale brønner og åpent-hull-komplettering.

Den historiske brønnbaneutviklingen

De første 10–15 årene ble alle brønnene på norsk sokkel boret vertikalt gjennom reservoaret. I reservoarsonen satte man casing som ble perforert for å få ut oljen. Det er en standard cased-hole-løsning. Hvert felt ble bygget ut med mange installasjoner og mange brønner. Forventningen til utvinningsgrad lå på ca. 15–17 prosent av reservoarets totale ressurs. Den gang, på 1970–80-tallet, var det manglende teknologi som hindret annen type boring og komplettering. Etter hvert begynte man å bore brønner som hadde litt vinkel (opp mot 60 grader) gjennom reservoaret, og det økte kontaktflaten mellom brønnen og reservoaret. Med større kontaktflate økte også utvinningsgraden.

Brønner i reservoarsonen. Illustrasjon.Brønndekning i reservoaret 

Den gjennomsnittlige utvinningsgraden for olje er 46 prosent, mens den for gass er 70 prosent.

Økt utvinning - Norsk olje & gass 

Utvinningsgraden varierer en del fra felt til felt. På Statfjord har vi for eksempel hentet ut 66 prosent av oljen allerede, mens på Njord er prognosen rundt 20 prosent.

Overgang til horisontale brønner og åpent-hull-komplettering

Åpent-hull-komplettering er en brønn der hele brønnveggen er åpen mellom reservoaret og brønnen, uten sementert casing eller liner gjennom reservoarsonen. Kompletteringen i reservoarsonen kan være uten utstyr (bar) eller med slotted liner eller screen liner som henges av i casingen over reservoarsonen. For at en slik løsning skal være aktuell, må formasjonen ha en indre styrke som gjør at brønnen ikke kollapser i løpet av produksjonstiden. I midten av 1990-årene ble de første åpent-hull-kompletteringene (open hole) tatt i bruk i Norge, og Gullfaks og Heidrun var de første feltene som ble komplettert med åpent-hull-brønner. Samtidig utviklet boreteknologien seg mot horisontale brønner.

OH = open hole (åpent hull med screen eller slotted liner)

CH = cased hole (sementert liner med perforeringer)

 

Innstrømning i åpent hull. Illustrasjon.Sammenligning av innstrømningsareal 

Et åpent hull har mye større innstrømningsareal til brønnen ettersom hele brønnveggen i reservoaret fungerer som innstrømningsoverflate. I en fôret, sementert og perforert brønn kan oljen og gassen kun strømme inn gjennom de hullene som er perforert i røret. Selv med tettest mulig perforeringsmønster i en fôret brønn, vil en åpent-hull-komplettering ha 15 til 20 ganger større innstrømningsareal.

Reservoartyper på norsk sokkel

De fleste olje- og gassfelt på norsk sektor er sandsteinsreservoar. Helt sør på sokkelen er reservoarbergarten fra den geologiske perioden kritt og kalles kalksteinsreservoar. Det er vanligvis stor forskjell på kompletteringsløsningene i sandsteinsreservoar og kalksteinreservoar. Formasjonsegenskapene og reservoarsonene er viktige utgangspunkt for valg av kompletteringsløsning.

Kalkreservoarer

Kalksteins- og dolomittreservoarer (fellesbetegnelse karbonat) utgjør den største kilden til råolje i verden, anslagsvis 60 prosent av verdensproduksjonen kommer fra karbonatreservoarer. På norsk sokkel skjer oljeproduksjon fra slike reservoar kun i den sørlige del av Nordsjøen.

En fordel med kalksteinsreservoar er at man slipper å tenke på sandkontroll. Derfor er det vanligst å komplettere reservoaret med perforert liner eller slotted liner og noen ganger åpent hull. Kalkstein har høy porøsitet, men veldig lav permeabilitet. For å danne permeabilitet i kalksteinsreservoaret må formasjonen utsettes for store krefter slik at den sprekker. Opprinnelig er Ekofiskfeltet utsatt for naturlig oppsprekking av saltdomene som presser på kalksteinen.

Det er vanlig at kalksteinsbergarter stimuleres før de settes i produksjon, og også etter en periode med produksjon, for å forbedre permeabiliteten. Stimuleringsmetoden vil nesten alltid være hydraulisk frakturering, enten med en vannbasert væske eller med syre.

Frakturering i kalkstein

Hydraulisk frakturering bedrer permeabiliteten fordi det skaper sprekker i kalksteinsformasjonen. Det utføres med pumpeoperasjoner med høye rater og høye trykk mot formasjonen. I horisontale brønner isoleres reservoarseksjonen i flere soner som fraktureres hver for seg, slik at man har bedre kontroll på hvor trykkbelastningen tilføres formasjonen. Det gjør det lettere å få til en jevn sprekkdannelse over hele brønnens lengde.

Åpent-hull-komplettering i kalksteinsreservoar

Det er ikke vanlig, men det finnes tilfeller av åpent-hull-brønner i kalksteinsreservoar. For at dette skal være mulig, må kalksteinen være svært sterk og stabil. En åpent-hull-komplettering gir ekstremt stort innstrømningsareal fra brønnen. Likevel er det vanligvis behov for syrestimulering av formasjonen etter en produksjonsperiode, fordi partikler som følger oljen i formasjonen, reduserer permeabiliteten over tid.

Åpent-hull-komplettering med bruk av svellpakninger som soneisolasjon er prøvd både på Ekofisk og Valhall med godt resultat. Mellom svellpakningene brukes rør som er hullet (slotted). Det er en komplisert løsning fordi svellpakningene har en ytre gummiflate som skal tette mot brønnveggen (fjellformasjon). Det krever at overflaten i brønnen har en jevn indre diameter.

Det er mulig å installere en innerstreng med isolasjonspakninger i reservoarseksjonen. Da kan man isolere bort de delene av brønnen som produserer vann ved hjelp av sliding sleeves mellom pakningene når det er ønskelig.

Brønner i sandsteinsreservoar

Det er vanlig å bore horisontale brønner gjennom sandsteinsreservoarene. En horisontal brønn følger reservoarets utbredelse slik at brønnens kontaktflate i reservoaret blir større. Større kontaktflate betyr større innstrømningsareal som gir høyere oljeproduksjon.

Noen brønner går gjennom bergarter som har ulik styrke (løse og faste). Det kan kreve at brønnen deles i ulike soner for å hindre sandproduksjon. I sandsteinsbergarter er riktig valg av kompletteringsløsning viktig for å håndtere sandproduksjon på en kostnadseffektiv måte.

Når brønnen går gjennom områder med forkastninger i reservoaret, kan det være et behov for å dele opp brønnen i flere soner. Det er vanlig å isolere ulike reservoarsoner fra hverandre når de har ulike trykk og ulike fluid i reservoarsonene.

Kornsortering i sedimentær bergart. Illustrasjon.Reservoarkvalitet 

Sandkontroll i åpent hull

Når brønnen er åpen mot formasjonen gjennom reservoarsonen, er det stor mulighet for at sandsteinen kan føre partikler (sandkorn) sammen med den produserte væsken. Partiklene kan skade utstyret i brønnen og på overflaten slik at det kan oppstå lekkasje til det ytre miljøet. Det finnes flere ulike sandkontrolltiltak, fra billige og enkle til dyre og kompliserte.

Valg av løsning gjøres ut fra bergartens styrke og sandanalyser av formasjonen. De vanligste løsningene er installasjon av slotted liner eller sand screen.