Onsdag 21.10.2020 - Uke 43
logo   144 000 besøkende i 2019

Samarbeidspartnere

Lundin Energy Norway bruker mer ressurser enn oljeselskaper på norsk sokkel flest til å teste formasjoner under boring. Informasjonen koster, men har vist seg å gi stor avkastning over tid.


530x353 eorIllustrasjon: Lundin Energy Norway

Tekst: Lundin Energy Norway

Formasjonstesting, eller drill stem test (DST), er eneste metode for direkte evaluering av reservoarkonnektivitet over store avstander, og gir mye informasjon om hvordan olje og gass strømmer i reservoaret og inn i brønner. Alternativet er å gjøre modellberegninger med statiske data fra veskeprøver, brønnlogger og kjerneprøver.

Det skriver Lundin Energy Norway i en nyhetssak.

Enkelt forklart vil en kjerneprøve eller en brønnlogg kun gi informasjon fra akkurat der man borer. Ut fra den informasjonen gjør man modellberegninger for et større område, men de kan ikke bekrefte om en brønn er i kontakt med et tilstrekkelig stort reservoar volum. Med en formasjonstest får man reell strømningsinformasjon og man kan «se» opptil 3-4 kilometer ut fra brønnen.

Dynamiske data fra formasjonstester gir et langt bedre beslutningsgrunnlag både for hvorvidt et felt skal bygges ut, eller for dreneringsstrategi og brønnplassering for produserende felt.

-Det er kostbart å holde en borerigg i operasjon for å samle data, men vi har i mange tilfeller sett at det ville blitt veldig mye dyrere å la være, sier Per Øyvind Seljebotn, direktør for leting og reservoarutvikling.

- Blant annet ville neppe Edvard Grieg blitt bygget ut om vi kun baserte oss på statiske data.

En av de første avgrensningsbrønnene på Edvard Grieg, (16/1-10) er et godt eksempel. Modellen basert på brønnlogg tilsa at funnet neppe ville være kommersielt interessant med relativt dårlig reservoar i konglomeratstein. Men formasjonstesten viste derimot kontinuerlig meget godt reservoar i sandstein 1 500 meter ut fra brønnen.

-Informasjonen fra akkurat denne brønnen førte til to ekstremt viktige avgjørelser. Vi gikk videre med utbyggingsplaner for Edvard Grieg, og vi tok beslutningen om å bore en letebrønn i lisens PL501, som skulle vise seg å bli Johan Sverdrup-feltet, forteller Seljebotn.

IOR fra dag én!
Informasjonen innhentet fra formasjonstesting i letefasen gir verdifullt bidrag i arbeidet med å plassere produksjonsbrønnene optimalt. Men også underveis i feltets levetid vil datainnsamling ha stor betydning, og bidra til økt utvinning, IOR (Increased Oil Recovery).

- Motto for oss på Edvard Grieg har vært «IOR fra dag én». Vi kunne ha gjennomført brønnprogrammet og dreneringsstrategien slik den opprinnelig var, men har valgt å fortsette den omfattende datainnsamlingen for å utnytte ressursene i feltet maksimalt, sier Harald Selseng, subsurface lead, non-op i Lundin Energy.

-Vi har boret 2 pilotbrønner og 3 avgrensningsbrønner på Edvard Grieg-feltet etter at vi leverte utbyggingsplanen (PUD).

Anerkjennelse fra Oljedirektoratet
Nylig ble Lundin Energy Norway nominert av Oljedirektoratet (OD) til IOR-prisen blant annet for arbeidet på Edvard Grieg-feltet.

I sin begrunnelse påpeker OD at formasjonstesting lenge har vært lite prioritert på norsk sokkel, men at Lundin skiller seg positivt ut på dette området, og kan vise til svært gode resultater på funn og felt både i Nordsjøen og Barentshavet.

Juryen trekker også fram Lundin sin vilje til å teste kompliserte reservoarer som er nye på norsk sokkel.

Samarbeidspartnere

Nyhetsbrev

captcha 

200 ledige stillingerb

200 Tips oss

200 Fortell om din forskning

 

 Ukens PhD comics

250x166 Seminarspørsmål2


Redaktør: Denne e-postadressen er beskyttet mot programmer som samler e-postadresser. Du må aktivere javaskript for å kunne se den.å

Om: Info om Geoforskning.no

Annonsere: Informasjon og priser

Kontakt: Kontaktinformasjon Tips oss

Webløsning ©2013-15 av Web Norge. Skjerm: