Lett brønnintervensjon - Økonomisk vedlikehold av subseabrønner. FMC Production Services

Transkript

1 Lett brønnintervensjon - Økonomisk vedlikehold av subseabrønner FMC Production Services

2 Bakgrunn Demo 2000 Demo 2000 interim komiteen profilerte Lett Brønn Intervensjon som et av satsningsområdene under dialogen med myndighetene for å forankre Demo 2000 konseptet. Stort potensial for økt utvining. Lett Brønn Intervensjons JIP i Demo 2000 Som første prosjekt i Demo 2000 programmet, tjuvstartet LWI JIP en høsten JIP med ledet av FMC med: Maritime Well Service, Triangle, Vik-Sandvik, Maritas,DnV, Statoil og NPD(observatør)

3 Openwater Riserless Well Intervention System

4 Scope phase 1 1.Feb 2000 Functional spec. Authorities dialogue HAZOP s, FMECA,etc Complete WL well intervention solution: Market assessment Functional requirements Safety/risk HES analysis Interpretation of Rules & Regulations Project activities

5 Light Well Intervention Market Potential (7 Days per Operation) Operating Days, / Days per Operation 500 All UK are 5"*2" Trees Potential Wire-line Operations Norway,BP-Amoco(UK), Shell Expro Start Mid 2000,Years Operating Days51/8" Operating Days 7"10000psi BP (UK), Shell Expro ops days

6 Veien fram til Pilot Etter første fase av Demo JIP en, ble det vanskelig å etablere en fase 2 for pilotering: Dårlig riggmarked i 2001 FMC fortsatte på egenhånd og bygget etter hvert første LWI stack på spekulasjon for egne midler Første operasjoner fra Regalia i 2003

7 Through tubing rotary drilling (TTRD) Startet som en variant av RLWI Utvikling subsea Hang Off RAM Utvikling av Surface BOP Riser Monitoring system Etablert kombinasjon av boring og intervensjon gjennom 1 system

8 Main Contributor to Increased Recovery Statoil potential for IOR = 1,200M bbl 15 % 6 % 36 % Low Cost Drainage 5 % Low Cost Interventions Reduced WH Pressure Increased Process Cap. 8 % 30 % Res. Data Collection Integrated Operations Cost of New Drainage Points: New Satellite Well : Sidetracking through existing Subsea Wells: Drilling Rig with full BOP: TTRD from low-cost rig : ~$70M ~$20M ~$10M

9 RLWI Allianse for Nordsjøen I 2004 startet Island Offshore, Aker Solutions og FMC opp Nordsjøalliansen for LWI Sikret langtidskontrakt med Statoil(6+3år) Sikret 3 års kontrakt med BP

10 The North Sea Alliance Opererer 3 fartøyer 2 med SH and 1 med BP West of Shetland Integrerte operawsjoner Island Frontier SH Fjordtest of Wellserver Island Wellserver SH Island Constructor BP (West of Shetland)

11 Historen så langt: Antall brønnintervensjoner siden 2006: 64 Type of operations: Install plugs (for later rig work) - Install straddle inserts Perforation (and re-perforation) - Change out of DHSV and Gas lift valves Scale removal (milling) - Scale squeeze Production logging - Caliper runs Leak detection - Sand removal (limited volumes) Installation/retrieval of Xmas Trees

12 Example 1; Scope: PLT and perforation of new zone Duration: 25 days Operational efficiency; 89,7 % WOW: 0 % Downtime: 10,3 % (stack related) Result: Flow rate increased from 225 to 805 Sm 3 /d

13 Example 2; Scope: PLT and re-perforation Duration: 13 days (9,5 days ahead of schedule) Operational efficiency; 100 % WOW: 0 % Downtime: 0 % Result: Flow rate increased from 740 to 1000 Sm 3 /d

14 Example 3; Scope: Scale milling and perforations Duration: 30 days Operational efficiency; 80,3 % WOW: 0 % Downtime: 19,7 % Result: Increased oil production from 468 to 1204 Sm3/d. Scale milling tool, Aker Well Service

15 Internasjonal satsning LWI er etablert og anerkjent som lønnsom intervensjons metode på grunt vann i Nordsjøen Etter hvert som gjennomsnittlig brønnalder øker i andre regioner kommer tilsvarende LWI behov: Vest Afrika Brasil GoM Fjerne Østen Alle disse områdene vil kreve dypvannsystemer

16 LWI Vessels/Systems Demand Shallow Water Deep Water Vessel Demand Africa Asia Pacific Eastern Europe & FSU Latin America Middle East North America Norway Western Europe (ex. Norway) Vessel Demand Africa Asia Pacific Eastern Europe & FSU Latin America North America Norway Western Europe (ex. Norway) Number of LWI systems estimated to increase to 12 in 2013 primarily for deepwater Africa and Brazil. Source: Douglas Westwood

17 Well Intervention Activities Capabilities 100% About 70% of intervention activities can be performed by RLWI using Slick Line, Braided Line or Composite Cable Coiled Tubing increases capabilities, although requires additional technologies, equipment and facilities 90% 80% 70% 60% 50% 40% Slick Line Braided Line Composite Cable Coil Tubing Drilling Rig 30% (Chitwood, - OTC 8729) RLWI Wireline Production Logging Replacement of hardware Shifting sleeves Plug and perforating Plug and abandon Scale Squeeze Scale milling Sand removal (limited volumes) Coil Tubing (Needs riser ) Stimulation and circulation Tubing repair Extra long offset reach 3-1/2 Bit TTRD & Others

18 Dypvanns wireline intervensjon Samme grunnprinsipp som grunt vann Hovedutfordringer Kabel operasjon (cable conveyance) Tillatt total brønnverktøyvekt Eller, bruk av Composite Intervention cable: Første prototyp testes okt.09 Demo 2000 prosjekt

19 Cable conveyance Deployment of toolstring During intervention (RIH)

20 Composite cable (6.850m) Klar for test i Groningen

21 DEMO støttet; Pilot testing av composite cable hos Nam

22 Konklusjon LWI har vært et krevende konsept å realisere God operatør støtte, men i krevende prosjektfaser har leverandørene stått alene og investert store beløp uten kontraktsdekning Framtidige teknologiutviklingsprosjekter må raskere i kommersiell operasjon får å kunne implementeres i Nordsjøen, mens aktiviteten fortsatt er høy