OD / FORCE IOR Seminar 12. november 2008: Mer å hente - hva stopper oss? Hvordan gjøre EOR til god forretning? Hvor nyttige er pilotprosjekter? Grete Block Vagle Reservoar gruppeleder Valhall, BP Norge
Hvordan gjøre EOR til god forretning? Hvor nyttige er piloter? Innhold EOR BPs erfaringer globalt Hvordan virker det? WAG BP s LoSal TM enhanced oil recovery technology* BrightWater TM ** EOR Felteksempler piloter Ula WAG tålmodighet tilpasset prosess og brønner, kommersiell nytenkning Milne Point, Alaska LoSal EOR samsvar mellom lab / molekylær teori og forsøk på oljefeltskala dobling av oljeproduksjonen Konklusjon mer enn piloter trengs før full skala EOR *"LoSal" is a trade mark of BP plc ** BrightWater" is a trade mark of Nalco
IOR / EOR BP s erfaringer globalt North Slope DWGoM North Sea Az BU Egypt Angola BP Oil Businesses BP er størst i verden på WAG og blandbar gassinjeksjon: Greater Prudhoe Bay, Alaska: STOIIP: ~22 mrd fat RF: 56% hvorav 17% er EOR 60 000-70 000 fat/dag WAG olje Ula, Norge: STOIIP: ~1 mrd fat RF: 52% hvorav 4% er WAG olje 5 000-10 000 fat/dag WAG olje BrightWater forsøk: 2% reduksjon i gjenværende olje (Alaska) BP s LoSal EOR kan gi 5-15% økning i RF (Alaska)
WAG, LoSal TM EOR og BrightWater TM EOR - hva er det og hvordan virker det? WAG injeksjon vann alternerer gass Gass injeksjon residuell olje blir bevegelig Vann dytter så oljen mot produsenten Virker best på oljetyper undermettet på gass Trykket i reservoaret må holdes høyt nok Gass kilde, prosess- og injeksjons kapasitet
WAG, LoSal TM EOR og BrightWater TM EOR - hva er det og hvordan virker det? LoSal TM EOR Injeksjonsvannet får tak i olje som sitter fast i reservoaret Bright Water TM EOR Injeksjonsvannet får bedre utbredelse HIGH SALINITY LOW SALINITY 0.1 to 1 micron 1 to 10 microns oil water mineral grains & cement Warmth Popper LoSal is a trademark of BP plc SPE 113976 Bright Water is a trademark of Nalco.
Low Salinity - mekanismen Source: SPE113480, SPE 113976 Negativ ladning / polare oljemolekyler Utveklsling av ioner og oljen slipper taket Positivt ladde ioner Negativt ladet overflate på leirmineraler Kjemiske målinger i injektor/ produsent brønn-par bekrefter mekanismen (SPE 113976)
Felteksempel Vellykket WAG pilot på Ula Startet 1998-2001, begrenset tilgang på gass 10 8 6 4 2 Oil rate (mbd) A15 15 34 måneder lang ventetid på WAG oljen! Totalt produsert WAG olje: ~15 mill fat Kjerne i WAG flømmet reservoar i 2006 45 mill NoK - fant gjenværende WAG olje og hvor gassen går i reservoaret 0 1996 1998 2000 2002 2004 2006 En vellykket pilot mekanismene virker i reservoaret! MEN: Expanded WAG forsinket pga dyr gass og høye kapitalkostnader (boring og platform) N 10 8 6 4 2 0 1996 Oil rate (mbd) 1998 2000 A18 2002 2004 2006 10 8 6 4 2 0 1996 Oil rate (mbd) A12A 1998 2000 2002 2004 2006
Neste steg for Ula: Expanded WAG tilgang på gass like viktig som piloten Ønsker å kjøpe gass fra felt i nærheten. Skape win-win muligheter! Bore to nye horisontale WAG injektorer i 2009-11 A13A WAG8 Gassprosessen ble doblet i 2008 WAG13 A14A A09A A03A Smarte brønner som fordeler gassen riktig WAG1 A01B A15 A10A WAG14 A04 A02B A18 A05B A07C WAG15 A12A WAG16 WAG Injector WAG18 Ula vil kunne produsere i over 20 år til! Med ytterligere brønner, boreslisser og mer gass er potensialet 40-80 mill fat Water injector Unit 1 Producer WAG Producer Ula top structure map A11
Felteksempel LoSal EOR pilot- Milne Point, Alaska Source:SPE113976
Felteksempel LoSal EOR pilot- Milne Point, Alaska Startet 2005; 1 injektor og 2 produsenter Detaljert prøve- og datasinnsamlingsprogram Understøttet av lab-eksperimenter og SWCTT Source:SPE113976 OOIP 9.9 mmbbl Well distance: 370-520 m
Felteksempel LoSal EOR pilot- Milne Point, Alaska Startet 2005; 1 injektor og 2 produsenter Detaljert prøve- og datasinnsamlingsprogram Understøttet av lab-eksperimenter og SWCTT Source:SPE113976 Resultater: Dobbel oljeproduksjon i 12 måneder Dramatisk endring i vannkjemi, konsistent med teorien, lab eksperimentene og modellering Ingen negativ effekt som svelling av leire Bedre hvis: mer optimal test lokasjon mer optimalt LoSal EOR vann
Konklusjon Ula og Alaska; Usikkerheten rundt verdien av store EOR investeringer kan reduseres betraktelig ved å kjøre piloter Mer enn piloter trengs: Tålmodighet og økonomisk mot: EOR oljen kommer sakte og krever store investeringer Tilgang på gass - riktig mengde - riktig pris - tilpasset prosess og brønner Avansert teknologi - må ha tilgang på menneskelige ressurser Svakheter ved piloter: Piloter tar tid Vi søker derimot rask respons = liten respons = ikke bevist. Må ha en pilot til...og enda en. Vanskelig å holde konstante parametere på et produserende felt Å produsere mest mulig olje i dag er ikke alltid forenelig med å kjøre en god EOR pilot Piloter hva har vi lært? Datainnsamlingen må være grundig - samarbeid mellom teoretikeren på land og teknikeren ute i felt er viktig Finne områder?på land der det koster mindre og det er lettere å kontrollere parametrene Støtte opp med flømmingsforsøk på kjerneprøver på labben og teoretiske analyser
Takk til Andrew Cockin - R&D Manager Exploration and Production Technology Group BP Sunbury Authors of SPE paper 113976: LoSal TM Enhanced Oil recovery: Evidence of Enhanced Oil recovery at the reservoir Scale by A. Lager, K.J. Webb, I.R. Collins, D.M. Richmond, Ula Subsurface Team; Ingrid Øxnevad, Masoud Haajizaeh, Becki VanGestel, Simon Thomas, Victoria Daae, Ole Jøran Askim BP Management: Phil Townsend Field Development Manager Norway, Jan Norheim - Head of Finance Norway, Chris E. Reddick Vice President Pushing Reservoir Limits, Exploration and Production Technology Group, BP Sunbury