Økt utvinning på norsk sokkel

Økt utvinning på norsk sokkel Hvordan maksimere verdiskapingen på norsk sokkel? Arne Skauge Forskningsdirektør/professor CIPR Centre for Integrated Petroleum Research Uni Research and Universitetet i Bergen

Oseberg TOGI Erfaring med økt utvinning Troll - tynne oljesoner WAG (Gullfaks, Statfjord, Snorre, ) MIOR (Norne) SKUM (Oseberg, Brage, Veslefrikk, Snorre,..) Surfaktant/polymer (Gullfaks, Oseberg, Heidrun,..) Salinitet endring (Snorre, Heidrun,..)

Vision Develop new exploration and increased recovery technology to make NCS a leading technology driven petroleum province in 2020. Goal Develop new technology to add 7.7 billion bbl o.e.

Contributions to closing the production gap Oil Production Rate A B Incremental Oil Recovery Time Reservoir description Best reservoir model Reservoir communication Simulation methods Better predictions Enhanced oil recovery methods Move trapped oil Sweep improvement Surfactant Polymer Alkaline Foam Surfactant Polymer Water Oil Monitoring Find best drilling targets

Hvordan maksimere utvinning på norsk sokkel? Utfordringer Identifisere udrenerte områder Brønnavstand Brønnplassering Bedre sveip og mikroskopisk fortrengning Logistikk

Hvordan maksimere utvinning på norsk sokkel? Utfordringer Identifisere udrenerte områder 4D seismikk, EM(?), tracere Brønnavstand billige (raske) brønner (infill drilling) Brønnplassering sidestegsbore injeksjonsbrønner inn i oljesonen Bedre sveip og mikroskopisk fortrengning Polymerer - blandbar gass og vann Logistikk enkle prosesser som kan gjennomføres og mindre kjemikaliemengder

OG21 analyse

OG21 analyse

Status Hvorfor er estimatene for EOR prosesser lave på norsk sokkel? - Brønnavstand - Brønnplassering - Erfaring (trenger mer dristighet/innsats og erfaring/kontinuitet) Gjennomført EOR prosesser på norsk sokkel WAG og skum stabilisert WAG (FAWAG) Mikrobiell økt utvinning på Norne Ellers er det utført en del tester/piloter Surfaktanter Skum Divergering

Some selected Enhanced Oil Recovery technologies Status Mechanisms Technology Prognosis Prediction Upscaling WAG Foam Low salinity surfactant Microbial IOR Low salinity polymers Goal Mechanisms Technology Prognosis Prediction Upscaling WAG Foam Low salinity surfactant Microbial IOR Low salinity polymers Proven technology Progress needed Unsolved

Økt utvinning med gass injeksjon WAG gir 5-10% OOIP ekstra olje i de fleste tilfeller CO2 for økt utvinning blir mer aktuelt fremover Men hydrokarbon gass (lav pris) kan føre til god bruk av gass injeksjon for økt oljeutvinning (slik vi har gjort tidligere) Skum

FAWAG Foam Assisted WAG Snorre field 6 000 5 000 P-39 Production Performance Oil production (Sm3/d) 4 000 3 000 2 000 WAG start FAWAG WAG+FAWAG 1 0 0 0 0 jul-96 jan-97 jul-97 jan-98 jul-98 jan-99 jul-99 jan-00 jul-00 jan-01 Q oil Ref: Skauge, A., Aarra, M.G., Surguchev, L., Martinsen, H.A., Rasmussen, L., SPE 75157, Foam-Assisted WAG: Experience from the Snorre Field, 2002

Vannbasert økt utvinning Endring i injeksjonsvann salinitet (Lavsalinitetsvann) Surfaktanter (lave grenseflatespenninger) Polymerer (sveip) Divergeringsteknikker Skum Enzymer Mikrobielle metoder

New trends hybrid EOR (simpler/smarter) Example of hybrid EOR methods WAG FAWAG (Foam Assisted WAG) SAGD (Steam Assisted Gravity Drainage) Low salinity - surfactant Low salinity - polymers Alkali - enzymes polymers + surfactants Low tension gas

Kombinert lavsalinitet vann + surfaktant Kombinert lavsalinitet vann + polymerpartikler Oil Recovery [% ] 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Experimental Data LS Best Fit LS S flood on Core B2 LSS 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 PV injected Oil Recovery (HCPV) 0.9 0.8 0.7 0.6 0.5 0.4 0.3 0.2 0.1 0 polymer particles 0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 Volume injected (PV) Skauge, A., Kallevik, G., Ghorbani, Z., and Delshad, M., Simulation of Combined Low Salinity Brine and Surfactant Flooding, paper the EAGE IOR Symposium 12th 14th April 2011 in Cambridge, UK. Spildo, K, Skauge, A., Aarra, M.G., and Tweheyo, M.T., A New Polymer Application for North Sea Reservoirs, SPERE&E, June 2009, 427 432, Resultater fra PETROMAKS prosjekter

Example of game changer Polymer flooding Traditionally polymer is injected for sweep improvement Old rules of tumbs Poor injectivity (a lot of positive results on injectivity are now available) Little effect after extensive waterflooding (new results disprove this statement) Have to modify the viscosity ratio extensively (new results disprove this statement) Additional news Effect on microscopic displacement (lower Sor) (viscoelastic effects, etc)

Water- and polymer flood of viscous oils 70 60 Oil Recovery (% OOIP) 50 40 30 20 10 E7000 E2000 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 Injected Volume (PV) Skauge, A., Ormehaug, P:A., Gurholt, T., Vik, B., Bondino, I., and Hamon, G., 2-D Visualisation of Unstable Waterflood and Polymer Flood for Displacement of Heavy Oil, SPE 154292, paper prepared for presentation at the Eighteenth SPE Improved Oil Recovery Symp. Tulsa, 2012

Waterflooding at adverse mobility ratio Mohanty et al 2012 Skauge, A., Ormehaug, P:A., Gurholt, T., Vik, B., Bondino, I., and Hamon, G., 2-D Visualisation of Unstable Waterflood and Polymer Flood for Displacement of Heavy Oil, SPE 154292, paper prepared for presentation at the Eighteenth SPE Improved Oil Recovery Symp. Tulsa, 2012

Oil mobilization during polymer flood Red: increased oil saturation Light blue: increased water saturation Skauge, A., Ormehaug, P:A., Gurholt, T., Vik, B., Bondino, I., and Hamon, G., 2-D Visualisation of Unstable Waterflood and Polymer Flood for Displacement of Heavy Oil, SPE 154292, paper prepared for presentation at the Eighteenth SPE Improved Oil Recovery Symp. Tulsa, 2012

Low salinity polymer Oil production (% OOIP) 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Low Sal 300 ppm polymer 0 5 10 15 20 25 Volume Injected (PV) EOR Source: Behruz Shaker Shiran and Arne Skauge, 2012 Resultat fra PETROMAKS prosjekt

Prediction for the coming years We will see more advanced flood sequences Polymer - new development and possibilities (Yes) Low salinity (?) Classical surfactant flooding (?) Hybrid EOR YES LSS LSP LSASP - LSLTG Foam-Polymer Nano stabilized foam- Low Tension Gas WAG Foam Assisted WAG (FAWAG) and more..

Noen forutsetninger for å kunne maksimere verdiskapingen på norsk sokkel The future require More brains per barrel Økt utvinning og haleproduksjon er forbundet med komplekse operasjoner og stiller gjerne større krav til personell (antall og kompetanse) enn felt i tidlig fase. Det vil følgelig bli et økende behov for fagkompetanse i tiden fremover. PETROMAKS II bidrar til å gi forutsigbar og langsiktig finansiering som vil fange studentenes interesse og bidra til å rekruttere teknisk personell til arbeid i petroleumsnæringen. Forutsigbare og langsiktige finansieringsordninger er også en forutsetning for instituttsektor (CIPR, IFE, IRIS, SINTEF er avhengig av dette) Sterke forskningsmiljø er avgjørende for teknologiutvikling som kan føre til økt utvinning. Det er optimisme om etablering av PETROMAKS II, og vi håper at industrien følger opp

Takk for oppmerksomheten