EM-teknologi på borestrengen gjør det mulig å «se» reservoaret rundt brønnen under boring med bedre brønnplassering, bedre brønnbane, reduserte kostnader og risiko som resultat, forteller spesialist i petrofysikk Frank Antonsen til NPF.
Statoil har arbeidet med bruk av dyptlesende EM-teknologi for reservoarkartlegging under boreoperasjoner siden 2008. Resultatene har vært svært gode, forteller Antonsen.
– Med denne typen teknologi er vi i stand til å bore og reagere proaktivt til formasjonen vi borer gjennom, og omliggende områder ved å se flere 10-talls meter rundt brønnen og foran borekronen, i stedet for tradisjonelt å reagere på målinger nært borestrengen bak borekronen, sier han.
Antonsen er en av foredragsholderne under årets Reservoir & Production Management-konferanse. Her vil han presentere et eksempel på bruk av teknologien på Visund-feltet. Statoil bruker denne typen teknologi i stor grad der man borer horisontalt.
– På Visund ga bruk av denne teknologien viktig kunnskap om reservoaret og grunnlag for boring av et optimalt sidesteg, forteller han.
Boringens hellige gral
Foredraget har fått tittelen «The holy grail of drilling is a reality: Look Ahead and Look Around while drilling.» Statoils erfaringer med teknologien gir grunnlag for den optimistiske tittelen, forteller Antonsen.
– Vår erfaring er at teknologien reduserer kostnader og øker antall meter i reservoarsand. Du kan i større grad «se» reservoartaket over brønnen og bunn reservoar under brønnen i form av en skifter eller en olje-vann kontakt. Dette er vesentlig informasjon for å plassere brønnen optimalt og redusere behovet for pilothull.
Med bedre oversikt over hva som er rundt borestrengen, kan du også lettere få til en god brønnbane. Samlet vil dette redusere borekostnader og også gi økt produksjon fra brønnen, sier han.
Betydelig kostnadsreduksjon
Han vil under konferansen også komme inn på hvordan teknologien brukes for å «se» foran bittet ved boring nedover.
– Du kan med denne teknologien faktisk få et bilde av hva som befinner seg 10 til 20 meter foran bittet. Dette ble benyttet på Valemon, der vi hadde dårlig seismikk. Istedenfor å måtte holde oss innenfor to ganger usikkerhet fra seismikken, kunne vi med denne teknologien flytte produksjonscasing nærmere reservoaret ved å bore inn i Viking gruppen. Det ga oss tilstrekkelig formasjonsstyrke til å sette 9 7/8’’ og bore reservoarseksjonen, forteller han.
Alternativet for Valemon var bruk av Managed Pressure Drilling (MPD) som fort hadde gitt en betydelig merkostnad og en forsinket produksjonsstart på 4 måneder.