Optimizing Carbon Capture and Storage (CCS) Injection Wells: Innovative and Strategic Approaches to Infill Drilling in CO2 Storage Reservoirs
Description
Full text not available
Abstract
Denne oppgaven utforsker innovative og strategiske tilnærminger for optimalisering av injeksjonsbrønner for karbonfangst og -lagring (CCS), med fokus på tilleggsboring i CO2-lagringsreservoarer. Studien understreker viktigheten av å utnytte eksisterende infrastruktur og data, som utarmede olje- og gassreservoarer eller nærliggende saltvannsakviferer, for å redusere kostnader og øke effektiviteten. Tilleggboring, praksisen med å bore flere nye brønner innenfor eksisterende felt, undersøkes for sitt potensial til å maksimere lagringskapasitet og forbedre trykkhåndtering i CO2-lagringsreservoarer. Studien tar for seg utfordringene knyttet til brønnkontroll og boring i reservoarer med uventet formasjonkommunikasjon, hvor interaksjoner mellom borevæsker og formasjonvæsker kan spille en betydelig rolle. For tiden er den foretrukne borevæsken vannbasert boreslam fordi den er mer kostnadseffektiv sammenlignet med andre borevæsker, er mindre komprimerbar, samtidig at gass er mindre løselig i den. To utviklingsplaner analyseres og sammenlignes med den opprinnelige Sleipner CCS-brønnens utviklingskostnad: Plan 1 – boring fra Sleipner A-plattformen, og Plan 2 – bruk av en semi-nedsenkbar borerigg. Sleipner A-plattformen tilbyr betydelige kostnadsfordeler på grunn av eksisterende infrastruktur og lavere borekostnader, mens boreriggen er dyrere og kan potensielt gi en større fleksibilitet for fremtidige CO2-lagringsutvidelser. Viktige faktorer som brønndesign, materialvalg, borevæskeegenskaper og brønnkontrolltiltak blir undersøkt. Den økonomiske analysen indikerer at boring fra plattformen er mer kostnadseffektiv i dag, men borerigg-alternativet kan være levedyktig hvis CO2-markedet ekspanderes. Anbefalinger for fremtidig arbeid inkluderer optimalisering av kompletteringsprosesser, forbedring av overvåkning av brønnintegritet og utvikling av spesialiserte borevæsker for CO2-injeksjon. This thesis explores innovative and strategic approaches to optimizing Carbon Cap- ture and Storage (CCS) injection wells, focusing on infill drilling in CO2 storage reservoirs. The study emphasizes the importance of utilizing existing infrastructure and data, such as depleted oil and gas reservoirs or close proximity saline aquifers, to reduce costs and enhance efficiency. Infill drilling, the practice of adding new wells within existing fields, is examined for its potential to maximize storage capac- ity and improve pressure management in CO2 reservoirs. The study addresses the challenges associated with well control and drilling in reservoirs with unexpected formation communication, where interactions between drilling fluids and formation fluids could play a significant role. Currently, the preferred drilling fluid is Water- Based Mud (WBM) because it is more cost-effective compared to other drilling fluids and is less compressible, as well as gas being less soluble in it. Two development plans are analyzed and compared to the initial Sleipner CCS well development cost: Plan 1 - drilling from the Sleipner A platform, and Plan 2 - using a semi-submersible drill rig. The Sleipner A platform offers significant cost advantages due to existing infrastructure and lower drilling costs, while the drill rig approach, even though it is more expensive, provides flexibility for future CO2 storage expansions. Key factors such as well design, material selection, drilling fluid properties, and well control mea- sures are thoroughly examined. The economic analysis indicates that drilling from the platform is more cost-effective as of today, but the drill rig option may be viable if the CO2 market expands. Recommendations for future work include optimiz- ing completion processes, enhancing wellbore integrity monitoring, and developing specialized drilling fluids for CO2 injection.