Well Path Optimization on a CO2 EOR Project

Abstract

Optimering er eit heller nytt emne i petroleumsindustrien, men har i det siste sett auka interesse. Innanfor EOR, eller Enhanced Oil Recovery, kan optimeringstilnærmingar bli implementert for meir fordelaktige brønnbanar. Statfjord-feltet har i utgangspunktet planlagt produksjonsstopp i 2025, men det blir no sett på alternativ for å forlenge levetida til feltet. Eit tilsynelatande lovande tiltak er å injisere CO2 for auka trykk og for å skape miscible kontaktforhold i reservoaret. Injeksjonen vil bli etterfulgt av ein lengre periode med produksjon. For å auke utvinninga blir det sett nærare på optimering av brønnbanar. Dette er ein måte å betre dekninga i reservoaret på og slik nå urørte oljelommer. Ved å koble Eclipse300 og Fieldopt, høvesvis ein reservoarsimulator og eit software rammeverk, vart ein optimeringsmetodologi utvikla for å finne dei optimale brønnbanane. Tre algoritmar blei introdusert for å samanlikne utbyttet av optimieringsprosessen, og resultata frå dei ulike algoritmane vart samanlikna. For å arbeide effektivt og unngå unødig tidsbruk vart optimeringsmetodologien først tilpassa eit case med 30 dagars simulering. Her presterte både GA, PSO og APPS bedre enn base-casen med høvesvis 209.5%, 180.9% og 233.3%. Deretter vart prosessen tilpassa ei full-skala simulering over 10 år. Her vart resultata noko hindra av avgrensa simulerings-kapasitet, men med tilgang til betre fasilitetar vil metodologien også gi gode resultat for full-skala simuleringar.

Optimization is a rather new topic within the petroleum industry, but has lately been subject to increasing interest. Within EOR, or Enhanced Oil Recovery, optimization approaches can, among other things, be implemented to find more advantageous well paths. In the late-life field development of the Statfjord field, various measures have been considered to prolong the lifetime of the field. A seemingly promising approach is to inject CO2 in order to increase the pressure and create miscible contact conditions in the reservoir. To improve the sweep and reach residual oil, optimization of the well paths is investigated. By linking Eclipse300 and FieldOpt, an optimization methodology was developed to find the optimum well paths for 10 producers. 3 algorithms (GA, PSO and APPS) were tested, and the performance of the different algorithms were compared. To lead an efficient work flow and avoid time consuming processes, the optimization methodology was first adapted to an optimization case of 30 days. Here, GA, PSO and APPS all found better solutions in terms of higher objective function values; respectively 209.5%, 180.9% and 233.3% improvement from the base case. The methodology was introduced successfully to a realistic field case of 10 years. However, restricted simulation capacities limited the results. With access to better facilities, the optimization methodology will be able to achieve results also for full-scale cases.