Lean Design of Subsea CO2 Injection Well

Abstract

Denne oppgaven, med tittelen "Lean Design av Subsea CO2 Injection Well", undersøker kostnadsreduksjonsstrategier for undersjøiske CO2-injeksjonsbrønner, med fokus på innovative brønndesign og integrering av mekaniske nedihullsikkerhetsventiler (DHSVs) i stedet for tradisjonelle hydrauliske. Den økende betydningen av karbonfangst og -lagring (CCS) som en viktig teknologi for å redusere klimaendringer, krever optimalisering av CO2-injeksjonsbrønner. Nåværende industriell praksis involverer kostbare halvt nedsenkbare borefartøy, og eksisterende regelverk adresserer ikke spesifikt de unike utfordringene ved CO2-injeksjonsbrønner, noe som potensielt kan hindre teknologiske fremskritt.

Som tiltale på disse utfordringene presenterer denne studien tre innovative brønnkonsepter som utfordrer dagens reguleringsrammer. En omfattende evaluering av brønnintegriteten for hvert foreslått konsept blir gjennomført. Videre blir en detaljert kostnadsanalyse utført, med hensyn på både operasjonell tid for boring og materialkostnader. Denne tosidige tilnærmingen fremhever ikke bare den tekniske gjennomførbarheten av disse konseptene, men også deres potensielle økonomiske fordeler, og gir et overbevisende argument for deres vurdering i fremtidig brønndesign og regulatoriske oppdateringer.

Gitt industriens skifte mot helelektriske løsninger, blir overgangen fra hydrauliske til mekaniske nedihullsikkerhetsventiler grundig undersøkt. Denne overgangen tar sikte på å forenkle operasjoner, redusere vedlikeholdsutfordringer og forbedre total pålitelighet. Mekaniske og trykkmessige egenskaper til mekaniske nedihullsikkerhetsventiler blir evaluert i alle foreslåtte brønnkonsepter.

Viktige funn viser at alle foreslåtte brønnkonsepter oppnår robust ytelse ved å oppnå et minimum bunnhullstrykk på 27 bar, dette fører til et overtrykk i injeksjonspunktet og muligjør injeksjonen. Konsept 2, som eliminerer det øvre kompletteringsrøret, resulterer i en reduksjon på 23% i totale kostnader. Denne kostnadsbesparelsen skyldes hovedsakelig reduksjon i materialkostnader. Konsept 3, med et forenklet foringsrørsdesign, demonstrerer også en reduksjon på 23% i totale kostnader ved å betydelig redusere borekostnader.

Disse resultatene understreker det akutte behovet for CO2-spesifikke reguleringer for å støtte opp og akselerere teknologiske fremskritt for CCS-brønner. Resultatene fremhever både den økonomiske og tekniske levedyktigheten av de foreslåtte brønndesignene, og gir et overbevisende argument for deres vurdering i fremtidig brønndesign og regulatoriske oppdateringer.

This thesis, titled "Lean Design of Subsea CO2 Injection Wells", investigates cost-reduction strategies for subsea CO2 injection wells, focusing on innovative well designs and the integration of mechanical Downhole Safety Valves (DHSVs) instead of traditional hydraulic ones. The growing importance of carbon capture and storage (CCS) as a vital technology to mitigate climate change necessitates the optimization of CO2 injection wells. Current industry practices involve expensive semi-submersible drilling vessels, and existing regulations do not specifically address the unique challenges of CO2 injection wells, potentially hindering technological advancements.

In response to these challenges, this study presents three innovative well concepts that challenge current regulatory frameworks. A comprehensive evaluation of the well integrity for each proposed concept is conducted. Furthermore, a detailed cost analysis is performed, considering both drilling operational time and material expenses. This dual approach highlights not only the technical feasibility of these concepts but also their potential economic advantages, making a compelling case for their consideration in future well design and regulatory updates.

Given the industry's shift towards all-electric solutions, the transition from hydraulic to mechanical DHSVs is thoroughly investigated. This transition aims to simplify operations, reduce maintenance challenges, and enhance overall reliability. Mechanical and pressure behaviors of mechanical DHSVs are evaluated in all proposed well concepts.

Key findings indicate that all proposed well concepts perform well, achieving a minimum bottom hole overpressure of 27 bar, ensuring successful injection. Concept 2, which eliminates the upper completion tubing, results in a 23% reduction in total costs. This cost saving is primarily due to the reduction in material expenses. Concept 3, featuring a simplified casing design, also demonstrates a 23% reduction in total costs by significantly reducing drilling expenses.

These results underscore the urgent need for CO2-specific regulations to support and accelerate technological advancements in CCS wells. The findings highlight both the economic and technical viability of the proposed well designs, making a compelling case for their consideration in future well design and regulatory updates.