Boreteknologi : moderne boretekniske prinsipper 8241203219 [PDF]

Zitiervorschau

Erland Jørgensen

Boreteknologi Moderne boretekniske prinsipper med bidrag fra Einar Framnes

forVKI Brønnteknikk

Fellesspråklig utgave !

‘.-'tj-Vy-v

Internett Vi har satt av et område på våre internettsider (http://www.vettviten.no) for oppdatering av våre eksisterende bøker med nyttige tips - og noen hjelpeprogrammer du kan hente inn der det er aktuelt. Selv om vi bruker mye tid og omtanke på å unngå trykkfeil og unøyak­ tigheter i våre bøker, er det dessverre enkelte feil som må rettes i nye ut­ gaver/opptrykk. En liste over feil som kan være meningsforvirrende/for­ styrrende finner du på våre internettsider. Har du selv funnet feil/mangler/unøyaktigheter som ikke er nevnt der, vil vi svært gjerne ha melding om disse - gjerne som e-post: [email protected]

© Vett & Viten AS 1999 ISBN: 82-412-0321-9

Boka er godkjent av Nasjonalt Læremiddelsenter i juli 1999 for bruk i studieretning for mekaniske fag i VK1 Brønnteknikk, modul 2 Boreteknologi. Godkjenningen er knyttet til fastsatt læreplan av juli 1996. Det må ikke kopieres fra denne boka i strid med åndsverkloven eller avtaler om kopier­ ing inngått med Kopinor, interesseorgan for rettighetshavere til åndsverk. Kopiering i strid med lov eller avtale kan medføre erstatningsansvar og inndragning, og kan straffes med bøter eller fengsel.

Utforming/sats: Jan Hugo Strand Printed in Norway 1999

Utgiver: Vett & Viten AS Postboks 203, 1379 Nesbru Telefon adm: 66 84 90 40 Telefon ordrekontor: 66 98 39 80 Telefax: 66 84 55 90 http://www.vettviten.no e-post: [email protected]

Forord Denne boken inngår i en serie lærebøker for videregående skole VK1 brønnteknikk i studieretning mekaniske fag.

Rekkefølgen i stoffgjennomgangen kan varieres, siden de fleste em­ nene er selvstendige. Kapitlene om brønnbygging og borestrengen er basert på at elevene har tilgang til DDH (Drilling Data Handbook). Det er viktig at elevene lærer å bruke DDH og andre opp­ slagsverk for å finne fram data og fremgangsmåter for enkle be­ regningen Boken inneholder oppgaver etter hvert kapittel, og de har varierende vanskelighetsgrad. Oppgavene tar utgangspunkt i konkrete opera­ sjoner og situasjoner som kan oppstå. De gir på den måten en prak­ tisk innføring i de vanligste operasjonene og problemene. Boken er i første rekke utarbeidet på grunnlag av læreplanen for VK1 brønn­ teknikk og dekker de emner og mål som er beskrevet under emnet boreteknologi. VK1 brønnteknikk er et kurs som danner grunnlag for fagbrev i brønnteknikk. Boken krever ingen forkunnskaper i emnet. Det er brukt en god del figurer for å illustrere utstyr, systemer og operasjoner. Vi har fått mange av illustrasjonene fra oljeselskapet Saga Petroleum og Serviceselskapet Maritim Well Services, BJServices Halliburton, og benytter med dette anledningen til å takke for hjelpen.

Kapittel 7 Fiskeoperasjoner og kapittel 8 Kjerneboring er skrevet av Einar Framnes (henholdsvis hentet fra Boreteknologi 2 og Bore­ teknologi 1, red.: Einar Framnes, Vett & Viten 1993) og oppdatert av ham i november 1999.

Stavanger april 1999 Erland Jørgensen

Innhold

Innhold Noen definisjoner I I Kapittel I Plattformtyper 13 1.1 Gravitasjonsplattform 13 1.2 Pælet plattform 14 1.3 Strekkstagsplattform 14 1.4 Brønnhodeplattform 15 1.5 Produksjonsanlegg på havbunnen 16 1.6 Produksjonsskip 16 1.7 Halvt nedsenkbar plattform 16 1.8 Oppjekkbar plattform 17 1.9 Boreskip 18 Oppgaver til kapittel 1 18

Kapittel 2 Plattformens hovedsystemer 19 2.1 Sikkerhetsventilsystemet 19 2.2 Stigerør med drepe-, strupe- og ekstra sirkulasjonslinje 23 2.3 Fleksible ledd 24 2.4 Avledningssystemet 24 2.5 Sementsystemet 25 2.6 Borevæskesystemet 29 2.7 System for brønntesting 35 2.8 Bulksystemet 39 2.9 Ballastsystemet 39 2.10 Prosessystemet på en fast installasjon 40 2.11 Soneklassifisering 41 Oppgaver til kapittel 2 43

Kapittel 3 Boremodulen 45 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.8 3.9 3.10 3.11 3.12 3.13 3.14 3.15 3.16

Rørhåndteringssystemet 45 Heisesystemet 50 Kompenserings- og opphengsutstyr 52 Rotasjonssystemet 53 Boring fra en flytende installasjon 54 Boring fra en oppjekkbar borerigg 58 Boring fra faste installasjoner 59 Sylinderløftrigg 62 Borehastighet 63 Generelle retningslinjer for valg av type borkrone 66 Signaltyper 66 Instrumenttyper 67 Vektindikator 68 Rotasjonshastighet 68 Dreiemoment og tangmoment 68 Pumpeslag og strømningsrate 68

Innhold

3.17 Pumpetrykk 69 3.18 Borehastighetsindikator 69 3.19 Slamdensitetsmåler 70 3.20 Væskemengdemåler 70 Oppgaver til kapittel 3 70

Kapittel 4 Brønnbygging 73 4.1 Foringsrørets funksjoner 73 4.2 Typisk foringsrørprogram (letebrønn) 73 4.3 Brønnhodesystem 76 4.4 Drilling Data Handbook 77 4.5 Dimensjonering av foringsrør 79 4.6 Settedyp for foringsrør 85 Oppgaver til kapittel 4 86

Kapittel 5 Borestrengen 92 Selve borestrengen 92 Borkroner og hullåpner 92 Tunge borerør, vektrør, stabilisatorer, slagrør, rullerømmere, akseleratorer og sjokkdempere 103 5.4 Bruddårsaker 108 5.5 Drilling Data Handbook (DDH) 111 5.6 Borestrengberegninger 113 Oppgaver til kapittel 5 119

5.1 5.2 5.3

Kapittel 6 Boreproblem 124 6.1 6.2 6.3 6.4 6.5 6.6

Fastkøyring av borestrengen 124 Boremoment 124 Ekstra trekkraft 124 Sirkulasjonen av borevæska 125 o Årsaker til at borestrengen køyrer seg fast 125 Fastkøyring på grunn av trykkskilnader mellom slammet og formasjonen 125 6.7 Formasjonsavhengige årsaker til fastkøyring av borestrengen 126 6.8 Mekaniske årsaker til fastkøyring 127 6.9 Holproblem generelt 129 6.10 Problem med å bore brønnar med høge avvik, og horison­ tale brønnar 131 Oppgåver til kapittel 6 131

Kapittel 7 Fiskeoperasjonar 133 7.1 Lokalisering av fastkøyrt eller mist utstyr 133 7.2 Prosedyrar for å skru seg laus frå ein fisk 134 7.3 Kutting 135 7.4 Evaluering av problemet 135 7.5 Fisking i ope hol og i foringsrør 137 7.6 Fisking av kabel 137 7.7 Fisking av fastkøyrd kabel 138 7.8 Fiskeutstyr 139 Oppgåver til kapittel 7 146

Innhold

Kapittel 8 Kjerneboring 147 8.1 Kjemeboringsutstyr 147 8.2 Samansetjing av kjernesylinder 153 8.3 Operasjonsprosedyrar 156 8.4 Attvinning av kjerne 160 Oppgåver til kapittel 8 163

Kapittel 9 Retningsboring 164 9.1 Formålet med retningsboring 164 9.2 Utrekning av posisjon 166 9.3 Andre viktige omgrep 167 9.4 Koordinatar 168 9.5 Brønnbane 170 9.6 Utrekning av posisjon (koordinatar) 170 Oppgåver til kapittel 9 173

Kapittel 10 Utstyr for retningsboring 175 Retningsboring med stabilisatorar utan motor 175 Borestreng utan stabilisatorar i skrånande hol 175 Nedste borestrengsamansetjing (BHA) som minskar vinkelen 176 10.4 Nedste borestrengsamansetjing (BHA) som aukar vinkelen 177 10.5 Nedste borestrengsamansetjing (BHA) som held vinkelen 177 10.6 Borevæskemotor 177 10.7 Utstyr 178 10.8 Formlar ved bruk av borevæskemotor, PDM 180 10.9 Teori når vi bruker retningsboring som kan styrast 182 10.10 Bruk av styremotor 183 10.11 Ord og uttrykk i tabellar 184 10.12 Automatisert retningsboresystem - «Auto track» 186 10.13 Måleutstyr og utstyr for retningskontroll 187 10.14 Lengdemåling (MD) 188 10.15 Måling av inklinasjons vinkel (I) 188 10.16 Måling av holretning (A) 188 10.17 «Single-shot» og «multi-shot» 190 10.18 Måling av holvinkel og holretning med MWD 190 Oppgåver til kapittel 10 192 10.1 10.2 10.3

Kapittel II Underbalansert boring 193 11.1 Boring i underbalanse 193 11.2 Fordelar med å bore i underbalanse 193 11.3 Ulemper og problem med å bore i underbalanse 194 11.4 Ulike metodar for å bore i underbalanse 195 11.5 Boring i underbalanse med tradisjonell rigg 196 11.6 Boring med hydraulisk brønnoverhaling 196 11.7 Boring med kveilerør 197 11.8 Måling (MWD) under boring med kveilerør 197 Oppgåver til kapittel 11 199

Innhold

Kapittel I 2 Boreprogram 20 12.1 Mål og koordinatar 200 12.2 Brønnprofil 201 12.3 Brønninformasjon 202 12.4 Foringsrør og sementeringsprogram 202 12.5 Borevæske og loggeprogram 202 Oppgåver til kapittel 12 203

Stikkordregister 205

Noen definisjoner

Noen definisjoner Som en begynnelse skal vi se på en del definisjoner som du kan komme i kontakt med. I det følgende finner du en omtale av ulike brønner og deres funksjon i leting og produksjon av hydrokarboner. Vi skal også se på de mest brukte aktivitetene og hva de betyr.

Borehull (eng.: boreho/e) Dette er hull som bores for å • påvise hydrokarboner (olje, kondensat eller gass) • kartlegge utstrekning og omfang av funn • produsere eller lagre hydrokarboner • innhente opplysninger om gjennomborede formasjoner

Letehull (eng.: exploration hole) Et letehull er et borehull som bores for å påvise hydrokarboner og kartlegge utstrekning og omfang av funn. Letehull er en fellesbe­ tegnelse for undersøkelseshull og avgrensningshull. • Et undersøkelseshull (eng.: wildcat hole) er det første hullet som bores i en ny blokk, eller som undersøker en helt ny og klart de­ finert enhet. • Avgrensningshull (eng.: delineation hole) er hull som bores for å bestemme utstrekning og omfang av funn.

Produksjonshull (eng.: development well) Produksjonshull er borehull som bores for å kunne produsere hydrokarboner, stimulere produksjonen eller overvåke hullparametere. Produksjonshull er en fellesbetegnelse for produksjonsbrønner, injeksjonsbrønner og observasjonsbrønner. • Produksjonsbrønner (eng.: production wells/prodiicing wells) er brønner som produserer eller er i stand til å produsere hydrokar­ boner. • Injeksjonsbrønner (eng.: injection wells) er brønner som brukes til injeksjon, uavhengig av formålet med injeksjonen. • Observasjonsbrønner (eng.: observation wells) er brønner som brukes for å overvåke hullparametere.

Havbunnskompletterte brønner (eng.: sub-sea completed wells) Dette er produksjons- eller injeksjonsbrønner som blir komplettert med ventiltre på sjøbunnen eller på bunnrammer for senere tilkob­ ling til en produksjonsinnretning.

Testbrønn Dette er brønner som produserer hydrokarboner med sikte på å evaluere hvor drivverdig feltet er i fasen før feltet settes i drift.

Boreteknologi - Noen definisjoner

Grunne hull (eng.: shallow hoies) Dette er hul] som bores ti] et dyp mellom 25 og 200 m under sjø­ bunnen.

Aktiviteter • Forbiboring (teknisk avviksboring) (eng.: side tracking/technical side tracking) Forbiboring er en nødvendig boring ut til siden for å omgå ufor­ utsette hindringer i borehullet. En teknisk avviksboring forand­ rer ikke betegnelsen på borehullet (Boreforskriftene § 4.8.1, 2. punktum). Med betegnelsen på borehullet mener vi en identi­ fikasjon av hvor borehullet ligger, hva slags hull det er, og en angivelse av hullhistorien. Vi skal se litt nærmere på dette sen­ ere. • Sideboring (eng.: deviation drilling) Sideboring er boring av et hull som etter programmet bores ut fra vertikalen. (Boreforskriftene § 4.8.1, 1. punktum). • Avviksboring (eng.: directional drilling). Avviksboring er boring av hull som er boret ut fra et eksiste­ rende hull for å undersøke et nytt område. Dette vil være et nytt hull med et nytt tillatelsenummer. Hullet vil beholde betegnel­ sen for det opprinnelige hullet, men får tilleggsbetegnelsen A. Dersom det bores flere hull ut fra den samme brønnen, vil disse få betegnelsen B, C og så videre (boreforskriftene § 4.8.1, 1. punktum). • Gjenåpnede hull (eng.: re-entered hoies) Dette er letehull som har vært midlertidig forlatt, og som er gjenåpnet. Disse brønnene får betegnelsen R etter hullnummeret. R2 angir at hullet har vært gjenåpnet to ganger.

• Forlatte hull (eng.: abandoned hoies) Dette er hull som er plugget igjen og forlatt uten at en har nådd målet. Disse brønnene får betegnelsen X etter hullnummeret. • Innretningen (eng.: installations) Innretningen er en betegnelse på det stedet hvor hydrokarbonene første gang samles, eller hvor injeksjonen foregår fra. Disse be­ nevnes fra A og utover til P for hvert felt.

Plattformtyper

Kapittel I

Plattformtyper Det finnes mange typer plattformer. Utformingen er avhengig av en rekke faktorer. I utgangspunktet kan vi skille mellom plattformer som vi skal bruke til leting, og plattformer som vi skal bruke til pro­ duksjon. En faktor som spiller en avgjørende rolle i valg av løsning, er havdypet. Vi har i de senere årene sett en utvikling der bore- og leteaktiviteten foregår på stadig større dyp. Det stiller store krav så vel til utstyr som til farkost og plattform. I forbindelse med at det er åpnet for leting på Vøringplatået og i Mørebassenget, er vi tvunget til å tenke nytt. I disse områdene er det tale om havdyp på 800-1500 meter med svært tøffe værforhold. Oljeselskapene arbeider med flere forskjellige konsepter, fra produksjonsanlegg på havbunnen med flerfasetransport av væsken opp på kontinentalsokkelen, der det plasseres en produksjonsplattform, til mer «kjente» løsninger der vi benytter utprøvd teknologi som strekkstagsplattformer og produksjonsskip. Vi skal se litt nærmere på de forskjellige plattformtypene og deres bruksområde.

I. I Gravitasjonsplattform Gravitasjonsplattformen eller «condeepen», som den er bedre kjent som, er en produksjonsplattform eller en fast installasjon. Med det mener vi en installasjon som skal stå på feltet helt til feltet er ferdig produsert. Det vil også være aktuelt å bruke denne typen plattform etter at feltet er ferdig produsert eller produksjonsraten er på vei nedover som tilkoblingspunkt for nye små felt som ligger i nær­ heten og blir bygd ut med undervanns- «subsea-»teknologi.

Gravitasjonsplattformen blir bygd i stål og betong og står på sjø­ bunnen. Den eneste forankringen den har, er tyngden og «skjørt» som skjærer seg ned i havbunnen. Plattformen kan ta store dekkslaster - den begrensende faktoren er ofte havbunnen.

Store fordeler med denne type plattformer er i tillegg: • Plattformen har lagringstanker for olje. • Betongen gjør at plattformen er lite utsatt for korrosjon. • Plattformen kan utrustes helt i rolige farvann (nær land). Figur l.l Gravitasjonsplattform (Condeep)

Sammenligner vi denne plattformen med konkurrerende løsninger som den pælede plattformtypen, strekkstagsforankret flyter og slakkforankret flyter, har gravitasjonsplattformen også sider som ikke gjør den fullt så attraktiv.

Boreteknologi - Kapittel I

Ulemper med gravitasjonsplattformløsningen: • Plattformen er svært dyr å bygge (kostprisen), og prisen blir mindre konkurransedyktig når vi kommer ut på større havdyp. Det er lite sannsynlig at giganter som Troll-gassfeltet bli bygd igjen. • Gravitasjonsplattformen har sin dybdebegrensning (350-400 m). • Selve konstruksjonen er umulig eller vanskelig å flytte når feltet en gang er tømt. Gravitasjonsplattformen har boligkvarter, boremodul og produk­ sjonsprosessen på en og samme plattform. Det er ikke alltid tilfellet på den pælede plattform typen.

1.2 Pælet plattform Pælet plattform (eng.: jacket platform) er den mest brukte platt­ formen på engelsk og norsk sektor i Nordsjøen. Den bærende kon­ struksjonen er bygd som et fagverk i stål. Plattformen blir pælet fast til bunnen. Konstruksjonen er utsatt for korrosjon og har ingen lagertank, men må bli tilknyttet et rørledningsnett. Den pælede plattformen kan bygges som en integrert plattform med bolig, bor­ ing og prosess på den samme konstruksjonen, men ofte ser vi at hver av disse delene (bolig, boring og prosess) har fått hvert sitt stålfundament med en bruforbindelse mellom dem.

Selve byggingen av plattformen er rask, men installasjonen på fel­ tet er væravhengig. Det gjelder både pælingen og monteringen av de enkelte modulene. Mens gravitasjonsplattformen blir utrustet ved land, blir den pælede plattformen utrustet og montert offshore. Plattformen kan i tillegg bli plassert på noe større dyp enn gravita­ sjonsplattformen. Figur 1.2 Pælet plattform (jacket)

Det første vi monterer, er selve fagverket eller bunnstrukturen, som blir slept ut på en lekter og dumpet der den skal stå. Deretter blir den plassert der den skal stå. Det blir gjort ved å manipulere med bal­ last.

1.3 Strekkstagsplattform En strekkstagsplattform flyter, men er forankret til havbunnen med kraftige rør eller stag. Det er med andre ord en flytende produk­ sjonsplattform. Vi oppnår strekk i stagene ved å senke plattformen ned noen meter når de blir montert. Når strekkstagene er montert, pumper vi ut vann fra ballasttankene og oppnår på den måten strekk i stagene. Denne konstruksjonen har etter hvert blitt vanligere i bruk, noe som henger sammen med at vi bygger ut felt som ligger på stadig større dyp. Selve skroget kan bygges i stål (Snorre) eller i betong (Heidrun).

Plattformtyper

Konkurransefortrinn som denne typen plattform har i forhold til de mer tradisjonelle plattformløsningene, er: • rimelig løsning • rask å installere • kan utrustes helt ved land • kan brukes på svært store dyp • kan flyttes når et felt er tømt

Fordi strekkstagsplattformen beveger seg med strøm, bølger, vind og tidevann, krever den at vi har kompenseringsutstyr. Den største bevegelsen kommer i horisontal retning, mens bevegelsen vertikalt blir liten. Den vertikale bevegelsen begrenser seg til det plattformen blir dradd ned når den er i en ytterkant.

Figur 1.3 Strekkstagsplattform

Det blir arbeidet for å forbedre konstruksjonen av strekkstagsplatt­ formen, spesielt med henblikk på store dyp, slik som i Vøringbassenget og på Møreplatået. Forskning viser at en «trebeint» platt­ form er gunstigere enn dagens «firbeinte» strekkstagsplattform. På hvert bein monterer vi nå fire strekkstag, slik at den trebeinte løs­ ningen vil gi betydelige kostnadsbesparelser. Fordi plattformen be­ veger seg, oppstår det en del sikkerhetsproblemer, for eksempel ved lossing og lasting fra forsyningsbåt.

Slakkfo rank ret flyter Troll Olje-plattformen er en flytende produksjonsplattform, men her bruker vi slakk forankring. Med denne løsningen oppfører platt­ formen seg mer som en stor flyterigg. Denne løsningen kan vi ikke bruke på de samme dypene som strekkstagsplattformen, men der vi kan bruke den, gir den en rimeligere løsning.

1.4 Brønnhodeplattform

Figur 1.4 Brønnhodeplatrfbrm og halvt nedsenkbar prosesseringsenhet

Brønnhodeplattformen kan være et alternativ til produksjonsanlegg på havbunnen, spesielt der havdybden er liten, som i den sørlige delen av Nordsjøen. Brønnhodeplattformen er en ubemannet liten plattform, som vi kan fjernstyre fra en «morplattform» på samme måte som et produksjonsanlegg på havbunnen. Den største for­ skjellen er at ventiltreet her ligger tørt, noe som gjør løsningen bil­ ligere (vi kan benytte tradisjonelle løsninger). Vedlikehold og ser­ vice på ventiltreet blir også enklere. Et eksempel på en brønnhode­ plattform er Amocos Hod-plattform. Hod fjernstyres fra Valhall. Denne løsningen blir likevel dyrere enn om vi bygde produksjons­ anlegg på havbunnen, fordi vi har behov for en plattform (et fagverk) som bærende konstruksjon. En annen faktor som har ført til at vi i dag velger produksjonsanlegg som står på havbunnen, er den raske utviklingen og de store kostnadskuttene som har funnet sted på dette området de siste årene.

Boreteknologi - Kapittel I

1.5 Produksjonsanlegg på havbunnen

Figur 1.5 Produksjonsanlegg på havbunnen

Med produksjonsanlegg på havbunnen mener vi «satellitter», som er enkeltstående brønner knyttet til en manifold som igjen er knyt­ tet til en «morinstallasjon», eller «templater», som er større brønnrammer med plass til flere brønner der manifolden ligger på selve brønnrammen og har tilknytning til en prosessplattform. Tidligere var det vanlig å skille mellom våte og tørre systemer, men i dag er det de våte systemene som er enerådende. Med et «vått» system for­ står vi et system der ventiltreet eller manifolden står plassert på havbunnen under de rådende forholdene. Det var også vanlig å skille mellom dykkerløse systemer og systemer som trengte dyk­ kere ved installasjon og vedlikehold. I dag er det bare snakk om dykkerløse systemer, der fjernstyrte roboter utfører installasjonen og servicen. I Nordsjøen har vi flere eksempler på havbunnsinstallasjoner, som Tommeliten, Snorre UPA, Tordis, Troll Olje og Statfjord-satellittene.

1.6 Produksjonsskip

Figur 1.6 Produksjonsskip

Dette er en ny utbyggingsløsning på norsk sokkel. Løsninger med produksjonsskip vil bli brukt i kombinasjon med produksjonsanlegg på havbunnen. Nomefeltet er nå bygd ut som det første, med borestart i 1996. Norne ble bygd ut med et produksjonsskip som er til­ knyttet et brønnsystem på havbunnen. De økonomisk utvinnbare re­ servene på Nornefeltet er beregnet til rundt 72 mill. Sm3 olje (Statfjordfeltet er ca. åtte ganger så stort). Undervannssystemet på Nome består av fem brønnrammer: tre til produksjon, én til vanninjeksjon og én til kombinert vann-gass-injeksjon. Brønnstrømmen går opp til skipet gjennom fleksible stigerør. Skipet kan dreie i forhold til vindog bølgeretning rundt en dreieskive som er forankret til havbunnen med tolv ankere. Prosessanlegget er plassert på dekk, og oljen blir lagret i skipet før den blir lastet til skytteltankskip via et lastesystem akter på produksjonsskipet.

1.7 Halvt nedsenkbar plattform

Figur 1.7 Halvt nedsenkbar platt­ form

Dette er en flytende plattform og den typen leterigg som sammen med den oppjekkbare plattformen blir mest brukt i Nordsjøen. Platt­ formen har ballasttanker som brukes for å justere plattformens flytehøyde. I borefasen er plattformen senket, men ved flytting er den hevet slik at bare pontongene er under vann. Det finnes i dag flere forskjellige konstruksjoner av denne typen halvt nedsenkbare platt­ former (eng.: semi-submersible). Større utfordringer (vær og dyp) har ført til at nye modeller kommer på markedet. De nyeste model­ lene kan bore på store vanndyp. Sammenlignet med boreskip er denne plattformtypen mye mindre følsom for bølgebevegelser, strøm og vind.

Plattfbrmtyper

Plattformen er avhengig av taubåt for å legge ut anker, men har disse fordelene: • Den er selvgående og kan ta store dekkslaster. • Den har gode hivkarakteristika • BOP står plassert på havbunnen. • Den er utstyrt med dynamisk posisjonering.

1.8 Oppjekkbar plattform Den oppjekkbare plattformen (eng.: jack-up-rig) har klare begrensninger når det gjelder dybde. Dybden kan ikke være over 150 m. En oppjekkbar plattform er å betrakte som en fast installasjon i borefasen, da den står på havbunnen. BOP-ventilen er plassert oppe på dekk, noe som er en fordel med hensyn til vedlikeholdet. Legger vi derimot sikkerheten til grunn, er dette en ulempe. Den vanligste konstruksjonen er et trekantet skrog, med et bein i hvert hjørne. Denne typen plattform er ikke avhengig av et forankringssystem, siden den står fast på havbunnen. De fleste riggene av denne typen har ikke eget fremdriftssystem. Plattformen er altså avhengig av taubåter når den skal flyttes.

Figur 1.8 Oppjekkbar plattform

Riggen har følgende karakteristika: • Den er upåvirket av været i borefasen. • Sikkerhetsventilen er plassert på dekk. • Den trenger ikke noe forankringssystem. • Den trenger ingen hivkompensator (fast installasjon i borefasen). • Den har flyttbart boretårn. • Dybdebegrensningen er 150 m. • Den er ustabil under flytting. • Den er avhengig av taubåt ved flytting.

Begreper • Skrog (hull). De fleste oppjekkbare borerigger har et triangulært skrog, som inneholder maskineri og utstyr. • Bein (eng.: legsj. Tre eller fire bein er normalt. De er triangulære eller kvadratiske, og beveger seg i en «guide structure» Hvert bein er utstyrt med et tannstangsystem for jekking og fiksering (eng.: fixatiorij. En total lengde på beina på 150 m er vanlig for rigger som opererer i Nordsjøen.

Normal jekkehastighet ligger på 0,45 m/min.

To fikseringssystemer er vanlige: • «floating» system • «fixed» system «Floating»-systemer overfører vertikal last fra beina til skroget, slik at belastningen på låsesystemer reduseres. Beina må imidlertid

Boreteknologi - Kapittel I

kunne motstå vrimoment, og det fører til større struktur. Systemet er derfor ikke egnet for Nordsjøen. «Fixed»-systemer overfører de vertikale lastene og momentene til skroget. Skrog og låsesystem må dimensjoneres for dette, mens beina kan holdes relativt slanke.

«Spud canso» er tanker festet til den nedre delen av beina. Tankene er utstyrt med spylesystem (eng.: jetting system), slik at løsmasser kan spyles bort både ved ankomst til lokasjonen og når lokasjonen forlates.

1.9 Boreskip Boreskipet er lett å flytte og er derfor godt egnet til boring i fjerne farvann. Skipet kan også brukes til boring på store dyp, siden det er godt egnet for dynamisk posisjonering. Det trenger forholdsvis liten kraft for å holde seg i posisjon, men er langt mer ustabilt enn halvt nedsenkbare rigger. Det bygges i dag en ny type skip som skal være godt egnet til boring med kveilerørsoperasjoner (eng.: coiled tubing) eller brønnserviceaktiviteter. Figur 1.9 Boreskip

Oppgaver til kapittel I Oppgave I Gjør rede for de forskjellige plattformtypene vi bruker til boring av letebrønner. Få med hva som kjennetegner den enkelte plattformen, og spesielle egenskaper og/eller begrensninger som den enkelte plattformen har.

Oppgave 2 Gjør rede for de forskjellige plattformtypene eller plattformløsningene vi bruker i forbindelse med produksjon av olje og gass. Ta med typiske kjennetegn, og spesielle egenskaper og/eller begrensninger den enkelte plattformen har.

Oppgave 3 Lag en liste over de plattformtypene som finnes. Angi om det er plattformer vi bruker til leting, produksjon eller begge deler (leting og produksjon). Angi begrensninger, fordeler og ulemper som du mener plattformer som kan utføre samme jobb. har.

Plattformens hovedsystemer

Kapittel 2

Plattformens hovedsystemer

2.1 Sikkerhetsventilsystemet Brønnkontrollsystemet Brønnkontrollsystemets oppgave er å ha kontroll over brønnen til enhver tid. Systemet må kunne • kontrollere volumet av borevæske som er i brønnen • stenge brønnen dersom det strømmer reservoarvæske inn i den • fjerne gass/væske som kommer inn, på en sikker og effektiv måte For at vi skal få til det, må brønnkonmtrollsystemet bestå av føl­ gende hovedkomponenter: • Måletank (eng.: trip tank} • Sikkerhetsventiler, BOP (eng.: blow out preventer) • Avledningssystem • Strupe- og drepemanifold (eng.: kili and choke manifold) • Separator

Måletank Fleksibel sirkulasjonslinje

Fleksibel avledningslinje ----- Den øvre ringromsventilen

- Den nedre ringromsventilen

Skjæreventil

Den øvre borerørsventilen Den midtre borerø rsventilen Den nedre borerørsventilen

Brønnhode

— Fundament

Figur 2.1 Oppbygging av BOP

Brønnen skal alltid være full av borevæske under boring. Vi pumper borevæske ned borestrengen, og den renner tilbake i overløp. Skulle det totale volumet av borevæske i brønnen endre seg, ser vi endringer i måletanken. Ved å måle volumendringene i måletanken kan vi kontrollere at endringene er som de skal være. Kjører vi utstyr inn i brønnen, vet vi hvor mye stål som kjøres inn, og det fører til en økning av volumet i måletanken som er like stort som stålvolumet. Trekker vi ut rør, minker volumet i måletanken like mye som stålvolumet vi trekker ut. Uventede forandringer i måletanken betyr da at væske enten forsvinner inn i formasjonen eller at formasjonsvæske kommer inn i brønnen. Når vi foretar operasjoner i brønner, der vi ikke kan pumpe borevæske ned borestrengen, kan vi holde brønnen full ved at vi sir­ kulerer gjennom måletanken (trip-tanken). Væsken blir da ført inn på toppen av brønnen og ikke gjennom borestrengen, og ut i bunnen av brønnen. Når vi sirkulerer gjennom måletanken på denne måten, vil det ikke være sirkulasjon i brønnen og dermed ingen transport av bork aks.

Sikkerhetsventiler, BOP Sikkerhetsventilsystemet består av flere ventiler som er montert oppå hverandre. Det er litt forskjell i oppbygningen av systemet på en fast installasjon (eng.: surface BOP) og et system som skal stå på havbunnen (eng.: subsea BOP). En typisk havbunnsmontert BOP består av følgende ventiler, se figur 2.1:

Boreteknologi - Kapittel 2

• To ringromsventiler (eng.: annular preventer) • Tre borerørsventiler (eng.: blind ram, pipe ram) • En kutteventil (eng.: shear ram) Hensikten med alle disse ventilene er å kunne stenge ringrommet i brønnen, det vil si åpningen mellom borerør og brønnvegg. Venti­ lene må kunne stenge brønnen i ulike situasjoner med og uten bore­ rør i brønnen. Hvis det ikke er borerør i brønnen, må ventilene kunne stenge i åpent hull. Vi bruker to typer ventiler til dette formå­ let: ringromsventil og borerørventil.

Borerørsventiler Disse ventilene fungerer på den måten at to stålblokker blir ført inn mot hverandre og stenger av ringrommet. Stålblokkene har pakning i fronten som sikrer en effektiv tetting når de treffer borerøret eller hverandre. En rørventil (eng.: pipe ram) er konstruert for å kunne tette rundt et rør. Borerøret skal også kunne henges av på denne ven­ tilen.

F/gur 2.2 Borerørsventil

Plattformens hovedsystemer

Blindventilen (eng.: blind ram) er konstruert for å kunne stenge brønnen når det ikke er borerør i brønnen. Hvis vi ikke klarer å stenge borestrengen innvendig og det oppstår en kritisk situasjon, bruker vi en kutteventil (eng.: shear ram). Blokkene i kutteventilen er utstyrt med en kniv, og denne kniven kan kutte borerøret når ventilen stenges. I en situasjon der vi skal kutte borestrengen, er det viktig å henge av borestrengen i en rørventil før vi kutter. På den måten unngår vi at borestrengen faller ned i brønnen.

Blokkene blir ført inn og ut ved hjelp av hydrauliske sylindere som er montert på utsiden av ventilhuset. Figur 2.2 viser en borerørsventil (eng.: ram preventer).

Ringromsventil Ringromsventilen (eng.: annalar preventer) er den andre hoved­ typen av ventiler vi bruker. Den inneholder en gummiring, som blir presset sammen rundt borestrengen når vi stenger, slik at ringrommet stenges tett til. Pakningselementet består av en spesiell gummitype som har innstøpt en del stålsegmenter. Hensikten med stålsegmentene er å stive av og på den måten forsterke konstruksjonen. Fi­ gur 2.3 viser en ringromsventil.

Stålsegment Topplate

Slitasjeplate

Pakningselement Låsemekanisme

Åpnekammer topplate

Åpnekammer

Stempel Stengekammer

Hus

F/gur 2.3 Ringromsventil

Boreteknologi - Kapittel 2

Avledningssystem Avledningssystemet på plattformen skal kunne lede bort gass som kommer opp til plattformen på utsiden av borestrengen. Normalt vil BOP-ventilene stenge ringrommet på utsiden av borestrengen. I spesielle situasjoner når vi ikke kan bruke BOP-ventilene, blir av­ ledningssystemet benyttet og leder eventuell gass bort fra boredekk og plattform. Avledningssystemet består av en ringromsventil som stenger brønnens ringrom under boredekket. Denne ventilen skal kunne stenge brønnen enten det er borestreng i brønnen eller ikke. Under denne ringromsventilen er det to rør som går til hver sin side av plattformen, se figur 2.4. Gass som kommer opp til plattformen, blir stoppet av ringromsven­ tilen og ledet ut gjennom et av de to rørene og bort fra plattformen. Hvilket rør vi benytter, er avhengig av vindretningen.

Strupe- og drepemanifold Hvis en av BOP-ventilene stenges i forbindelse med at formasjonsvæske har kommet inn i brønnen, må vi sirkulere ut denne væsken eller gassen. Gassen blir da ledet bort gjennom strupe- og dreperør (eng.: kili and choke line) under den stengte BOP-ventilen og opp til plattformen. Oppe på plattformen fører disse rørene til strupe- og drepemanifolden. Brønnstrømmen blir så kontrollert på strupe- og drepemanifolden. Strømmen går så videre til en gass- og væskeseparator, eller den kan ledes bort og ut på brennerbommen for av­ brenning. Gjennom strupe- og drepemanifolden kan også bore­ væske eller en sementblanding pumpes ned i brønnen.

Separator Vi kan lede væske og gass fra brønnen på en kontrollert måte til en separator (eng.: poorboy degasser) som står etter strupe- og drepe­ manifolden. Gassen ledes så bort over boretårnet, mens væsken le­ des tilbake til måletanken eller siktemaskinen. Samtidig som vi blør av væske og gass over strupe- og drepemanifolden, må vi tilføre nytt boreslam ned i brønnen. Hensikten med dette er å holde stort nok trykket i bunnen av brønnen, slik at det ikke strømmer inn mer væske fra formasjonen. Borevæsken som pumpes ned i brønnen, kommer fra borevæskesystemet via høyttrykks borevæskepumper, strupe- og drepemanifolden og ned drepelinjen (eng.: kili line).

Standrørsmanifbld Denne manifolden (eng.: standpipe manifold) er plassert på bore­ dekket. Hensikten er å motta borevæske fra plattformens slampumper og lede den opp ett av to stigerør til tårnboremaskinen (eng.: top drive). Figur 2.5 viser manifold og separatorsystemet som brukes under boring.

Plattformens hovedsystemer

‘

I RESERVE

KRAFTSVI' OUUfTSYWU VENTIL

boretårn

SLAMBRENNER

ATM. SEPARATOR 11B-VX15

FORBINDELSE FOR FYLLING AV FORINCSRØR

RESERVE

SEMENTRØR TIL SEMENTERINCSHOOET

ETTERFYLLINCSTANK SLAMPUMPER

5LAMPUMPER

ETTERFYLLINGSTANK AVTAPPING

DREPELEDNING UB IS

RESERVE.

strupeleoning U8IS

DRENERING

SEMENTERINCSENHET RØR 11B277

etterfyllingstank

matetank VIBRASJONSSIKTER

•CHIK.SAN' MEG 4- KOPLINGER

matetank VIBRASJONSSIKTER

Figur 2.5 Standrørs- og brønndrepemanifold

SEMENTERINCS-

enhet rør 12EO22

2.2 Stigerør med drepe-, strupeog ekstra sirkulasjonslinje Stigerøret (eng.: riser) er forbindelsen mellom BOP-ventilen og plattformen. Selve stigerøret er av høykvalitetsstål, med koblinger i hver ende. Stigerørene blir levert i flere lengder, slik at lengden opp til plattformen kan justeres. Utvendig av selve stigerøret ligger drepe- og strupeledningene (eng.: kili and choke line). Den ene av disse ledningene, drepelinjen, blir brukt til å pumpe nytt tyngre slam ned i brønnen ved en utblåsning eller innstrømning (eng.: kick). Den andre ledningen, strupelinjen, tar returen. Drepe- og strupelinjene kan brukes motsatt vei. På stigerøret er det også ofte en sirkulasjonslinje (eng.: booster line). Den er som regel montert i tilfeller der det er stor diameter på stigerøret og vi ønsker å øke strømningshastigheten opp stigerøret (se figur 2.6).

Figur 2.6 Stigerørssystemet

På stigerørene bruker vi oppdriftselementer. Det nødvendig på grunn av tungt utstyr og store havdyp.

Boreteknologi - Kapittel 2

2.3 Fleksible ledd Kuleleddene tillater plattformen å bevege seg i horisontalplanet. Ett kuleledd star rett over BOP-ventilene (det nedre kuleleddet), og oppe ved plattformen finner du det andre kuleleddet (det øvre kuleleddet). Leddet skal kunne gi en sidebevegelse som gir stige­ røret en helning på 10 grader i forhold til vertikallinjen. Teleskopleddet (eng.: slip joint) er det øverste leddet i stigerørssystemet, og det skal kompensere boreplattformens bevegelse i vertikalplanet (opp og ned) på grunn av bølger og tidevann. Teleskop­ leddet består i hovedsak av ett indre og ett ytre rør, der det indre rø­ ret er montert øverst. Det indre røret beveger seg opp og ned i det ytre røret, og tar på den måten opp de vertikale bevegelsene til rig­ gen. Det indre røret har en stoppring i bunnen, slik at det ikke kan gli ut av det ytre (når rørene er i ytterstilling). Det er også et pakkboksarrangement av gummi som tetter mellom det indre og det ytre røret. Det indre røret er i toppen festet til kuleleddet, som igjen er festet til avledningsystemet (diverter), mens det ytre røret er festet til stigerøret. På det ytre røret er det feste for strekkliner og sirkulasjonslinjer. På grunn av plattformens bevegelse bruker vi fleksible rør på sirkulasjonslinjene fra ytterrøret til plattformen.

2.4 Avledningssystemet Avledningssystemet (eng.: diverter) er tilkoblet to (12") rør (se fi­ gur 2.7). Gjennom dem blir returslammet ledet tilbake til slamtankene eller utenfor boreplattformen. Hvis vi får en utblåsning eller Hode

Låseelement og sylinder Sliteplate

Avledningshus

r? Avledningspakning

Overbord utgangsport

Avledningsskjørt

Sidepakning

Dnvkon , Slamutgangsport - Ventilsleide Basisstamme - Åpnekammer - Stengekammer

Figur 2.7 Avledningssystem

Plattformens hovedsystemer

innstrømning (eng.: kick) før sikkerhetsventilen (BOP) er montert når det bores med stigerør, eller gass stiger opp uten å bli oppdaget etter at sikkerhetsventilen er montert, kan den avledes ved å aktivere avledningssystemet. På norsk sokkel er avledningssystemet kon­ struert og testet (det er utarbeidet standard testprosedyrer for dette), slik at det aldri skal kunne stenges gass inne ved en utblåsning. Det medfører at returlinjen for boreslam og måletanklinjen (eng.: trip tank line) skal være stengt, og avløpet over bord skal være åpnet før ringromsventilen og/eller pakningen lukkes. Det skal videre være mulig å dirigere væske-/gasstrømmen til den mest gunstige siden av riggen, avhengig av vindretningen.

2.5 Sementsystemet Det er flere egenskaper ved sementblandingen (eng.: cement slurry) vi må ivareta før den blir plassert i en brønn. Vi skal ikke gjennom­ gå alle disse egenskapene her (se boken Brønnvæsker i denne lærebokserien). Densiteten (tettheten, egenvekten) til sementblandingen er en av disse egenskapene som er viktig i forbindelse med pump­ ing av sement ned i brønnen. Det er viktig at sementen som pumpes ned i hullet, har korrekt densitet. Densiteten på sementblandingen er avhengig av væske­ trykket i formasjonen (poretrykket), og det trykket som selve berg­ arten, eller formasjonen, tåler før den sprekker opp (fraktureres). Trykket fra væskene vi plasserer i brønnen, må ligge mellom disse to grensene. • Trykket av væsken som står i brønnen, må ikke være så lite at vi får en innstrømning i brønnen. • Trykket av væsken som står i brønnen, må ikke være så stort at formasjonen fraktureres.

For å greie dette må vi måle densiteten på den sementblandingen vi pumper ned i brønnen. Sementblanderen er utstyrt med densitetsmålere.

Plattformen har et sementsystem montert om bord, som består av følgende hovedkomponenter: • Sementblander • Sementpumper • Bulksystem • Trykkluftsystem

Sementblanderen Sementblanderen blander faststoff og væske, og blander dette slik at vi får den densiteten vi ønsker. De fleste tilsetningsstoffer er i dag i flytende form og tilsettes vannet. Blandingen av kjemikalier, tilsetningsstoff og vann kalles med en fellesbetegnelse miksevann. Den

Boreteknologi - Kapittel 2

tørre sementen, normalt «G-sement», og tilsetningsstoff som er i «fast» form, må blandes sammen på forhånd og tilsettes som faststoff. Sementblanderen er basert på et resirkulasjonssystem, det vil si at vi starter med miksevann og tilsetter sement. Dette resirkuleres i et lukket system, og mer sement, faststoff, tilsettes til vi har fått den densiteten vi ønsker. Sirkulasjonen kan foregå gjennom to systemtanker (primær- og sekundærtank). Vi skal her kort se på hoved­ komponentene i en sementblander og beskrive hensikten med dem (se figur 2.8 og 2.9).

Figur 2.8 Hovedkomponentene i en sementblander

Fig 2.9 Sementblander

Plattformens hovedsystemer

Hovedkomponentene er: • Tank for tørrstoff med sement og tilsetningsstoff i fast form (eng.: surge tank) • Tilførsel av miksevann, vann og flytende tilsetningsstoff • Miksemodul • Sentrifugalpumper • Primært miksesystem • Sekundert miksesystem • Densitetsmålere (densimeter)

Sementmatetank Tørr sement og tilsetningsstoffer (additiver) i fast form som skal brukes til sementjobben, blir transportert til sementmatetanken (eng.: surge tank) fra bulksystemet gjennom et rørssystem. Rørsystemet trykksettes, og sement og faststoff blir transportert med hjelp av trykkluft til sementmatetanken. Selve tanken fungerer som en liten lagertank og separator, samtidig som det er viktig at fuktig­ het ikke kommer til. Når tørrstoffet kommer inn i tanken sammen med trykkluften, blir trykkluften separert fra faststoffet og ventilert ut, mens faststoffet faller ned i tanken.

Miksemodulen Miksemodulen, som står under sementmatetanken, består av et blandesystem, en ejektor, en knivventil og tilførsel av miksevann. Ejektormikseren er selve hjertet i miksemodulen (se figur 2.10). I ejektoren blir sementbalndingens hastighet økt gjennom en dyse. Det skaper et undertrykk i miksekammeret. Undertrykket sammen med tyngdekraften suger faststoff fra sementmatetanken gjennom kniven og inn i miksekammeret, der faststoffet blir blandet inn i sementblandingen, som kommer i stor hastighet. Kniven styrer da til­ førselen av faststoff og dermed densiteten. Sementeren betjener kniven, åpner og lukker den slik at den ønskede densiteten oppnås.

Figur 2.10 Miksemodulen

Boreteknologi - Kapittel 2

Primært miksesystem Det primære miksesystemet (eng.: primary mixing tank) består av en liten miksetank (BJ 0.64 m3), resirkulasjonssløyfe, sentrifugalpumpe og en densitetsmåler. Hensikten med det primære miksesys­ temet er å justere og kontrollere sementblandingens densitet hurtig. Når den densiteten vi ønsker, er oppnådd, blir sementblandingen overført til det sekundære miksesystemet over toppen på en regulerbar plate (Weir).

Sekundært miksesystem Det sekundære miksesystemet (eng.: secondary mixing tank) kan behandle et større volum av sementblandingen (BJ 3,3 m3). Den regulerbare platen mellom det primære og det sekundære systemet sørger for at sementblandingen får avgitt luftbobler før den havner i det sekundære systemet. Komponentene i dette systemet er en tank med et røreverk (agitator), en resirkulasjonssløyfe, en sentruifugalpumpe og en densitetsmåler. Fra dette systemet kan vi pumpe sementblandingen til høyttrykkspumpene og ned i brønnen.

Sementpumper Sementpumpen (eng.: pacemaker pump) er en stempelpumpe - en enkeltvirkende tripleks-pumpe. En enkeltvirkende pumpe suger inn sement når stempelet trekkes tilbake og presser sementen ut igjen når stempelet går fremover. En tripleks-pumpe har, som navnet an­ tyder, tre sylindere. Motoren som driver pumpen, er på 400-600 hk. Pumpekapasiteten kan endres ved å skifte ut stempel (eng.: plung­ er) og foring, slik at et stort spekter av ulike operasjoner kan utfør­ es med den samme pumpen. Typiske stempeldiametere er 8,9 cm, 10,2 cm, 11,4 cm og 12,7 cm (3.0, 4.0, 4.5, 5.0") som standard. For pumping av store volumer er det mulig å bruke stempler opptil 15,7 cm (6.0") i diameter. Dimensjonene på en slik pumpe er:

Lengde 1,5 m (5 fot) Bredde 1,2 m (4 fot) Høyde 0,9 m (3 fot) Vekt 2275 kg (5000 Ibs)

Bulk- og trykkluftsystem Tidligere var det vanlig å lagre sement i sekker. Fordi vi sparer både tid og penger, har vi gått over til å lagre sementen i siloer. En annen årsak er støvplagene. I dag er det av hensyn til miljøet og med­ arbeidernes helse et krav at systemene skal være lukket. Bulksys-

Plattformens hovedsystemer

temet er lagerplass for sement og andre tilsetningsstoffer i fast form. Lagertankene er siloer som kan trykksettes med luft, systemet er alt­ så et pneumatisk operert transportsystem. Siloene finnes i ulike størrelser, slik at de kan tilpasses ulike behov. Sementpulveret pumpes fra hovedlagringstanken og til mindre siloer eller tanker (eng.: surge tanks). De små tankene står rett over selve blandetrakten. Når sementjobben er gjort, er det viktig å rengjøre og fjerne all sement som måtte være igjen i tankene. Grunnen er at tankene aldri er helt tette, slik at fuktighet og kondens kommer til. Sementrestene er da svært vanskelige å fjerne.

2.6 Borevæskesystemet Slambehandlingssystemet består av utstyr for rensing og blanding av borevæske. Vi sirkulerer borevæsken ved hjelp av kraftige pum­ per. Pumpene har som regel tre stempeler og har dermed som nevnt fått navnet tripleks-pumper. De er enkeltvirkende stempelpumper. En enkeltvirkende pumpe virker på den måten at den suger inn borevæske (eng.: mud) når stempelet går tilbake, for så å presse borevæsken ut når stempelet skyves frem igjen. En dobbeltvirkende pumpe suger inn borevæske og pumper ut i samme bevegelse. Figur 2.11 og 2.12 viser prinsippet for en enkeltvirkende og en dobbelt­ virkende stempelpumpe.

Figur 2. / / Enkeltvirkende stempelpumpe

Boreteknologi - Kapittel 2

Figur 2.12 Dobbeltvirkende stempelpumpe

Borevæskepumpene må kunne levere store mengder borevæske med et høyt trykk, samtidig som vedlikeholdet må være enkelt, fordi slitasjen er stor. Den enkeltvirkende stempelpumpen oppfyller disse kravene best. Et problem med stempelpumpene er vibrasjonene. Selv om de tre stemplene ikke går i takt, får vi trykkpulser fra en stempelpumpe. For å hindre skader på røroppheng og annet utstyr er det montert pulsdempere i forbindelse med stempelpumpene. Pulsdempere fin­ ner vi i flere varianter, men kuleformet (sfærisk) pulsdemper er mye brukt. Prinsippet for en pulsdemper er det samme som for en akku­ mulator. En avstengt gassmengde jevner ut trykkvariasjonene. Gassen er normalt nitrogen og er atskilt fra borevæsken med en membran (se figur 2.13).

Figur 2.13 Sfærisk pulsdemper

Plattformens hovedsystemer

Borevæskerensing Rekkefølgen på det utstyret vi bruker for å fjerne borkaks fra borevæsken, er bygd opp slik at vi først skiller ut det største borkakset, så mindre og mindre partikler. Utstyret er med andre ord ordnet etter hvilken kornstørrelse de skiller ut. Rensesystemet må også ha utstyr som skiller ut gass fra borevæsk­ en. Vi må plassere avgassingsenheten tidlig i systemet og før den første pumpen. Pumper fungerer dårlig hvis borevæsken inneholder gass. Også av sikkerhetsgrunner bør gassen skilles ut før den blir spredt til hele borevæskesystemet.

Hver utstyrskomponent har innsuging og utløp av borevæske fra se­ parate tanker. På den måten hindrer vi at borevæske som er renset, blir renset flere ganger med det samme utstyret. Alle tankene har en agitator (et røreverk) med unntak av sandfellen, der vi ikke ønsker omrøring av borevæsken. Figur 2.14 viser rekkefølgen av tanker og utstyr i forbindelse med utskilling av faststoff og gass. Kurven på fi­ gur 2.15 viser kornstørrelse, siktfmhet og utstyr som brukes for fjerning av borkaks.

SAND UTSKILLER

GASS UTSKILLER

SILT UTSKILLER

SIKT

TUR TANK

SAND FEUE

UTSKILLER TANK

SILT UTSKILLER SAND TANK UTSKILLER*-. I Z? TANK

UTLØPSTANK PUMPEROM (OG EVT. SENTRIFUGE)

SLAM­ RE NNE tuZ

SIKTEI— MASKIN

SIKTE-M.

SIKTE-M.

SIKTE-M.

MED DUK DUMPE

SJAKT

Figur 2.14 Brønnvæske-slamrenseanlegg, rekkefølge av utstyr

Boreteknologi - Kapittel 2

Figur 2.15 Kornstørrelse, siktfinhet og utstyr som brukes for fjerning av borkaks

Et borevæskerensesystem kan bestå av dette utstyret: • Dumpetank • Siktemaskin • Sandfelle • Gassutskiller • Hydrosykloner • Sentrifuge • Slamtanker

Dumpetanken Dumpetanken (eng.: gumbo tank) er plassert foran siktemaskinen. Hensikten med den er å fordele borevæsken utover siktemaskinen, og å dumpe borevæske om det skulle være aktuelt. Den vil også kunne fjerne svært grovt materiale fra borevæsken, som store leirklumper (eng.: gumbo).

Siktemaskinen En siktemaskin (eng.: shale shaker) består av en finmasket nettingduk som er montert i en stålramme (se figur 2.16). Det er i dag van­ lig å bruke siktemaskiner som har to duker med forskjellig hullstørrelse over hverandre. Selve stålrammen settes i bevegelse og vibrerer. Siktemaskinene er elektrisk eller hydraulisk drevet. Væskefasen og de fineste partiklene vil gå gjennom dukene. Par­ tikler som er så store at de ikke kommer igjennom, blir ristet av duk­ en og kan fjernes. Når vi bruker to duker, er det vanlig å ha en for­ holdsvis grov øverst og en finmasket nederst. Dukens finhet oppgis i mesh, som betyr masker per tomme. En duk på 200 • 200 mesh har altså 40 000 masker på en kvadrattomme.

Plattformens hovedsystemer

Figur 2.16 Siktemaskin

Sandfelle Sandfellen (eng.: sand trap) er plassert etter siktemaskinen og er et supplement til den. Hvis nettingdukene på sikte­ maskinen går i stykker, vil sandfellen fange opp det mer grove materialet som strømmer gjennom den ødelagte duken. Sandfellen har en luke i bunnen. Det er heller ing­ en agitator montert, siden det ikke skal være omrøring i en sandfelle. Vi kan ikke bruke sandfellen når vi bruker vektet slam, det vil si borevæske som inneholder barytt. Barytten er tung, og deler av den kunne bli skilt ut i sandfellen, derfor må vi kunne kjøre borevæsken forbi sandfellen.

Gassutskiller Gassutskilleren (eng.: degasser) finnes i flere varianter, som i hovedprinsippet er like: En gassutskiller har et un­ dertrykk, som fører til at gassen i borevæsken utvider seg kraftig og slipper lettere ut. I tillegg blir borevæsken ofte fordelt over en stor flate, slik at det dannes tynne sjikt. Som et alternativ til dette kan borevæsken slenges mot en stålflate, slik at den «knuses». Denne metoden gjør at gass­ utskilleren tar mindre plass. Figur 2.17 viser en moderne gassutskiller. Figur 2.I 7 Gassutskiller

Boreteknologi - Kapittel 2

Overiøp

Hydrosykioner Vi bruker hydrosykioner (eng.: desilter) til å fjerne fast materiale fra borevæsken. Det skjer ved hjelp av sentrifugalkraften. Hydrosyklonen har ingen bevegelige deler, og størrelsen varierer noe. Fi­ gur 2.18 viser en skisse av en hydrosyklon.

Figur 2.18 Hydrosyklon

Siden hydrosyklonen ikke har noen bevegelige deler, må vi ha en fødepumpe (sentrifugalpumpe) som pumper borevæsken inn i sy­ linderen, «koner», slik at borevæsken får en roterende bevegelse (vi sier at den spyles inn tangentielt). Hydrosyklonen er delvis lukket i toppen, bare et kort rør stikker ned i sylinderen. Dette røret kaller vi virvelsøkeren (eng.: vortex finder). Borevæsken tvinges nedover i sylinderen, den nedre delen av hydrosyklonen er kon og vi får en spiralbevegelse på borevæsken mot åpningen i bunnen (underløpet). De største og tyngste partiklene havner ytterst i syklonen og går ut i underløpet. Væskefasen og de fineste partiklene legger seg innerst, og ved et visst punkt i hydrosyklonen snur og beveger de seg i en spiral oppover og ut overløpet. Denne spiralen kaller vi en «vortex».

Sentrifuge Sentrifugen blir bare brukt ved behov, og bare en liten del av borevæsken blir kjørt gjennom den. Sentrifugen består av en konisk trommel som roterer om sin horisontale senterlinje. Inne i denne trommelen er det en skruetransportør. Den roterer i samme retning, men noe saktere (20-40 rpm). Figur 2.19 viser oppbygningen av en sentrifuge.

Figur 2.19 Sentrifuge

Borevæsken mates inn i sentrifugen gjennom skruetransportørens aksling, som består av et rør. Gjennom åpninger i skruen blir borevæsken slynget ut i mellomrommet mellom skruen og trommel­ en. Sentrifugalkraften sørger for at borevæsken slynges mot veggen i trommelen, og det danner seg et basseng med borevæske mot

Plattformens hovedsystemer

veggen i den brede enden av sentrifugen. Vi kan regulere dybden på bassenget ved å justere utløpsåpningene (overløpet) opp eller ned. Faststoffet blir kastet ut mot veggen, og skruen transporterer det opp mot underløpsåpningen som befinner seg i den smale enden av trommelen.

Tanker for lagring av boreveske Ifølge tidligere regelverk skulle et boreanlegg kunne lagre minst 200 m3 borevæske. Vanligvis er tankkapasiteten betydelig høyere, 350-400 m3. For å ha tilstrekkelig fleksibilitet i systemet består anlegget av 8-10 forskjellige tanker. Disse kan typisk defineres slik: • Aktiv sugetank (40 m3) • Aktiv blandetank (40 m3) • Reservetanker for lagring av borevæske • Kjemikalietank (10 m3) • Væskepluggtank (sugetank) for blanding av mindre mengder tyngre væskemateriale (10 m3)

Hver av tankene er utstyrt med røreverk med tilstrekkelig kapasitet til å unngå utfelling av tunge partikler i borevæsken. Tankene er knyttet til pumpesystemet via manifolder. I bunnen av tankene er det installert avløpsventiler, som er koblet til et sentralt avløpssys­ tem.

2.7 System for brønntesting System for brønntesting I dette avsnittet skal vi se på utstyret vi bruker når vi tester en brønn. Utstyret varierer litt, uten at vi skal gå nærmere inn på dette her. Vi skal se nærmere på overflateutstyret og gi en beskrivelse av hoved­ komponentene. Det utstyret som brukes nede i brønnen, blir ikke beskrevet her, fordi det normalt ikke kommer ut på riggen før brønnen skal testes. For å kunne teste et nytt funn må vi gjøre brønnen klar for produksjon. Vi sier at brønnen midlertidig kom­ pletteres. Med det mener vi at utstyret som plasseres i brønnen, skal trekkes ut igjen etter at testen er utført.

Utstyr for brønntesting De største komponentene er fast montert på plattformen, mens mindre komponenter monteres når testen skal utføres. Det utstyret vi beskriver her (eng.: well testing equipment), fmner vi normalt i forbindelse med testing av en letebrønn. Figur 2.20 viser rekkeføl­ gen som utstyret er plassert i. • Overflatetesttre • Målestasjon • Strupeventil manifold

Boreteknologi - Kapittel 2

Figur 2.20 Oversikt over testsystemet

• • • • • •

Varmeveksler Separator Måletank Pumpe Brennerbom Brenner

Overflate-testtre Overflate-testtreet (eng.: surface test tree) er montert på toppen av borerørene eller produksjonsrørene som brukes under testen. Treet har da samme funksjon som et ventiltre på en produksjonsbrønn, og fungerer som et «juletre». Det finnes flere leverandører, og det klassifiseres ut fra hvor stort trykk det kan utsettes for, og om stålet i det kan brukes i brønner med sure gasser (H2S). Normale trykkrater er 5000 psi, 10 000 psi og 15 000 psi arbeidstrykk. Figur 2.21 viser et overflatetre.

Målestasjon

Figur 2.21 Test-tre

Målestasjonen (eng.: data header) er plassert før strupeventilmanifolden (eng.: choke manifold). Hovedhensikten med målestasjonen er å foreta målinger eller prøvetaking av brønnvæsken som komm­ er opp før strupeventilen (eng.: choke valve). Det vanligste er å måle trykk og temperatur. I tillegg er det mulig å ta prøver av brønn­ væsken og å tilføre kjemikalier til brønnstrømmen (eng.: injection of Chemicals).

Strupeventilmanifold Strupeventilmanifolden (eng.: choke manifold) gjør det mulig å kontrollere og regulere brønnstrømmen som kommer fra reservoar­ et. Når vi foretar testen, er det svært viktig å vite den nøyaktige åpningen på strupeventilen, samtidig som vi raskt må kunne for-

Plattformens hovedsystemer

andre åpningen. Strupeventilen reduserer også trykket til et sikkert nivå etter strupeventilen (nedstrøms). Strupeventilmanifoldenen vil normalt ineholde en justerbar strupeventil (eng.: adjustable choke) og en fast strupeventil (eng.: fixed choke). Den justerbare strupeventilen gjør det mulig å endre åpningen raskt, mens den faste strupeventilen er mer nøyakt­ ig, og testen kjøres normalt på den. Figur 2.22 viser en strupeventilmanifold.

Figur 2.22 Strupeventilmanifold

Varmeveksler Varmeveksleren (eng.: heater) er plassert etter strupeventilmanifolden. Det er ikke alltid den er i bruk. Det er av­ hengig av den brønnvæsken som produseres. Vi bruker varmeveksleren for å øke temperaturen på brønnvæsken når den kommer opp på plattformen. Hovedhensikten med varmeveksleren blir da å • hindre hydrater • redusere oljens viskositet • hindre utfelling av asfalt og parafin fra oljen

Figur 2.23 viser en varmeveksler. Figur 2.23 Varmeveksler

Separator Vi bruker separatoren for å separere brønnvæsken som kommer opp fra reservoaret. Separatoren som brukes i forbindelse med en brønntest, skiller brønnvæsken i tre: olje, gass og vann. Fordi separatoren skiller brønnvæsken i disse tre hoveddelene, kaller vi den en trefaseseparator. Figur 2.24 viser en testseparator. For at separatoren skal kunne separere brønnvæsken best mulig, må den kunne reguleres. Det vil si at vi må kunne kontrollere og regulere/kontrollere trykk og de ulike væskenivåene under testen. En viktig del av testen er å kartlegge hvor mye brønnen produserer, og separatoren har derfor måleinstrument som måler vannvolum, oljevolum og gassvolum.

Figur 2.24 Separator

Boreteknologi - Kapittel 2

Måletank Etter separatoren kan brønnvæsken føres til tank eller brennes. Hen­ sikten med tanken er da å kunne kalibrere væskemålerne (olje og vann). Den kan også fungere som en andretrinnsseparator og være en lagertank for væske. Se figur 2.25.

Pumpe En pumpe skal overføre brønnvæsken fra måletank og til brenner eller rørledning. Det er viktig at brenneren får tilført brønnvesken med konstant trykk og rate. Denne pumpen (eng.: transfer pump) finnes både som dieseldrevet og elektrisk drevet.

Brenner og brennerbom På en plattform vil det være to brennerbommer (eng.: burner boom), som er plassert på hver sin side av riggen. Det gjør det mulig å brenne brønnvæsken på en sikker måte uansett vindretning. Brennerbommen er også konstruksjonen som bærer brenneren (eng.: burner) og tilførselsledninger. Brennerbommen finnes i ulike leng­ der fra ca. 18 til 36 m (60 til 120 fot). Brennerens hovedoppgave er å forbrenne all brønnvæsken som kommer, så effektivt som mulig. Figur 2.26 viser brenner og bren­ nerbom. Figur 2.25 Måletank

Figur 2.26 Brenner og brennerbom

Plattformens hovedsystemer

2.8 Bulksystemet Bulksystemet skal sørge for mottak, lagring og transport av materi­ ale i pulverform. Tre typer materiale håndteres vanligvis i systemet: • barytt (vektmateriale for borevæske) • bentonitt (leirmateriale som øker viskositeten i borevasken) • sement

Eksempel på et bulkanlegget Følgende utstyrstanker kan inngå i bulkanlegget, og størrelsene kan variere: Lagertank for barytt/bentonitt Lagertank for sement Matetank for barytt/bentonitt Matetank for sement Støvoppsamlingstank for barytt Støvoppsamlingstank for sement Støvoppsamlingstank for barytt/bentonitt

60 60 5,6 1,5 1,2 1,2 1,2

m3 m3 m3 m3 m3 m3 m3

Lasting og lossing Bulklastesystemet har to slangestasjoner. Hver slangestasjon har til­ førsel av arbeidsluft fra trykkluftsystemet. I trykkluftsystemet blir luften trykksatt, fdtrert og tørket før vi leder den gjennom en trykkreduksjonsventil med settpunkt på 5,0 barg. Luftens hovedoppgave er å opprettholde trykket i transportørene under lasting, slik at bulkmateriale ikke felles ut og blokkerer rørene. I tillegg bruker vi luf­ ten til å blåse røropplegg og slanger rene etter avsluttet transport av bulkmateriale. Hver lagertank er knyttet til et vektcellesystem, slik at vi kan overvåke tankinnholdet. Hver lastestasjon er utstyrt med opplegg for prøvetaking. Prøven overføres til en beholder for ana­ lyse. Tilførsels- og ventilasjonslinjer går inn på toppen av tanken.

Transport Bulkmateriale fra lagertankene blir transportert til matetankene ved hjelp av luft. Når vi skal transportere materialet ut av en lagertank, skjer det ved at tanken «fluidiseres» (væske, eng.: fluid}. Det betyr at vi isolerer lagertanken, og at vi blåser inn arbeidsluft i bunnen av den. Over innblåsingsstussen har lagertanken en duk som skal sikre at trykkluften blir best mulig fordelt over hele tverrsnittsarealet. Trykket i tanken økes opp til maksimalt 5 barg, og bulkmengden som transporteres, reguleres ved hjelp av en ventil på utløpsrøret.

2.9 Ballastsystemet Ballastsystemet på en flytende bore- eller produksjonsinnretning er det systemet som gjør det mulig å heve, senke og trimme farkosten. Når et fartøy trimmes, betyr det at vi justerer innholdet i ballast­ tankene slik at fartøyet holder seg vannrett. Det er derfor viktig å

Boreteknologi - Kapittel 2

trimme fartøyet når vi flytter lasten om bord, ved lasting og lossing, og under boreoperasjoner. Trimmingen foregår ved å regulere vann­ mengden i ballasttankene. På en halvt nedsenkabar plattform er bal­ lasttankene jevnt fordelt rundt i pontongene. For å kunne regulere vannmengden i tankene er følgende hovedkomponenter viktige i systemet: • Ballasttanker • Pumper • Ventiler • Luker

Hvis vi ser nærmere på en halvt nedsenkbar plattform under opera­ sjon og forflytning, legger vi merke til at vi kan se pontongene. Bal­ lasttankene er da nesten helt tømt. Det gjør at plattformen flyter høyt i vannet og er mer ustabil enn i nedsenket posisjon.

2.10 Prosessystemet på en fast installasjon Prosessystemet på en produksjonsplattform skal kunne • ta imot det som produseres, og viderebehandle det til transport­ able væsker og gasser. • fungere driftssikkert under alle driftsforhold • kunne plasseres på et begrenset areal Ut fra dette kan vi slutte at det er gunstig å foreta så lite prosesser­ ing som mulig ute på plattformen.

Vi kan dele prosessen inn i to grupper: • Hovedsystemer • Hjelpesystemer Hovedsystemenes oppgave er å produsere olje og gass på en sikker måte i henhold til spesifisert standard. Oppgaven består da i å kunne skille olje og gass fra hverandre og å fjerne vannet og andre uren­ heter.

Vanlig inndeling av hovedprosessen Vi deler hovedprosessen inn i to deler - gassystemet og oljesystemet. Gassystemet deler vi inn slik: • Gasskjøler • Væskeutskiller • Kompressor med trykkutjevningslinje (eng.: cinti surge line) • Gasstørkeanlegg • Målestasjoner (olje og gass) • Eksport/reinjeksjonssystem • Fakkel- og ventileringssystem

Plattformens hovedsystemer

Oljesystemet deler vi inn slik: • Innløpsseparator • Testseparator • Olje/gass-separatorer • Vannutskiller • Oljekjølere • Oljefilter • Målestasjon for olje • System for behandling av produsert vann

Hjelpesystemene kan kan vi dele inn i flere grupper: • Elektrisk kraftproduksjon og distrubusjon • Tekniske sikkerhetssystemer • Komunikasjonssystemer • Prosesshjelpesystemer (systemer som inngår i hovedsystemene) • Generelle systemer som er nødvendige for hele plattformoperasjonen

2.11 Soneklassifisering På en plattform kan vi ha eksplosjonsfarlige områder. Et eksplosjonsfarlig område er definert som et område som har prosesser med brannfarlige gasser og væsker, eller lagring av dem. Ved en eventu­ ell lekkasje blir luften blandet med gass eller damp som er brenn­ bar. I disse områdene er det svært viktig at alt elektrisk utstyr og varme flater er beskyttet, slik at vi ikke får antennelse av den eks­ plosjonsfarlige blandingen. Elektrisk utstyr som kan brukes i disse rommene, kalles Ex-utstyr.

Regler og normer Reglene for Ex-utstyr er basert på internasjonale normer IEC (In­ ternational Electrotechnical Commission). Disse normene blir til­ rettelagt for europeiske forhold av CENELEC (Comité Europeen de Normalisation Electrotechnique). Alle land som er medlem av EU eller EØS er fullverdige medlemmer av CENELECT. Siden Norge er et EØS-land er normene retningsgivende for oss. Normene er med få unntak adoptert av Norsk Elektrotekniske Normer. Arbeidet administreres av NEK (Norsk Elektroteknisk Komité). Til slutt kommer normene ut som forskrifter. FEA-M/FEB (Forskrifter for elektriske anlegg maritime installasjoner/forskrift for elektriske byggeinstallasjoner m.m. Oljedirektoratet (OD) er den kontroller­ ende myndighet offshore.

Eksplosjonsfarlig område Et eksplosjonsfarlig område er rom og deler av rom eller annet om­ råde hvor det forekommer eller kan forekomme eksplosjonsfare. Norske forskrifter definerer fire kategorier av eksplosjonsfarlige områder. Områdekategori a, b, c og d. Vi vil her bare behandle om­ rådekategori a som gjelder områder hvor eksplosjonsfaren skyldes

Boreteknologi - Kapittel 2

at luften er blandet med brennbare gasser, damper eller svevende væskedråper. Men for ordens skyld tar vi med: • Områdekategori b: Område hvor luften blandes med brennbart støv. • Områdekategori c: Område hvor eksplosjonsfaren skyldes stoff­ er som i seg selv er eksplosive. • Områdekategori d: Område hvor eksplosjonsfaren skyldes blanding av gass, damp, svevende væskedråper eller støv med en atmosfære med større innhold av oksygen enn i normal luft eller med andre gasser som lettere underholder forbrenningen enn normal luft.

Eksplosjonstrekanten Eksplosjonstrekanten er en trekant hvor sidene i trekanten angir hvilke betingelser som må være tilstede for at en eksplosjon kan finne sted. Fjerner vi en av sidene i trekanten kan ikke en eksplosjon inntreffe. Se figur 2.27.

Eksplosjonsfarlig gass/damp

Figur 2.27 Eksplosjonstrekanten

For at et stoff, en væske eller damp skal kunne brenne må det være minst tre faktorer tilstede: • Oksygen • En tennkilde • Eksplosjonsfarlig damp/gass eller et brennbart materiale.

Brann og eksplosjonshindrende tiltak En eksplosjon er ikke noe annet enn en rask brann. Tiltak for å hindre en eksplosjon er å fjerne oksygen, det vil si: • Vi må senke oksygennivået til under 10 %. Det kan vi gjøre ved å pumpe inn en gass som fortrenger oksygenet, for eksempel CO2 (nitrogen eller såkalt «innertgass»). Inertgass kan i praksis bare brukes inne i tanker, rørledninger og lignende. Metoden er ofte brukt på tankbåter. Et faremoment ved metoden er kvelningsfaren for personell. • En annen metode er å holde gass/dampkonsentrasjonen så høy at det er for lite oksygen til at forbrenning skal kunne skje. • Det er også mulig å fjerne det brennbare materialet eller gassen. Det kan vi gjøre ved god ventilasjon, slik at blandingsforholdet gass/luft ikke lenger er tilstrekkelig for å kunne brenne. • Gass og tennkilde kan holdes atskilt, slik at en antennelse ikke finner sted. Det kan vi gjøre ved å holde gassen ute ved hjelp av ventilasjon eller trykkluft (overtrykk). Vi kan plassere en tenn­ kilde inne i en kapsling som har et innvendig overtrykk (Exp) • Vi kan også fjerne tennkilden, eller temme tennenergien slik at antennelse ikke er mulig. Det kan gjøres ved at vi setter grenser for hvor høy temperatur en overflate kan ha dersom den komm­ er i kontakt med det brennbare materialet eller gassen. Vi kan også ved hjelp av elektroniske kretser «dempe» energien i en elektrisk gnist tilstrekkelig for å unngå antennelse.

Plattformens hovedsystemer

Utslippsteder og soneinndeling Eksplosjonsfarlige områder deles inn i soner. For å holde orden på disse sonene, lages det sonekart. Eksplosjonsfarlige områder deler vi inn i områdekategorier. Vi skal her se litt nærmere på områdeka­ tegori a. Områdekategori a er områder hvor en eksplosjonsfarlig at­ mosfære er tilstede eller kan oppstå. For anlegg til havs og tilsvar­ ende anlegg på land er en eksplosjonsfarlig atmosfære en brennbar blanding av gasser/damper med luft. Disse områdene deler vi igjen inn i soner bestemt av hyppighet og varighet av tilfeller hvor en eks­ plosjonsfarlig blanding er tilstede.

Vi deler områdekategori a inn i tre soner 0, 1 og 2: • Sone 0: Område hvor det forekommer eksplosjonsfarlig atmo­ sfære uavbrutt eller i lange perioder. Markering sone 0

• Sone 1. Områder hvor det leilighetsvis må regnes med eksplo­ sjonsfarlig atmosfære under normale driftsforhold. (Ca 1000 timer i løpet av et år) Markering sone 1

• Sone 2: Områder hvor det forekommer eksplosjonsfarlig atmo­ sfære bare unntaksvis og kortvarig. (Ca 10 timer i året og mak­ simalt 2 timer sammenhengende). Markering sone 2

Vi skal ikke gå inn på hvilket elektrisk utstyr som kan benyttes i de ulike sonene, bare nevne at det er krav til elektrisk utstyr som skal benyttes i de ulike sonene.

Oppgaver til kapittel 2 Oppgave I a Hva er hensikten med bulksystemet på en plattform? b Hvilke systemer består bulksystemet på en flytende plattform av?

Oppgave 2 a Hva er hensikten med BOP-systemet? b Lag en prinsippskisse av BOP-systemet, og sett navn på kom­ ponentene.

Oppgave 3 Hvilke hoveddeler vil sementsystemet bestå av?

Boreteknologi - Kapittel 2

Oppgave 4 Forklar hva som er hensikten med ballastsystemet.

Oppgave 5 Gjør rede for alle hovedkomponentene i brønntesteutstyret.

Oppgave 7 Gjør grundig rede for oppbygningen av og hensikten med de ulike komponentene i stigerørssystemet.

Oppgaver 8 Forklar hva som menes med sone 0,1 og 2. Lag også en skisse som viser hvordan de ulike sonene markeres på et sonekart.

Oppgaver 9 Hvilke tre faktorer må være tilstede for at et stoff skal kunne brenne?

Oppgaver 10 Tegn opp eksplosjonstrekanten, og forklar hva den forteller oss.

Oppgaver I I Forklar om ulike tiltak vi kan gjøre for å hindre eksplosjon.

Oppgaver 12 Forklar hva en eksplosjon er?

Boremodulen

Kapittel 3

Boremodulen I dette kapitlet skal vi se på utstyret som selve boremodulen inne­ holder. Det er utstyr vi finner på boredekket og i boretårnet, og nød­ vendig boreutstyr og rørhåndteringsutstyr for å kunne bore fra fly­ tende installasjoner. Vi skal også kort se på boreoperasjonen slik vi gjør fra ulike installasjoner.

3.1 Rørhåndteringssystemet Rørhåndteringssystemet omfatter områdene rørlager, boredekk og boretårn. Hovedsystemene er: • Rørlager • Rørtransport • Rørhåndtering • Heisesystem • Rotasjonssystem

Rørlager Rørlageret (eng.: pipe rack) brukes primært for lagring av rør og ut­ styr for boring, komplettering og brønnvedlikehold. Utstyr som lag­ res på rørlageret, kan deles i grupper for permanent lagring og for midlertidig lagring. Hovedkomponenter som krever permanent lagerplass: • Rørtransportsystem • Magnetåk for brokran • Stigerørselementer for bore- og produksjonsstigerør • Borerør, vektrør og foringsrør • Konteinere Hovedkomponenter som krever midlertidig lagerplass: • Strekkompenseringsutstyr for produksjonsstigerør • Ventiltrær for produksjon og injeksjon • Konteinere og utstyrskurver (eng.: baskets) • Verktøy

Rørtransport Alt materiell blir transportert til og fra boreanlegget ved hjelp av dekkskraner, som bør dekke rørlagerområdet best mulig (kapasitet/rekkevidde). Inne på rørlageret håndteres stort sett alt materiell med en traverskran.

Boreteknologi - Kapittel 3

Traverskran I prinsippet har traverskranen to hovedoppgaver: • å laste rør og annet utstyr på og av rørtransportsystemet • å håndtere utstyr på rørlageret

Traverskran med magnetåk

C/Q Crø

Magnetåket er hengt opp i de to hovedløftekrokene til kranen. Mel­ lom hvert magnetpar er det en teleskoparm slik at innbyrdes avstand kan låses. Armen kan justeres i intervaller på 5, 6, 7 og 8 m. Ma netåket består av fire rektangulære magneter. Eksempel på man etåkets kapasitet er vist i tabell 3.1.

Boremodulen

Tabell 3.] Magnetåkskapasitet Antall Type 185/8" foringsrør 133/8" foringsrør 95/8" foringsrør 9V2" vektrør 8" vektrør 5" tungvekts borerør 5" borerør 3V2" borerør 7" produksjonsrør 5V2" produksjonsrør

1 2 4 2 4 5 5 5 5 5

Vekt(kg)

2678 2878 5796 6302 6093 5850 5030 1591 2670 1744

Traverskranen tar seg altså av håndtering av rør og utstyr på rørlageret. I tillegg trenger vi et system som kan overføre utstyr mel­ lom rørlageret og boredekket.

Figur 3.2 Traverskran

Boreteknologi - Kapittel 3

Rørbro For rørhåndtering på rørlageret og mellom rørlager og boredekk er det i løpet av de ti siste årene utviklet en rekke forskjellige system­ er: • Rørbromaskiner (eng.: catwalk machines), en kombinasjon av traverskran og rørkran, se figur 3.3 • Traverskran og mekanisk rørrampe, kabeltrukket vogn og auto­ matisk «pick-up/lay-down»-system

Figur 3.3 Rørbro

Boremodulen

Rørhåndtering i boretårnet Rørhåndteringssystemet kan være et trearmet system, med to armer i boretårnet og en styrearm på boredekket. Systemet er vist på figur 3.4. Øvre styrearm og fmgerbordet blir operert fra tårnhytta. Øvre styrearm er en teleskoparm, montert på en vogn. Armen kan dreies 180°, og armens gripehode kan håndtere rørdiametere i området 3V2-9V2". Styrearm og gripehode er hydraulisk drevet. Fingerbordet er utstyrt med spyd der borerørene skal plass­ eres, og pneumatiske fingrer der vektrør og produksjonsrør plasseres.

Midtre styrearm blir styrt fra den assisterende borer­ ens hytte. Midtre styrearm kan håndtere vektrør med diameter inntil 8". Armen er plassert ca. 9 m over boredekket og blir brukt til å løfte og styre rørlengdene, mens øvre styrearm bare styrer. Midtre styre­ arm er derfor forbundet med en løftesylinder, som blir hydraulisk operert. Styrearmen på boredekket blir brukt til generell styr­ ing og løfting av rør og annet utstyr på boredekket. Hovedfunksjonen er styring av tyngre komponenter mellom rotasjonsbord og stableområder.

Momenttrekker I motsetning til vanlige heisespill som er utstyrt med integrerte momenttrekkere eller nokker (eng.: cat heads\ er en del plattformer utstyrt med frittstående momenttrekkere. Momenttrekkerne blir fjernstyrt fra borerens kontrollpanel (se figur 3.5). Figur 3.4 Et trearmet rørhåndteringssystem i boretårnet

Figur 3.5 Frittstående momenttrekker

Boreteknologi - Kapittel 3

Rørkoblingsmaskinen Rørkoblingsmaskinen (eng.: iron roughneck) er montert på skinner som er sveiset fast i dekket.

Automatkilen Automatkilen er pneumatisk drevet og blir fjernstyrt elektrisk fra borerens kontrollpanel. Snorre TLP er utstyrt med et rørhåndteringssystem utviklet for flytende plattformer. For bunnfaste innret­ ninger kan systemet forenkles.

Økende behov for automatisering av rørhåndteringsprosessen har ført til utvikling av nye systemer.

3.2 Heisesystemet Heisesystemet består av følgende komponenter: • heisespill (eng.: draw works) • kronblokk (eng.: crown block) • løpeblokk (eng.: traveling block) • dødvaierfeste (eng.: deadline anchor) • borevaier (eng.: drilling line) • trommel for reservevaier (eng.: storage reel)

Heisespillet Heisespillet (eng.: draw works) er i grove trekk en vinsj og består av en trommel som borevaieren blir spolet av og på etter som boreoperasjonen pågår. På heisespillet er det også en mindre trommel som vi kan kalle hjelpevaiertrommel (eng.: sand line reel). Denne vaieren blir brukt når vi skal kjøre lett utstyr ned i brønnen. Plas­ seringen på heisespillet er rett bak trommelen for borevaieren. Heisespillet har en hovedbrems som boreren bruker for å kontroll­ ere bevegelsen oppover eller nedover på borestrengen. I tillegg til hovedbremsen er det en hjelpebrems som er hydraulisk eller elek­ trisk operert. Heisespillet har også nokker (eng.: cat heads), kløtsj og gir for hastighet og retningsforandring.

Figur 3.6 Heisespillet

Boremodulen

En nokk er montert på hver side av heisespillet. Nokkene kan roter­ es når heisespillet er tilført kraft. Før ble nokkene mye brukt for å brekke eller skru sammen borerør. Det har skjedd mange ulykker ved bruk av disse, og i dag brukes nytt og mer sikkert utstyr for å brekke eller skru sammen borestrengen (eng.: roughneck). Tidligere brukte vi dieselmotorer som var koblet til en likestrøms­ generator. På nyere rigger er likestrømsgeneratoren skiftet ut med en vekselstrømsgenerator. Det ble gjort fordi en vekselstrømsgener­ ator er mindre, og mer driftssikker, enn en likestrømsgenerator. Vekselstrømmen omformes til likestrøm ved bruk av tyristorer som mater likestrømsmotorene, som igjen driver heisespillet.

I de senere årene er en ny generasjon hydraulisk drevne heisespill på full fart inn. Flere heisespill er hydraulisk drevet. I tillegg til ny­ ere plattformer har eldre plattformer skiftet til hydrauliske heisespill (Oseberg C- og Sleipner A-plattformene). Flere flytere har også fått hydrauliske heisespill. Det hydrauliske heisespillet opereres ved hjelp av en spak (eng.: joy-stick).

Blokk og ståltau Ståltauet er bygd opp av flere deler, vanligvis seks i spiral omkring en kjerne. Hver av delene består igjen av et antall ståltråder lagt i spiral i ett eller flere lag (se figur 3.7).

6 x 19seale med uavhengig ståltaukjerne

6 x 19 Seale konstruksjon med fiberkjerne. Boreline for rotasjonsboring og kabelboring og line for stålforing.

Høyre kryss-slått

6 x 26 Fylletråd med fiberkjerne. Line for sugestav og tubing eller boreline for kjernetakingsrigger.

Høyre langslått

6x7 Fiberkjerne. Sandline og line for kjernetaking.

6 x 25 Fylletråd med uavhengig kjerne av ståltau ståltråd. Vinsjliner.

Venstre kryss-slått

Figur 3.7 Ståltau. Forskjellige ståltauskonstruksjoner og forskjellige slagningstyper

Boreteknologi - Kapittel 3

Dimensjonen på ståltauet vi bruker ved boring, ligger normalt mel­ lom 1 og l1/?" i diameter. Under en opprigging må borelina (eng.: drilling line) trekkes gjennom heisesystemet. Det første skrittet i denne operasjonen er å hente line fra reservetrommelen og træ den over en trinse (eng.: sheave) på kronblokken. Så blir borelina dradd ned til boredekket og løpeblokken (eng.: traveling block). Her blir lina ført rundt en av trinsene før den igjen går opp til kronblokken. rundt en ny trinse og ned til løpeblokken igjen. Denne operasjonen blir utført til alle trinsene som skal brukes er brukt.

Borelina består selvfølgelig av bare ett stykke, men er trukket flere ganger opp og ned gjennom kronblokken og løpeblokken slik at det blir mange liner som er med og bærer lasten. Det vil normalt være ti eller tolv liner avhengig av hvor stor vekt som skal kunne løftes. Etter at linen er trukket over kronblokken for siste gang, går enden ned til heisespillet og festes der. Flere omdreininger med line blir kjørt inn på trommelen. Når så heisespillet brukes, vil den delen av borelina som kjøres ut av heisespillet, kalles rask eller bevegelig line (eng.: fast line) fordi den beveger seg åtte til tolv ganger så raskt som løpeblokken.

Figur 3.8 Løpeblokk

Den andre enden av borelina er festet til reservetrommelen, og den kalles «dead line». Navnet har den fått siden lina på denne siden står i ro. En festeanordning som kalles borelinefeste (eng.: deadline anchor), holder lina i ro. Når borelina er festet i borelinefestet, kan løpeblokken løftes fra boredekket (eng.: rig floor) og opp i bore­ tårnet (eng.: derrick) ved hjelp av heisespillet. For å senke løpe­ blokken igjen slipper vi ut line fra heisespillet.

3.3 Kompenserings- og opphengsutstyr Hensikten med systemet er å ta opp bevegelsen til riggen (eliminere den variable avstanden til havbunnen på grunn av bølger). Dette er viktig for å kunne opprettholde en konstant vekt på borkronen slik at borehastigheten blir optimalisert (borestrengskompensator). Det skal også være et konstant strekk på stigerørssystemet (strekklinekompensator). Vi skal se litt nærmere på prinsippene for disse to systemene.

Hivkompensator for borerør Borerigger som skal brukes offshore, er i bevegelse opp og ned på grunn av bølger og tidevann. Siden vi ønsker at borkronen i enden av borestrengen skal ha en konstant trykkraft mot formasjonen, må boreriggen kunne bevege seg, mens borestrengen står i ro, med kon­ stant vekt på borkronen. Det finnes flere typer kompensatorsyste-

Boremodulen

mer (eng.: heave compensations systems). En hivkompensator for borestrengen kan være montert over løpeblokken eller toppmontert (se figur 3.9).

Strekksystem for marint stigerør Et eget strekksystem brukes på det tunge stigerøret (eng.: riser). Det blir gjort for å holde stigerøret i strekk og på den måten hindre det i å bøyes på grunn av vekten. Stigerørets strekksystem finner du i det åpne området under boredekket (eng.: moon pool). Strekksystemet er koblet sammen med den øvre delen av stigerøret med vai­ er (se figur 3.10). □ Strekksystem M for stigerør

Figur 3.9 Toppmontert hivkompensator

Figur 3.10 Strekksystem for stigerør

3.4 Rotasjonssystemet Det mest brukte systemet på boreplattformer i dag for å rotere borestrengen er en tårnmontert boremaskin (eng.: top drive), se figur 3.12. Tidligere bestod rota­ sjonssystemet av en svivel, et kort rør som ble kalt drivrør (eng.: kelly) og et rotasjonsbord. Rotasjonsbordet og en svivel er fremdeles nødvendig, mens drivrøret er historie.

Figur 3.11 Gammelt rotasjonsbord

I begge systemene blir det overflatemonterte rota­ sjonssystemet koblet på borestrengen. Når vi bruker begrepet borestreng ute på en plattform, mener vi alle komponentene fra borkrone (eng.: bit) til svivel, mens ordet borestreng egentelig betyr borerør. Borestreng­ en, annet utstyr og borkronen blir skrudd sammen og fra hverandre på boredekket (eng.: drill floor). Bore­ dekket har plass for et stort antall verktøy og lager­ plass for borerør.

Boreteknologi - Kapittel 3

Hydraulikkslanger Borevæskeslange

Et moderne rotasjonssystem består av en tårnboremaskin og et rotasjonsbord. Som for heisespill får vi tårnboremaskiner som er hydraulisk drevet. Tårnboremaskinen er enten elektrisk eller hydraulisk drevet, og består av følgende hovedkomponenter: • Kraftsvivel • Girkasse • Hydrauliske motorer • Rørhåndterer

Tårnboremaskinen er vist på figur 3.12. Den er hengt opp i løpeblokken ved hjelp av en adapter. Alternativt kan en vanlig krok brukes, men det fører til at utstyr­ et bygger mer i høyden, og at det blir mindre fri høyde i boretårnet. Tårnboremaskinen er også koblet til den tilbaketrekkbare styrevognen. Styrevognen sørger for at tårnboremaskinen styres kontrollert langs styreskinnene i boretårnet, og tar opp reaksjonsmomenter. Styrevognen er tilbaketrekkbar, primært for å øke hastigheten under kjøring inn i og ut av brønnen, men den muliggjør også tilkobling og løfting av komponenter fra andre posisjoner enn rotasjonsbordet. Kompenseringsledd Svivel Hydraulisk motor Girboks Girlås (vises ikke) Kobling for svivel Aktuator Leddhenger Leddkobling IBOP - innvendig utblåsningssikring I I. Momenttrekker 12 Ledd 13. Bærerørklave 14. Hydraulikmotor 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.

9

Figur 3.12 Tårnmontert bore­ maskin

3.5 Boring fra en flytende installasjon Ved boring fra et boreskip eller en halvt nedsenkbar borerigg (eng.: semi submersible) er det behov for et mer komplisert brønnhodesystem enn det som blir brukt på faste installasjoner på land. Farkosten som plasseres over brønnen, vil være i bevegelse opp og ned på grunn av tidevann og bølger. Ved grov sjø eller andre farlige situasjoner må fl yteren derfor kunne forlate brønnen hurtig. Brønn­ en må kunne sikres på en effektiv måte, og frakobling fra brønn­ hodet (eng.: well head) må skje i løpet av sekunder. En flyter har havbunnsutstyret (eng.: subsea equipment) om bord på plattformen. Dette utstyret er svært tungt, og det er lagret i nærhet­ en av åpningen i senter av plattformen (eng.: moon pool). En mo­ derne borerigg har også en fjernstyrt miniubåt om bord. Det finnes to forskjellige havbunnssystemer (eng.: subsea systems):

• Havbunnssystem med ledevaier (se figur 3.13, eng.: guideline drilling system) er normalt brukt på moderate havdyp fra far­ koster som er oppankret over brønnen. • Havbunnssystem uten ledevaier (se figur 3.14. eng.: guidelineless drilling system) er utviklet for bruk på store havdyp fra far­ koster som benytter dynamisk posisjonering som forankring under boreoperasjonen.

Boremodulen

Figur 3.I4 Lederamme uten ledevaier

Operasjonsbeskrivelse

5" tykkveggede borerør

Gjengeovergang

6 x 8" vektrgr

Gjengeovergang

Gjengeovergang

26" borekrone

Figur 3.I5 Boring av 36” hull

Boreoperasjonen starter med at vi plasserer en midlertidig lede­ ramme (eng.: temporary guide base) på havbunnen. Denne opera­ sjonen blir foretatt enten du bruker et system med eller uten ledevaiere. Den midlertidige lederammen er en stålstruktur som danner et fundament for det videre arbeidet med brønnen. Vi fester ledevaierne til den midlertidige lederammen og senker strukturen ned. Operasjonen blir fulgt ved hjelp av kamera. Etter at den midlertid­ ige lederammen er plassert på havbunnen, borer vi 36" hull for 30" foringsrør (eng.: conductor casing). Denne boreoperasjonen skjer uten retur av borevæske til plattformen. Den eneste forbindelsen opp til riggen er borerøret og ledevaiere.

Vi klargjør den permanente lederammen og plasserer ledevaierne i styrestolpene. Vi kan nå kjøre det 30" foringsrøret gjennom rotasjonsbordet og gjennom åpningen i den permanente lederammen. Rørlengdene kobles sammen ved hjelp av hurtigkoblinger. Den siste rørlengden av dette foringsrøret kalles brønnhodehuset (eng.: wellhead housing). Brønnhode­ huset monteres fast i den permanente lederammen før alt landes på havbunnen ved hjelp av en borestreng. Borestren­ gen blir så frigjort, og foringsrøret er klart for sementering. Det vil normalt bli gjort ved at borerør kjøres ned inn­ vendig i foringsrøret. Denne sementjobben kalles innerstrengssementering, eller sementering med «stinger», som er vanlig ved sementering av store forings­ rør (se figur 3.16.

Boreteknologi - Kapittel 3

Deretter borer vi 26" hull. Det kan gjøres med en 171/?" borkrone og en 26" hullåpner (eng.: tinderreamer). Denne seksjonen blir i dag boret uten retur til plattformen, og grunnen til det er faren for å treffe på formasjoner som inneholder gass. Gass som finnes i formasjoner høyt oppe, kaller vi grunn gass (eng.: shallow gas).

Ved boring av topphull (de første seksjonene 26" og 36" hull) borer vi gjennom formasjoner som har liten styrke. Det betyr at borevæsken ikke all­ tid kan gi den overbalansen som er nødvendig ved en innstrømning. Den store hulldimensjonen og det lille hydrostatiske trykket borevæsken har, og at formasjonene normalt har svært høy perme­ abilitet, kan føre til at gass strømmer inn i brønn­ en raskt. Hvis boreriggen har retur (eng.: riser) til plattformen, kan denne gassen bli ført opp til plattformen, og riggen vil være i fare. Vi er nå klar til å sette 20" foringsrør. Øverste del av 20" foringsrør er brønnhodet (eng.: well head). Brønnhodet har normalt en diameter på 183/4".

Figur 3.16 Sementering av 30" rør

Hensikten med brønnhodet er: • å feste sikkerhetsventilen til brønnen og å bære vekten av den • å henge av mindre foringsrør innvendig • å gi feste for ventiltreet på en havbunnskomplettert brønn Utblåsningssikring (BOP) funksjonstestes så på overflaten. Deretter kjøres utblåsningssikringen inn under rotasjonsbordet, og stigerøret kobles til på toppen av BOP ventilene. BOP ventilene og stigerørssysteemt senkes ned og kobles til 18%" brønnhode ved hjelp av hydrauliske koblinger. Når ventilen er plassert, skal den trykktestes. Når trykktesten er ferdig, monteres en slitasjeforing i brønnhodet, og vi er klare for å bore 171/?" sek­ sjon.

Figur 3.1 7 Brønnhode

Boremodulen

Boreoperasjonen starter, og vi borer oss gjennom foringsrørskoen på 20" foringsrør og inn i ny formasjon. Fem meter inne i nytt hull tar vi en test av formasjonen, (se figur 3.19 leak-off-test), før sek­ sjonen bores ferdig. Testen utføres for å finne ut hvor mye forma­ sjonen tåler før den sprekker opp (frakturerer). Når seksjonen er ferdigboret trekker vi ut borestrengen, hullet logges hvis det er nød­ vendig, og vi setter 133/8" foringsrør og sementerer. Denne sementjobben blir normalt gjort ved å bruke topluggssementering (se figur 3.18).

Figur 3.18 Topluggssementering

Boreteknologi - Kapittel 3

Det gjøres så klart for å bore 12%" hull. Vi borer gjennom semen­ ten og inn i urørt formasjon. Formasjonen testes (leak-off-test), og hullseksjonen bores ferdig. Vi trekker ut borestrengen og kjører 95/8" foringsrør ned og sementerer den fast (topluggssementering). Under boring av denne seksjonen er det vanlig å ta kjerneprøver (eng.: coring) av lovende formasjoner. Hvis vi skal bore lenger, bo­ rer vi et 8V2" hull, og når det er ferdig boret, settes det et 7" forings­ rør.

Figur 3.19 Formasjonstest. Leak-off-test

3.6 Boring fra en oppjekkbar borerigg Den største forskjellen fra en flyterigg er at BOP-ventilene nå skal plasseres på dekk. Det betyr at 30" og 20" foringsrør er trukket til­ bake fra havbunnen og opp til plattformen. Oppe på plattformen blir disse foringsrørene kuttet, og et brønnhode bygges opp. Når 20" foringsrør er på plass, blir BOP-ventilen montert.

Boring av 36" hull Når vi borer et 36" hull, er det vanlig å bore et 171/!" hull og så ut­ vide det til 36". Når vi skal utvide 17V2" hullet til 36", kan det gjø­ res på følgende måte: Den nedre delen av borestrengen kan bestå av 26" krone og en 36" hullåpner. Den vanlige betegnelsen på borestrengens nedre del er BHA.

Boremodulen

Alle hullbanene vi borer, må måles. På en oppjekkbar boreplattform blir avstanden fra rotasjonsboret på boredekk (RKB) og til middel sjøvannsnivå (MSL) målt. Når denne avstanden er kjent, vet vi nøy­ aktig hvor borkronen befinner seg.

Borkronen blir plassert på havbunnen, og det gjøres en retningsmåling (eng.: directional survey). Boreoperasjonen starter, og det blir brukt liten vekt på borkronen (WOB 2 - 5 • 103daN) og en rota­ sjonshastighet på 100 rpm. De første meterne blir boret med en lav pumperate (ca. 1000 1/min). Den lave pumperaten blir brukt for å hindre utvasking i toppen av brønnen. Resten av hullet blir normalt boret med en større pumperate (3000 1/min). Borevæsken (eng.: spud mud) som brukes i topphullet, har høy viskositet for å løfte kaks lett opp. Figur 3.20 Fåringsrørsko

Når settedybden for 30" foringsrør er nådd, sirkulerer vi brønnen ren, og 30" foringsrør settes. Deretter sementerer vi foringsrøret. Den mest brukte metoden er innerstrengssementering (eng.: sting­ er) Dette røret kan også settes ved å bore og hamre det ned (eng.: drill and drive), eller bare ved å drive det ned. Dette er også metoder som brukes fra faste installasjoner.

Boring av 26" hull

Figur 3.21 Flytekrage

Denne seksjonen bores vanligvis i to operasjoner. Først bores et pilothull, og så åpnes dette hullet til 26". Boring av pilothull er van­ lig i områder med grunn gass, eller hvis vi ønsker gode loggedata. Når seksjonen er boret ferdig, kjører vi 20" foringsrør med sko (se figur 3.20, eng.: shoe) og flytekrage (se figur 3.21, eng.: float collar). Foringsrøret fylles med væske etter hvert som vi kjører det ned, og når røret er på plass, sementeres det ved hjelp av innerstrengmetoden.

Boring av 17/1", 1214" og S/i" hull Boring av 171/!", 12%" og 8V2" hull blir foretatt etter samme prose­ dyrer. Det blir normalt brukt tilbakeslagsventil (eng.: float valve) i den nedre delen av borestrengen (BHA). Sikringsutstyr oppe på boredekket må også være tilgjengelig (eng.: inside BOP, kelly cock, dart). Når boringen er ferdig, kjøres foringsrørene og sementeres fast. En mye brukt sementeringsmetode for mindre foringsrør er som nevnt topluggssementering.

3.7 Boring fra faste installasjoner Med boring fra faste installasjoner mener vi her boring fra perma­ nent installerte, bunnfaste produksjonsinnretninger. Slike innret­ ninger har en konstruksjon av av betong eller stål. Boring fra en betongplattform (eng.: condeep) kan foregår gjennom flere skaft, og boretårn med fundament flyttes mellom disse områ-

Boreteknologi - Kapittel 3

dene. Vanligvis er boreanleggene på faste installasjoner plassert mellom prosessanlegget og boligkvarteret. I tillegg plasseres mo­ duler med hjelpesystemer også slik at det blir størst mulig avstand mellom prosessmodul og boligmodul. Dette gjør vi for å gi størst mulig sikkerhet for personell om bord. Boreanleggets størrelse og kapasitet blir beregnet ut fra hvilke brønner som skal bores (dimensjoner, lengder, trykkforhold), regel­ verk, standarder og operatørens egne krav. Det er vanlig å utforme anlegget med en viss overkapasitet i forhold til eksisterende planer, fordi vi regner med at boremetoder og utstyr etter hvert utvikles, slik at det blir mulig å bore ekstremt lange brønner og gjerne også en lengre horisontal seksjon gjennom reservoaret.

Selve boreprosessen fra en fast installasjon vil ikke gå inn på her, da den ikke skiller seg særlig fra boreoperasjonen som utføres fra en oppjekkbar plattform.

Boring fra strekkstagsplattform En strekkstagsplattform TLP (eng.: tension leg platform) er i prin­ sippet en stor flyterigg som er strekkforankret til havbunnen (se fi­ gur 3.22). Strekkforankringen gjør at plattformen beveger seg innenfor et re­ lativt lite område, uansett værforhold. Dette gjør konseptet egnet for produksjon, i og med at vi kan plassere ventiltrærne tørt. I forhold til å installere ventiltrærne på havbunnen innebærer dette betydelige besparelser både i installasjons- og driftsfasen. Det gir god ressurs­ utnyttelse sammenlignet med permanente, bunnfaste innretninger.

Plattformens bevegelser gjør at vi må utstyre både bore- og produk­ sjonsstigerør med et kompenseringssystem. Sammen med relativt beskjedne arealer tilgjengelig gjør dette at boreanlegget blir svært kompakt og tettpakket med utstyr.

På norsk kontinentalsokkel er Snorre- og Heidrun-feltene bygd ut med strekkstagsplattform. Snorre-plattformen ble installert i 1992. Skroget på Snorre TLP er bygd i stål, mens skroget på Heidrun TLP er i betong. Fra en strekkstagsplattform foregår boreoperasjonene etter samme mønster som fra en flyterigg, og de blir derfor ikke gjentatt her.

Det er imidlertid urealistisk å tenke seg en strekkstagsplattform brukt for leteboring. Før plattformen installeres på feltet, blir det plassert en bunnramme (eng.: template) på havbunnen. Som regel vil deler av boreprogrammet være utført av en flyterigg før strekkstagsplattformen kommer ut på feltet. Denne operasjonen kaller vi forboring. Hensikten med forboringen er å komme raskt i gang med produksjonen når produksjonsplattformen kommer. De ferdigborede brønnene kompletteres fra strekkstagsplattformen. Med

Boremodulen

Flammetårn

Prosessområde

Boremodul

Kontorer og verksteder

Helikopterdekk

Bolig- og oppholdskvarter

Stuplivbåt

Evakueringsstrømpe

Dekksramme

Skrogsoyle

Ringpontong

Strekkstag

Produksjons- og eksportrør

Produksjons- og kontrollledninger til UPA

Betongfundament

Boreramme

Figur 3.22 Snorre-plattformen

komplettering mener vi klargjøring av en brønn for produksjon. Når de første brønnene er komplettert, fortsetter boreoperasjonene fra strekkstagsplattformen.

Havbunnsboring fra flyterigg Begrepet havbunnsboring brukes om boring av produksjonsbrønner gjennom en bunnramme. Brønnene kompletteres som undervannsinstallasjoner.

Bunnrammen kan være stor med plass for mange brønner, eller mindre med plass for få brønner. Bunnrammen blir da i prinsippet en permanent lederamme, for montering av utstyr. Boreoperasjonen blir den samme som ved boring fra en flyter og beskrives ikke nærmere her.

Boreteknologi - Kapittel 3

3.8 Sylinderløftrigg Med sylinderløftriggen (eng.: ram rig) har det tradisjonelle boretårnet og løftesystemet fått en konkurrent. I stedet for det tradi­ sjonelle utstyret med heisespill, kronblokk og løpeblokk har denne to hydrauliske løftesylindere. Løftesylinderen har en slaglengde på 16,2 meter. Det gir en total løftehøyde på 32 meter (se figur 3.23).

Boremodulen

Andre tekniske data er: • Total løftekapasitet 400 tonn • Største heisehastighet 2 m/s • Høyde fra boredekk til hoveddekk 18 m • Borerørslengde, maksimalt 20 m Selve tårnet på en sylinderløftrigg har følgende funksjoner: • Lede åk, løftesylinder og toppdriv • Bære vekten av utstyr som brukes, toppdriv og borestreng • Oppheng til løftevaierne • Oppheng til tang

Boremaskinen er hydraulisk drevet, og har fire vaiere på hver side som går i spor over åket og ned under boredeket. Under boredekket er vaierne festet til en balansebjelke (se figur 3.24). Vaieren har en fast lengde med støpte kauser i endene. Bal an sebj eiken er montert for å ta opp ujevnheter som kan oppstå på plattformen ved heving av borerør, foringsrør og så videre.

Figur 3.24 Balansebjelke

På en vanlig rigg blir borerørene lagret på boredekket, mens sylinderløftriggen har lagring på kjellerdekk (eng.: cellar deck) og opp til boredekket. Det gir bedre plass på boredekket, og tyngdepunktet for riggen blir senket betraktelig.

3.9 Borehastighet Borehastigheten, ROP (eng.: rate of penetration), gis i antall ft/h eller antall m/h. En rekke faktorer påvirker denne størrelsen, og vi skal her se på de viktigste faktorene: rotasjon, vekt på borkronen, væsketrykk (se figur 3.25), boreslam og hydraulikk.

Overtrykk mot formasjonen

Figur 3.25 Overtrykk i brønner

Formasjonens styrke øker med dybden, med andre ord vil borehast­ igheten avta med dybden. Det hydrostatiske trykket av boreslam virker på formasjonens egenskaper. Boreslamtrykket øker både bruddfastheten og skjærfastheten. I tillegg oppstår det en friksjons­ kraft når oppsprukne partikler skal skrapes bort.

Boreteknologi - Kapittel 3

Vekt på borkronen Borerør

Vektrør

Figur 3.26 Vekt på borkronen

Vekt på borkronen (WOB) er den viktigste faktoren. Vekten forårsakes av borestrengen (se figur 3.26), og trykket på borkronens tenner må være større enn bergartens trykkfasthet. Dette gjelder bare for elastisk-plastiske bergarter. I myke, rent plastiske forma­ sjoner vil boremekanismen bli mer skrapende enn knusende. Det er klart at valg av vekt på borkronen og borkronetype er avhengig av hvilken bergart vi borer i.

Bergartene deles derfor inn etter styrke i fire grupper. 1 Myke bergarter: myk leire, ukonsolidert sand og middels hard leire 2 Middels harde bergarter: hard leire, kalkstein, sandstein, dolomitt og leirskifer 3 Harde bergarter: svært hard leire, hard kalkstein, hard dolomitt 4 Svært harde bergarter: granitt, kvartsitt, kvartsittholdig sandstein I de fleste tilfeller er borehastigheten direkte proporsjonal med vekt på borkronen under ellers konstante forhold. For at proporsjonaliteten skal gjelde, må trykket fra borkronens tenner overskride formasjonens trykkfasthet.

Rotasjonshastigheten (rpm) Generelt øker borehastigheten med økende omdreiningshastighet. Ved store omdreiningstall får ikke tennene tid til å trenge ned i formasjonen, og borehastigheten begynner å avta etter å ha nådd et maksimum. Store omdreiningshastigheter og stor vekt på borkronen fører til stor tannslitasje og hyppig skifting av krone. Dette tar lang tid, og det gjennomsnittlige borefremskrittet (m/dag, ft/dag) kan bli redusert. Optimalt omdreiningstall og vekt på borkronen kan beregnes eller bestemmes ut fra erfaring. (Merk at produsenten av borkronen opp­ gir grenseverdier for WOB og rpm.)

I myke og middels harde bergarter vil utilstrekkelig rensing føre til at tennene i borkronen blir klistret igjen (eng.: bit balling). Tenden­ sen til igjenklistring avhenger av bergartens mineralsammensetning. Leire og bentonitt som er hydratiserbar, vil sammen med vann forme en klebrig masse som setter seg mellom tennene på kronen og til slutt omhyller hele konusen. Tennenes nedtrengningsevne blir re­ dusert og dermed også borehastigheten. I harde og svært harde berg­ arter fører utilstrekkelig rensing til gjentatt knusing av partikler. En økning i dysehastigheten utover grensen for perfekt rensing før­ er ikke til økning i borefremskrittet. Økning i borefremskrittet opp­ nås først når dysetrykket eller dysekraften (eng.: jet impact force) overskrider formasjonens trykkfasthet. Dette kalles høyttrykksboring (eng.: high pressure drilling).

Boremodulen

Forsøk viser at borefremskrittet øker kraftig når dysehastigheten øk­ es over en viss kritisk grense. Dysehastigheter på >300 ft/s ser ut til å være et nødvendig minimum for å oppnå størst mulig borehastighet i de fleste bergarter.

Hydraulisk faktor (spyle effekt). For at proporsjonaliteten skal gjelde, må forholdene ellers være konstante. Perfekt rensing (eng.: bottom hole cleaning) fører til at tennene alltid er i kontakt med en ren overflate og slipper å knuse eller skrape partiklene mer enn én gang. Rensing oppnås ved å sørge for tilstrekkelig trykktap gjennom dys­ ene i borkronen. Større trykktap gjennom dysene oppnås ved å øke pumperaten Q eller ved å sette inn mindre dyser. Dermed oppnås gunstigere rensevirkning på bunnen.

Rotasjonshastighet (rpm). Effekten av borkronens omdreiningshastighet på penetrasjonsraten er ikke fullstendig kjent.

Boreslam (strømningsegenskaper) Boreslamegenskapenes innflytelse på borehastigheten er kom­ plisert. Vi kan likevel antyde effekten fra én parameter isolert sett. Boreslammets densitet. Dette er den viktigste boreslamparameteren ettersom den bestemmer trykket på bunnen av brønnen. Uttryk­ ker vi denne parameteren som differensialtrykket, det vil si forskjel­ len mellom det hydrostatiske trykket og formasjonstrykket, får vi en klar sammenheng.

I formasjoner der det er mulig å bore med luft eller skum, viser sammenligninger med andre nærliggende brønner at borehastig­ heten kan mangedobles.

Faststoffinnholdet i slammet. Faststoffinnholdet i boreslam er bentonitt, barytt og borkaks. En medvirkende årsak til reduksjon i gjennomsnittlig borehastighet er økt borkroneslitasje. Et viktig mo­ ment i slambehandlingen er derfor utskilling av faststoff over en gitt minstedimensjon. Andre slamegenskaper som viskositet, filtrasjonsrate, laminær og turbulent strømning og så videre, vil også influere på borehastig­ heten. Sammenhengen er imidlertid noe uklar, økende viskositet og densitet fører til økende friksjonstap i borestrengen. Dette fører igjen til reduksjon i tilgjengelig trykktap gjennom dysene i bor­ kronen. Renseeffekten på bunnen blir redusert.

På den andre siden er det nødvendig med en viss viskositet for å gi boreslammet tilstrekkelig løfteevne til å transportere borkaks opp gjennom ringrommet. Er slammets løfteevne for lav, akkumulerer borkaks seg, og borehastigheten synker.

Boreteknologi - Kapittel 3

En praktisk øvre grense for «jet»-boring er bestemt av pumpeka­ pasiteten eller tilgjengelig pumpekraft og slitasje gjennom dysene. Dysehastigheter over 500 ft/s (150 m/s) er forsøkt med godt resul­ tat.

3.10 Generelle retningslinjer for valg av type borkrone 1 myke formasjoner bruker vi borkroner med lange tenner og stort mellomrom mellom tennene. Samtidig velger vi borkroner med størst mulig akselforskyvning (offset). I hardere bergarter blir av­ standen mellom tennene mindre og tannlengden redusert.

I harde, ikke-splintrige formasjoner bruker vi diamantborkrone. Hver diamant kan bertraktes som et knuseelement. Diamantene står tettere jo hardere formasjonen er. Vi bruker diamantborkroner i dype brønner med diameter 12%". Her er den vanlige rullemeiselkronen ikke så effektiv, og den må byttes ofte.

3.1 I Signaltyper Elektriske signaler Elektriske signaler blir overført i form av spenning eller strøm, og kjennetegnes ved stor nøyaktighet, hurtighet og enkel overføring. Sikkerhetsmessige forhold kan være en ulempe, spesielt i petroleumsindustrien, der vi arbeider med eksplosive gasser og brenn­ bare væsker. Vi kan likevel sikre oss mot gnister ved å senke spen­ ningsnivået eller «pakke» utstyret inn i lufttette bokser.

Pneumatiske signaler Pneumatiske signaler har vært den dominerende signaltypen i petroleumsindustrien, fordi det er enkelt å gjøre systemet eksplosjonssikkert. Standard signalområder: 3-15 psi (0,2-1 N/cm2) Pneumatiske signaler har begrenset nøyaktighet (+1 %) og hurtig­ het.

Hydrauliske signaler Vi bruker hydrauliske signaler spesielt i forbindelse med elementer som måler tilstandsstørrelser med relativt høy verdi, for eksempel måling av vekt på borkronen og pumpetrykk. Vi kan benytte oss av høye trykk, som 10-70 N/cm2 eller 500-2000 N/cm2. På grunn av det høye trykket kan hydrauliske signaler overføre verdier som vari­ erer relativt raskt. Ulempen er at utstyret blir kostbart og lite flek­ sibelt.

Boremodulen

Digitale og analoge signaler Når et signal blir uttrykt digitalt, vil det si at signalets verdi ut­ trykkes ved et tall. Analoge signaler gir et kontinuerlig mål for verdien av tilstandsstørrelsen.

3.12 Instrumenttyper Detektor En detektor (føler) er et element som gir et utgangssignal når det blir påvirket av en tilstandsstørrelse (trykk, temperatur). Utgangssignalet er et mål for tilstandsstørrelsens verdi. Hensikten med en detektor er å komme over fra tilstandsstørrelsen (for eksempel temperatur eller hastighet) til et signal som er hensiktsmessig for videre behandling.

Indikatorer For å kunne presentere et målesignal visuelt må vi bruke et indikerende instrument. Vi har tre hovedtyper av indikerende instrumenter: • Analoge instrumenter med fast skala og bevegelig viser • Analoge instrumenter med bevegelig skala og fast viser • Digitale instrumenter (tallene vises på skjerm)

Registrerende instrumenter Vi bruker registrerende instrumenter når vi skal holde spesielt øye med tilstandsstørrelsens variasjon med tiden. Vanligvis tegner in­ strumentet opp tilstandsstørrelsens variasjon som en kurve på et papirark eller en skjerm.

Boreoperasjonsinstrumentering De vanligste kontrollinstrumentene på instrumentpanelet er: • Vektindikator som viser vekten av borestrengen, overført vekt til borkronen og belastningen på boretårnet • Tangmomentindikator som viser «make up»- eller «break out»moment som anvendes på borerør, drivrør og foringsrør • Dreiemomentindikator som viser overført moment fra rotasjons­ bord til borestreng og borkrone • Slamtrykksindikator som viser trykket fra pumpene, trykk i slamrøret og sirkulasjonstrykket i brønnen • Rotasjonshastighetsindikator som viser rotasjonsbordets hastig­ het • Pumpeslagteller som indikerer pumpens slag

Målte parametere Disse parametrene er viktige når boring pågår: Krokbelastning

Dybde

Trykk i rør

Slamdensitet

Væskemengde

Pumpehastighet

Pumpeslag

Vekt på borkronen

Rotasjonshastighet

Borehastighet

Væskestrøm

Væsketemperatur

Viskositet

Boreteknologi - Kapittel 3

3.13 Vektindikator Vi regner med at vekten på borkronen er den faktoren som har størst betydning for borehastigheten. Vanligvis regner vi med at borehas­ tigheten er direkte proporsjonal med vekten over 10 000 Ibs. For stor vekt kan føre til • tannbrudd • avvik i boreretning • nedbrytning av gjenger i borestrengen

3.14 Rotasjonshastighet Rotasjonshastighetsdetektor og rotasjonshastighet Når rotasjonshastigheten øker, så øker den totale overførte energien, men overført moment per omdreining avtar. Vi har altså ikke direkte proporsjonslikhet mellom rotasjonshastighet og borehastighet. Lavere overført effekt til formasjonen (per omdreining) ved økende rotasjonshastighet skyldes rullemeiselkronens virkemåte.

Når vi borer et hull, er vi interessert i den rotasjonshastigheten som gir maksimal borehastighet, samtidig som kostnadene holdes på et akseptabelt nivå. Det er derfor viktig at vi registrerer rotasjonshas­ tigheten kontinuerlig.

3.15 Dreiemoment og tangmoment Dreiemomentsindikator Hvis vi belaster borestrengen med for stort moment, kan det oppstå brudd med etterfølgende kostbar fisking. For å unngå dette må vi kontrollere dreiemomentet som tilføres gjennom rotasjonsbordet. Når rotasjonen drives av en elektrisk motor, kan vi bruke en strømshunt for å registrere tilført dreiemoment. Strøm-shunten gir et signal som er proporsjonalt med den strømmengden motoren trek­ ker, og strømforbruket er et mål for overført dreiemoment.

3.16 Pumpeslag og strømningsrate Væskemengden som pumpene leverer, er direkte proporsjonal med pumpehastigheten. Pumpetrykket som kreves for å levere en be­ stemt væskemengde, blir regulert av systemets strømningsmotstand. Pumpefeil, feil i rørssystemet og feil i brønnen resulterer i en trykkforandring. Boreren må kunne sjekke pumpehastigheten før han foretar seg noe, på grunn av sammenhengen mellom pumpehastighet, levert væskemengde og pumpetrykk.

Boremodulen

Vi bruker pumpehastigheten inn for å kontrollere væskemengden som sirkuleres. Vi kalibrerer utgangssignalet til å vise antall pumpeslag per minutt (spm), eller den kan kalibreres i gpm (eng.: gallons per minute), som angir væskestrømmen direkte. Pumpe­ hastigheten kan også måles ved en pulsgenerator montert på pum­ pene. Pulsgeneratoren gir en puls per pumpeslag til en teller med et bestemt telleintervall. Denne telleren vil gi spm (eventuelt gpm) og måle over telleintervallet (for eksempel 10 sekunder). Fordelen med en slik teller er at det går an å telle totalt antall pumpeslag. Trykkfallsbaserte detektorer kan brukes for å måle væskestrøm. En slik detektor består av en dyse eller blende inne i røret, og en dpcelle for måling.

3.17 Pumpetrykk Vi er interessert i væsketrykket inn i og ut av brønnen. Under bor­ ing med moderne borkroner er det viktig å ha god kontroll med pumpetrykket, da dette kan indikere slitasje på borestreng og pum­ per. Væskemanometeret må skilles fysisk fra boreslammet på grunn av slammets korrosive effekt.

3.18 Borehastighetsindikator Borehastigheten er den viktigste av alle parametere med hensyn til riggeffektivitet og lønnsomhet. Størrelsen måles ofte ved hjelp av en følgeline, som er festet til løpeblokken og passerer over et driv­ hjul. Dette hjulet driver et gir. Til giret er det koblet et presisjonspotensiometer som gir en spenning proporsjonal med dybden. Det er også koblet til et instrument som gir et spenningssignal som står for borehastigheten. Når en rørlengde er boret og en ny lengde tilkoblet, må vi nullstille posisjonsmåleren. Det skjer automatisk.

For å få et uttrykk for total dybde må vi ha et regneelement som summerer posisjonsmålerens signaler. En dybdemåler kan bestå av et tannhjul som drives av toppblokken. Dette hjulet driver en puls­ generator som står i forbindelse med en teller. Vi kan kalibrere tel­ leren slik at utgangssignalet direkte gir antall fot. Utgangssignalet presenteres i digital form. Ved hjelp av en logisk krets med inngangssignal fra heisens lastdetektor kan telleren kobles ut når bor­ kronen ikke er på bunnen av brønnen.

Tonnkilometerindikator Enheten måler den aktuelle tonnkilometerbruk av vaieren. Den an­ gir arbeids/slitasje-data for vaieren. Disse anvendes i programmer for forebyggende vedlikehold av vaieren. Enheten mottar signal fra vektindikatorgiveren som angir vaierens belastning, og turtallssignal mottas fra en rpm-tran smitter som er plassert i toppblokken.

Boreteknologi - Kapittel 3

3.19 Slamdensitetsmåler Boreslammets densitet innvirker i stor grad på borehastigheten. Når slamdensiteten overstiger en viss verdi for en bestemt dybde og bergart, kan borehastigheten bli redusert ti] null. Det har sammen­ heng med at differensialtrykket er så stort at borkakset ikke løsner fra bunnen. Variasjoner i returslammet skyldes gassfragmenter og er av mindre betydning for boreoperasjonen. Den største nytten har vi av en densitetsmåler installert i sugetanken (eng.: suction tank). Den vil da alltid være nedsenket i slam med en oppdrift lik vekten av for­ trengt væskemengde. Oppdriftseffekten overføres med et pneuma­ tisk signal til en sentral.

3.20 Væskemengdemåler Av ulike årsaker er det alltid behov for å overvåke det totale slamvolumet. En stor økning i volum er en vanlig indikasjon på innstrømning (eng.: kick), mens reduksjon i slam volum indikerer sirkulasjonssvikt. Til dette brukes en nivåindikator i hver slamtank, og utgangssignalet går til et summeringspunkt. Dette elementets utgangssignal representerer det totale slamvolumet.

Prinsipp Enheten har to indikatorer. Den ene viser total slamvolum i m3, og den andre økning/tap i slamvolum. Det er installert alarm for høyt/lavt nivå. Hele enheten er elektrisk og i eksplosjonssikker ut­ førelse.

Tangmomentindikator Tangmoment er nødvendig fordi tiltrekkingsmoment (eng.: make up) og fraskruingsmoment (eng.: break out) må være under kontroll av hensyn til gjengene i koblingene. Momentindikatoren består av et hydraulisk system med strekklastcelle. Det er ofte tilkobling til skriver, slik at vi til enhver tid har kontroll med antall koblinger som er gjort i brønnen, og deres moment.

Oppgaver til kapittel 3 Oppgaver merket * er operative oppgaver som ikke er behandlet i kapitlet.

Oppgave I Beskriv det utstyret som blir brukt ved rotasjonsboring (gammel måte): A rotasjonsbord B masterbushing C kellybushing D kelly E svivel

Boremodulen

Oppgave 2 Et heisespill består av flere komponenter, blant annet en manuell hvovedbrems. Beskriv denne og dens virkemåte både med ord og tegning/skisse.

Oppgave 3 Hva er formålet med reservelina?

Oppgave 4 Vis ved hjelp av en enkel skisse systemet for borelina fra heise­ spillet «draw work» til reservelinetrommelen.

Oppgave 5 Det bores for å sette 133/8" foringsrør. Hvilken dimensjon har van­ ligvis borkronen i dette tilfellet?

Oppgave 6 Når og hvordan utfører vi en «leak off-test»?

Oppgave 7* Finn ut hva som menes med «cut/slip» av drill-line, og hvorfor dette gjøres.

Oppgave 8 Tårnmonterte boremaskiner (eng.: top drive) har i de senere år er­ stattet bruk av drivrør. Hvilke fordeler har man oppnådd med dette?

Oppgave 9* Hva kan vi gjøre for å hindre å trekke «våt pipe»?

Oppgave 10* Finn ut hva sikkerjobbanalyse (SJA) er, og hva hensikten med SJA er. Når skal en sikkerjobbanalyse foretas? Hvilke personer deltar i en sikkerjobbanalyse? Hvilke momenter gjennomgår deltakerne ved en sikkerjobbanalyse?

Oppgave I I * Uoppmerksomhet er en av de største årsakene til skader på en rigg. Hva legger vi i ordet «oppmerksomhet» (hva betyr dette i en jobb­ situasjon)? Gi fem eksempler på hva oppmerksomhet kan være.

Oppgave 12* Finn ut hva som er hensikten med det arbeidstillatelsesystemet som brukes offshore? Hvilken kontroll gir arbeidstillatelsesystemet for det arbeidet som skal utføres? Hvilke typer av arbeidstillatelser kan være aktuelle på et felt?

Boreteknologi - Kapittel 3

Oppgave 13* Ridebeltet er i bruk ved flere operasjoner i boretårnet. Finn frem til de regler skal følges når ridebelte brukes?

Oppgave 14* Arbeid på boredekk har tradisjonelt vært det stedet på en plattform hvor det har vært flest personskader. Dette har bedret seg i den se­ nere tid. Hvorfor? Nevn seks viktige punkter ved arbeid på boredekket.

Oppgave 15 Nevn de viktigste faktorene som påvirker borehastigheten.

Oppgave 16 Lag en skisse av de viktigste boreparametrene, og forklar hvorfor og hvordan de bestemmer hastigheten.

Oppgave 17 List opp de faktorene som har innvirkning på borehastigheten.

Oppgave 18 Forklar hva vi mener med ordet trykkfasthet.

Oppgave 19 Hvorfor er det viktig at vekten på borkronens tenner er større en bergartens trykkfasthet?

Oppgave 20 Hva skjer med borehastigheten når du øker WOB fra 10 • 103 daN til 15 • 103 daN? Når WOB er 10 • 103 daN, er borehastigheten 40 m/h.

Oppgave 21 Forklar hvordan rotasjonshastigheten virker inn på borehastigheten.

Oppgave 22 Tegn og forklar hva som skjer når dysekraften overskrider trykk fastheten til formasjonen.

Oppgave 23 Hvilken innvirkning har slammets densitet på borehastigheten? Sett opp et diagram/plott som viser hvordan borehastigheten forandrer seg når differensialtrykket endrer seg.

Oppgave 24 Vi ønsker å bore så raskt som mulig. Dette ønsker vi å gjøre med svært stor vekt på borkronen (WOB) og høy rotasjonshastighet (RPM). Er dette lurt? Begrunn svaret.

Brønnbygging

Kapittel 4

Brønnbygging

4.1 Foringsrørets funksjoner Boring av en brønn foregår i seksjoner. Når en seksjon er ferdigboret eller det oppstår uventede problemer, settes det foringsrør. Foringsrøret (eng.: casing) blir senket ned i brønnen og sementert fast til formasjonen. På denne måten får vi en trykktett forbindelse ned til olje og gassforekomstene.

Nedenfor finner du noen av foringsrørets viktigste funksjoner: • Gi mulighet for å kunne kontrollere brønntrykket • Hindre at hullet raser sammen • Holde vann vekk fra den produktive sonen • Begrense brønnens produksjon (perforere den delen av reser­ voaret som gir det beste resultatet) • Gi mulighet for å kunne installere mekaniske pumper og annet utstyr i brønnen • Hindre forurensing av grunnvannet (det gjelder ved boring på land)

Brønnhode 30" foringsrør

20" foringsrør

1378" foringsrør

OW foringsrør

7" bunnforingsrør

Figur 4.1 Foringsrørprogram

4.2 Typisk foringsrørprogram (letebrønn) Tabellen nedenfor beskriver et foringsrørprogram for en typisk lete­ brønn. Det foringsrørprogrammet som er vist, er bare et eksempel (se også figur 4.1). Foringsrørprogrammene varierer fra selskap til selskap og med om det er en letebrønn eller en produksjonsbrønn vi skal bore. Type

Dimensjon OD

Settedyp

Åpningsrør (eng.: conductor casing) Forankringsrør (eng.: surface casing) Mellomforing (eng.: intermeditate casing) Produksjonsforing (eng.: production casing)

30 tommer

50-150 m

20 tommer

300-1200 m

133/g tommer

Settedypet vil variere med formasjonen og hullforholdene Ofte blir denne ført ned til den produserende sonen (reservoaret) eller gjennom den Gjennom den produserende sonen (reservoaret)

Bunnforing (eng.: liner)

95/s tommer

7 tommer

Boreteknologi - Kapittel 4

Åpningsrør Den øvre delen av havbunnen på norsk sokkel består vanligvis av sand, bløt leire og gjørme. Hensikten med åpningsrør (eng.: conductor casing) er primært å støtte opp brønnveggen i disse formasjonene, slik at brønnen ikke raser sammen. Tykkelsen av disse «bløte» lagene varierer fra ca. 50 til ca. 150 m. De vanligste dimensjonene er 36, 30, 24 og 20 tommer. Vi kjører åpningsrør på flere måter, det avgjørende er hvilken type installasjon vi borer fra. På flytende installasjoner borer vi først hullet, så kjører vi åpningsrøret, skrur rørene sammen med hurtigkoblinger, og til slutt se­ menterer vi røret helt opp til havbunnen.

med kontrollinje

Pakning

VG 300 ventil

Foringsrørhenger

-VG 200 ventil Pakning

Foringsrørhenger

Foringsrørhode Åpningsrør Forankringsrør Mellomforing Produksjonsrørforing Kontrollinje Produksjonsrør

Figur 4.2 Brønnhode ved fast installasjon

Fra en fast installasjon kan vi bruke flere metoder; vanligst er det å slå røret ned eller å bruke en kombinasjon av å bore og å slå. Bru­ ker vi denne metoden, blir rørene sveiset sammen. Da er det ikke mulig å sementere dette røret. På faste installasjoner er det også vanlig å slå ned flere åpningsrør før vi borer videre. Når røret kommer til fastere formasjoner, går hastigheten ned (slag/m), og ar­ beidet avsluttes på en gitt grense. Røret kuttes oppe på dekk i riktig

Brønnbygging

høyde for å plassere brønnhodet. Det er ikke mulig fra en flyter, da brønnhodet er på havbunnen. På en flytende installasjon er det vikt­ ig å bore så dypt at vi kan henge av åpningsrøret på havbunnen. Den øvre delen av åpningsrøret kalles «brønnhodehuset» (se figur 4.3).

Brønnhodehus 18 3/4"

henger ' 10 000 psi

SG-LTRpakning

SG-LTRpakning

Slitasjeioring W Fdringsrørhenger 95/8"

Brønnhodehus 30"

Foringsrørhenger 133/8"

Figur 4.3 Brønnhode ved en flytende installasjon

Forankringsrøret Forankringsrøret (eng.: surface casing) er selve fundamentet for brønnen, og sementeres helt opp til havbunnen. Dette røret vil bli satt på et dyp som sikrer tilstrekkelig formasjons styrke for kontroll av formasjonstrykk i neste seksjon. Det er flere vanlige dimensjo­ ner, 24, 20, 185/8 og 16 tommer. Den øvre delen av forankringsrøret er brønnhodet, som blir sveiset på.

Hensikten med brønnhodet er: • Å feste sikkerhetsventilen (BOP) til brønnen og bære vekten av den • Å kunne henge av mindre foringsrør innvendig • På en undersjøisk sub sea-brønn vil brønnhode også på et senere tidspunkt være feste for «juletreet».

Boreteknologi - Kapittel 4

Mellomforing

BRØNNHODE 1274" hull Slam 9%" foringsrør

_4

Sement

Pakning/henger

7" bunnforing (liner)

RESERVOAR

Figur 4.4 Produksjonsforing

En mellomforing (eng.: intermeditate casing) settes for å hindre at brønnen raser sammen, og for å beskytte svake formasjoner. Det kan også være aktuelt å sette mellomforinger når vi har boret gjen­ nom en høyttrykkssone. Har vi satt et rør gjennom en høyttrykkssone, er det mulig å bruke lettere slam ved den videre boringen. Borer vi gjennom mobile formasjoner som salt og leire, kan det være aktuelt å sette et foringsrør for å hindre at den «mobile» formasjonen flyter inn i brønnen. Skjer det, kan borestrengen kjøre seg fast. Det finnes mange dimensjoner på mellomforinger: 16, 14, 133/8, 10% og 95/8 tommer. Dette foringsrøret trekkes tilbake til brønnhodet (eng.: well head) og festes der. Normalt blir disse foringsrørene ikke sementert helt opp til overflaten, men minst 200-300 m inn i foregående foringsrør.

Produksjonsforing En produksjonsforing (eng.: produetion casing) er det foringsrøret som går gjennom reservoaret. Det er ofte det siste foringsrøret som settes (se figur 4.4). Hensikten er å isolere reservoaret mot uønsk­ ede væsker eller gasser i den produserende sonen. Dette foringsrør­ et skal også muliggjøre installasjon av et produksjonsrør, pumper og pakninger.

Bunnforing En bunnforing (eng.: liner) er et foringsrør som er hengt av i bunn­ en av et foringsrør (100-200 m over bunnen). En bunnforing blir ofte brukt i dype brønner eller for å spare foringsrør (se figur 4.5). Foringsrøret blir sementert i hele sin lengde når det blir brukt i bunnen av brønnen.

4.3 Brønnhodesystem Vi skal her konsentrere oss om en letebrønn boret fra en flyter. Som nevnt skal brønnhodet da kunne bære vekten av sikkerhetsventilen, kunne tåle det samme trykket som sikkerhetsventilen er designet for, og muliggjøre installasjon av alle de andre foringsrørene som skal trekkes tilbake til brønnhodet. Foringsrørene som trekkes til­ bake til brønnhodet, skal kunne låses fast til brønnhodet, og ringrommet mellom foringsrøret og brønnhodet skal tettes. Det finnes flere systemer på markedet (Vetco, Cameron), med forskjell­ er avhengig av om det er en letebrønn, boret fra en flyter, eller en produksjonsbrønn, som bores fra en fast installasjon. En undersjø­ isk brønn (eng.: sub sea well) har samme brønnhodesystem som en letebrønn, det vil si at vi teoretisk kan bruke en letebrønn som en produksjons-/injeksjonsbrønn senere.

Tettering Tetteringen (eng.: seal assembly) eller pakningen er plassert mellom foringsrørhengeren og brønnhodet. Tetteringen må tåle høyt trykk

Brønnbygging

og høy temperatur. I tillegg må den være motstandsdyktig mot gass­ er (H2S, CO2) og korrosive væsker. Som nevnt, er tetteringen en pakning som skal gi en trykktett for­ bindelse mellom tetteringen og brønnhodet (eng.: well head) og mellom tetteringen og foringsrørhengeren (eng.: casing hanger). Følgende ringrom (annulus) blir isolert med en tettering: • Ringrommet mellom 20" og 133/8" foringsrør • Ringrommet mellom 133/8" og 95/8" foringsrør • Ringrommet mellom 95/8" og 7" foringsrør hvis 7" foringsrør er trukket tilbake til brønnhodet

I ringrommet mellom 30" og 20" foringsrør blir det ikke brukt tett­ ering, da brønnhodet som er øvre del av 20" foringsrør, har en form som gjør tetteringen unødvendig. Ringrommet mellom 20" og 30" foringsrør er desuten sementert helt opp. Foringsrør og tettering kan kjøres samtidig inn i brønnen, men det er mer vanlig å gjøre det i to operasjoner. Grunnen er at det kan ligge sement igjen etter sementeringen der tetteringen skal sitte. Er det sementrester der tetteringen skal sitte, blir det problemer. Det er derfor nødvendig å gå ned med frese- og vaskeredskap (eng.: milling and flush tool) før vi kjører tetteringen. Tetteringen monteres ved hjelp av et spesialverktøy (eng.: drill pipe running tool) som kjøres på vanlig borestreng (S 135). Rett over kjøre verktøy et bruker vi tunge borerør, for å unngå at borerøret bøyer seg når det settes vekt på utstyret for å sette tetteringen.

4.4 Drilling Data Handbook Drilling Data Handbook (DDH) har vært og er et nyttig redskap under hele boreprosessen. Boken inneholder de fleste data, kart og prosedyrer som det er behov for å kjenne til under boreoperasjonen. I den siste utgaven (1991) er alle enhetene også registrert i SI-systemet, slik at utgaven inneholder både standard engelske og ame­ rikanske enheter og SI-enheter. Når det gjelder foringsrør (eng.: casing) skal vi holde oss til kapittel C «Casing, tubing line pipe standards». De sidene i DDH som vi må kunne bruke i forbindelse med forings­ rør og valg av foringsrør, er fra C36 til C77, «Geometric characteristics and mecanical properities of casing» og «Physical properties of line pipe, riser and conductor pipe». Det er ikke meningen at vi skal utføre en fullstendig foringsrørdesign, men vi må kunne kjenne de tre kriteriene som entydig be­ stemmer et foringsrør (OD, vekt og stålkvalitet), og kunne gjøre rede for hva verdiene står for. Vi skal kunne utføre enkle bereg-

Boreteknologi - Kapittel 4

ninger av krefter som virker på et foringsrør (sprengning, sammenpressing og strekk), og ut fra gitte kriterier utføre det mest hen­ siktsmessige valget av foringsrør som tilfredsstiller kriteriene slik at det holder. Det betyr at vi ser bort fra mer komplisert design.

Litt om DDH kapittel C Den informasjonen som vi bruker, finner du i rad 1 til 11 i DDH s. 143 (C36).

I tabellen nedenfor finner du forklaring på uttrykk som er brukt i ka­ pittel C i DDH. Rad Rad Rad Rad Rad Rad

1 2 3 4 5 6

Nominal size (OD) Nominal weight Wall thickness Inside diameter Steel cross-section Capa si ty

Rad 7

Displacement

Rad 8 Rad 9

Grade Collapse res istanse (MPa)

Rad 10

Internal yield pressure (MPa)

Rad 11

Pipe body yield strength (103 daN)

Utvendig diameter av foringsrøret Vekt av foringsrøret i kg/m eller lb/ft (pund/fot) Veggtykkelsen til foringsrøret i tommer (in) eller meter (m) Innvendig diameter av foringsrøret Ståltversnittet av foringsrøret Innvendig volum av foringsrøret i liter per meter (1/m) eller gallon per fot (gal/ft) Fortrengt væskemengde (det totale volumet som foringsrør­ et fortrenger i liter per m) Stålkvaliteten til foringsrøret Maksimalt trykk som foringsrøret kan belastes på utsiden uten trykk innvendig (differensialtrykk). Beregnet ut fra stålets flytegrense Maksimalt trykk som foringsrøret kan belastes med på inn­ siden uten utvendig trykk (differensialtrykk). Beregnet ut fra stålets flytegrense Maksimal strekkbelasting som foringsrøret kan utsettes for. Beregnet ut fra stålets flytegrense

Noen enheter som det er nyttig å kunne 25.4 mm 1 tomme = 1 gal = 3,785 liter 1 bbl = 158,98 liter 1 Mpa = 1 000 000. Pa = 10 bar 1 bar = 100 000 Pa 1 daN = 10N 1 bar = 14,5038 psi (For flere omregninger, se DDH kapittel Al til A22.)

La oss prøve å finne frem i DDH Du skal finne en 95/8" foringsrør (eng.: casing) 53,5 lb/ft og L80. Hvor mye tåler dette foringsrøret i «burst», «collapse» og «tensile»?

Svar: (Se DDH s. C60) Burst 54,6 MPa - 546 bar (se omregningstabell s. 7) Collapse 45,6 MPa = 456 bar Tensile 553 • 103 daN (IdaN = 10N)

Brønnbygging

4.5 Dimensjonering av foringsrør Når et foringsrør skal «dimensjoneres», brukes det standarder. API (American Petroleum Institute) er en slik standard. Den forteller oss hvordan vi skal foreta betegningene. Når vi utsetter et metall for store krefter, blir det ødelagt ved en gitt kraft. Det er viktig å kjenne til hvor mye en gitt ståltype tåler før det skjer.

For å være på den sikre siden blir det også brukt sikkerhetsfaktorer. Disse sikkerhetsfaktorene skal ta opp uforutsette belastninger, eller belastninger som er vanskelige å beregne. Har vi svært gode kunn­ skaper om de kreftene som stålet blir utsatt for, vil sikkerhets­ faktoren normalt være liten. Kjenner vi derimot lite til kreftene som virker på konstruksjonen, bruker vi en større sikkerhetsfaktor. La oss si at en tynn ståltråd tåler 200 kg før den blir varig deformert. For å være på den sikre siden oppgir fabrikken som har laget denne ståltråden, at vi ikke kan utsette den for større belastning enn 100 kg. Fabrikken opererer da med en sikkerhetsfaktor på 2. 200 kg 100 kg

2

På samme måte blir det om vi utsetter et foringsrør eller et borerør for belastning. Men når har vi utsatt et rør for en belastning som er så stor at røret blir ødelagt? Den belastningen et rør tåler ut fra DDH, er beregnet ut fra stålets flytegrense. Stålets flytegrense er da den kraften vi kan utsette røret for før det får en varig deformasjon. Vi skal se litt nærmere på hva vi mener med flytegrensen til et me­ tall.

Flytegrense Flytegrense for et metall forteller oss hvor mye vi kan belaste me­ tallet før det får en varig deformasjon. Når det gjelder foringsrør og borerør, skal vi bare snakke om stål. Stål oppfører seg som en strikk, det vil si at når vi drar i det, blir det lengre. Denne forlengelsen kan Kraft (N/m) vj måle, hvis vi samtidig måler hvor stor kraft vi bruker for å få k denne forlengelsen. Målingene registrerer vi i et diagram, og vi får 4 da frem en rett linje; måling 1 og 2 ligger på en rett linje. Hvis vi nå / slipper av kraften, vil stålet gå tilbake til sin opprinnelige form (som 3 en strikk). Fortsetter vi å dra i prøven, registrere kraften vi drar med, 2 og hvor mye lengre metallbiten blir, og avmerker dette i et diagram, kommer vi til et punkt da vi ikke lenger får en rett linje, punkt 3. Den kraften vi bruker for å nå punkt 3, kaller vi stålets flytegrense. 1 Trekker vi enda mer (større kraft) og slipper av kraften (punkt 4), ser vi at stålet er blitt lengre enn det var før vi startet. Det har fått en varig forlengelse. Figur 4.7 viser dette, men vi kan kanskje Forlengelse (m) lettest se det hvis vi setter en stålstang i en strekkmaskin og ------------------------------------------ ► måler lengde og kraft til stålstangen ryker. Det er viktig å få * 7--------------------------------------------- frem at den kraften vi må bruke, er avhengig av arealet eller Varig forlengelse tverrsnittet som kraften virker på. Figur 4.7 Flytekuve for stål

Boreteknologi - Kapittel 4

Kraft måler vi i newton (N), og forlengelsen måler vi i meter (m) når vi bruker Sl-enhetene. Arealet blir da i kvadratmeter (m2). I Drilling Data Handbook (DDH) er flytegrensen oppgitt i megapascal og psi.

7 pascal Pascal er newton per kvadratmeter (N/m2), og mega betyr million, for eksempel er 270 MPa da 270 000 000 Pa (N/m2). 2 Pund per kvadrat tomme (psi) Dette er en amerikanske måleenhet. Den er fortsatt i bruk i olje­ industrien, så det er viktig å kjenne til den. 1 bar = 100 000 Pa 14,5038 psi Et foringsrør må tåle følgende belastninger: • Sprengning (eng.: burst) • Sammenpressing (eng.: collapse) • Strekk (eng.: pipe body yield strength)

Sprengning Med sprengning (eng.: burst) mener vi at foringsrøret (eng.: casing) sprenges, det vil si at det innvendige trykket er mye større enn det utvendige, så mye større at røret revner. Det er altså den trykkfor­ skjellen (dP) som kan oppstå mellom det innvendige og det utven­ dige trykket, som er avgjørende for hvilket foringsrør vi velger. Det er avhengig av de kriteriene vi legger til grunn. Kriteriene varierer noe fra selskap til selskap, men grunnprinsippene er like og bygger på API-standarden, slik at vi kan si at det finnes regler for dimen­ sjonering av foringsrør. For å få kunne velge et foringsrør må vi kunne bestemme kreftene det kan bli utsatt for. Vi skal nedenfor se på en situasjon vi kan bruke ved beregning av den sprengningsbelastningen som røret ut­ settes for.

Figur 4.8 Sprengning

Vi tenker oss at vi har satt 95/8" foringsrør og borer videre med 8V2" krone (se figur 4.8)

Vi borer inn i en høyttrykkssone med gass, og gassen strømmer inn i brønnen. Vi tenker oss så at denne gassen fyller hele brønnen før brønnen stenges inn på BOP. Hva skjer? La oss illustrere dette med et eksempel.

Eksempel. Sprengning • • • •

95/8" L80 53,5 lb/ft foringsrør er satt på 3200 m RKB. 8V2" hull er boret ned til 3500 m RKB. Formasjonstrykket er her 430 bar. Gassen som strømmer inn i brønnen, har en densitet på 0,18

Brønnbygging

• Anta slam med SG 1,5 i ringrommet mellom 95/8" og 133/8" foringsrør over sementen. • Brønnen stenges inn oppe på BOP-dekket på plattformen (vi be­ finner oss på en fast installasjon). 1 Finn hva det gitte foringsrøret tåler i sprengningstrykk. 2 Hvor får vi det største sprengningstrykket, og hvorfor blir tryk­ ket størst her? 3 Beregn sprengningstrykket som vil oppstå i denne situasjonen. Svar: 1 95/8" L80 53,5 lb/ft foringsrør DDH side C60 (s 160) gir «Intemal yield pressure» 54,6 Mpa, eller 546 bar. Foringsrøret tåler et differensialtrykk (dP) på 546 bar før stålet når flytegrensen og det er fare for sprengning.

2 Sprengningstrykket er størst i toppen av foringsrøret. Siden dette er en fast installasjon, er trykket 0 barg på utsiden av foringsrøret rett under BOP (BOP står på dekk.) Mens det inn­ vendige trykket under BOP blir derimot svært stort, avhengig av formasjonstrykket der væsken/gassen strømmer inn. Det inn­ vendige trykket er formasjonstrykket minus trykket som gassøylen (SG 0,18) gir. 3 Trykket blir størst i toppen, da det ikke er mottrykk på utsiden og et stort innvendig trykk. Beveger vi oss nedover i brønnen, øker det utvendige trykket. Trykkøkningen er avhengig av densiteten på væsken på utsiden. I dette tilfellet var det slam med SG =1,5. Trykket innvendig øker også, men denne trykk­ økningen er mye mindre siden gassen bare hadde en SG på 0,18.

Beregning (For enkelhets skyld bruker vi BOP som referansepunkt og ikke RKB, og sier at høydene refererer seg til BOP.)

Innvendig trykk under BOP. 430 bar - 0,0981 • 3500 -0,18 = 368 barg

Det utvendige trykket vil være 0 barg. Sprengningstrykket blir da: Innvendig trykk - utvendig trykk: 368 barg - 0 barg = 368 barg Legger vi inn en sikkerhetsfaktor på 1,15, må foringsrøret tåle 368 barg • 1,15 = 423,2 bar

Boreteknologi - Kapittel 4

Vi har allerede funnet ut at foringsrøret tåler 546 bar. Det tåler altså denne påkjenningen.

Brønnhode

EI

95/a" foringsrør

Borestreng Væskenivå forskjell :

Kunne vi brukt en annen og rimeligere stålkvalitet (lett­ ere eller dårligere) på foringsrøret?

x------ Borevæske (fyller hele ringrommet) Væskenivå innvendig i 9%" synker

\

------- Sement

95/b" foringsrørsko 81/2" hull

Sone med lavt trykk

Sammenpressing Vi får sammenpressing (eng.: collapse) når det utven­ dige trykket er mye større enn det innvendige trykket. Ved tap av borevæske til formasjonen synker det inn­ vendige nivået (bare luft), mens det står væsketrykk ut­ vendig. Det kan gi sammenpressing hvis det innvendige væskenivået synker mye (se figur 4.9). Dette må vi be­ regne. (Normalt vil foringsrøret bli etterfylt med sjø­ vann i en slik situasjon, men for enkelhets skyld regner vi med luft innvendig i dette eksemplet.)

Slam inn i formasjon

Figur 4.9 Sammenpressing

Eksempel I Sammenpressing Vi antar at det skal utføres beregninger på 95/8" L80 53,5 lb/ft foringsrør (eng.: casing) som skal settes på 3200 m RKB. Forings­ røret er satt og sementert 200 m inn i 133/8" foringsrør. Ved boring videre med 8V2" krone antar vi at vi kommer inn i en sone med lavt trykk. Det resulterer i at vi mister væske til formasjonen. 1 Hva tåler foringsrøret i sammenpressing (eng.: collapse)? 2 Beregn hvor langt nivået innvendig i foringsrøret kan synke før vi får fare for sammenpressing. Anta at det står slam med SG 1,5 utvendig av 95/8" foringsrør over sementen. 3 Forklar hvor det største sammenpressingstrykket kommer, og gjør rede for hvorfor det blir størst her.

Svar I 95/8" L80 53,5 lb/ft foringsrør (eng.: casing). DDH side C60 (s. 168) gir «Collapse resistance» = 45,8 Mpa = 458 bar. Det gitte forings­ røret tåler et differensialtrykk (dP) på 458 bar.

Svar 2 Mellom 95/8" og 133/8" foringsrør er det slam med densitet (SG) = 1,5. Antar vi at det ikke fylles etter med sjøvann (det er bare luft inn­ vendig i foringsrøret), vil væsken kunne synke med x m før vi kan få sammenpressing.

1,5 • x ■ 0,0981 =

x=

398,3

1,5 • 0,0981

458 1,15

= 2706 m

Brønnbygging

Forklaring: Slamdensitet Maksimal synkehøyde Gradienten til sjøvann «Collapse resistance casing» Sikkerhetsfaktor

1,5 x 0,0981 458 bar 1,15

Beregningen over viser at foringsrøret er sterkt. Vi kan senke væskenivået innvendig med 2706 m uten å få sammenpressing av røret. I tillegg kan det etterfylles med sjøvann. Når diameteren på foringsrøret blir større, vil sammenpressing være et større problem (se eksempel II). Beregn hvor mye slamnivået kan synke hvis vi hadde brukt et 95/g" L80 47 lb/ft foringsrør i stedet.

Svar 3 Faren for sammenpressing er større lenger nede i foringsrøret. Det utvendige trykket øker (slam), mens det innvendige trykket er lik atmosfæretrykket. Når trykket innvendig i foringsrøret blir like stort som formasjonstrykket, synker ikke nivået mer. Videre nedover er det densitetsforskjellen mellom den væsken som står utvendig og den som er innvendig, som bestemmer om trykkforskjellen øker, minker eller er konstant.

Eksempel II Sammenpressing Ved sementering får vi væsketrykket av sementen utvendig, mens det innvendig vil være borevæske. Sementen er å betrakte som en væske før den herder. Densitetsforskjellen i kombinasjon med sementeringshøyden kan gi sammenpressing (eng.: collapse). Det kan være tilfellet ved sementering av store dimensjoner (20" og 30") som sementeres helt opp (se figur 4.10). På grunn av den store di­ mensjonen tåler disse foringsrørene lite i sammenpressing.

Figur 4.10 Sammenpressing under sementering

For det skisserte foringsrøret skal du fmne/beregne følgende: 1 Finn hva det gitte foringsrøret tåler i sammenpressing. 2 Beregn om foringsrøret holder i den gitte situasjonen.

Svar I: 20" L80 94 lb/ft. DDH side C72 (s. 180) gir sammenpressingstrykk (eng.: collapse resistance) - 3,6 Mpa eller 36 bar. Av dette ser vi at et stor foringsrør (eng.: casing) tåler mye mindre enn et lite forings­ rør (se eksempel I) i sammenpressingstrykk.

Svar II: Innvendig trykk i brønnen (slam): 970 m • 1,2 • 0,0981 = 114,2 bar. Utvendig trykk (sement før den er herdet): 970 m- 1,8-0,0981 = 171,3 bar.

Boreteknologi - Kapittel 4

Sammenpressingstrykk: 171,3 bar - 114.2 bar = 57.1 bar

Sammenpressingstrykk med en sikkerhetsfaktor på 1,15: 57,1 bar • 1,15 = 65,7 bar Røret tåler 36 bar. Belastningen vi har beregnet, er på 65,7 bar. Rø­ ret holder ikke.

Spørsmål Hva ville du gjort hvis dette var beregningsresultatet? Vurder de to måtene som er nevnt under, og finn løsninger på begge alternati­ vene.

1 Sterkere rør. Dette kan oppnås på to måter: a ved å bedre stålkvaliteten, b ved å bruke tykkere gods. 2 Øke slamdensiteten på væsken som blir stående innvendig i foringsrøret. Finn den nye slamdensiteten.

Strekk Strekk (eng.: tensile) i foringsrøret får vi som en følge av densitet­ en til foringsrøret når det henger i brønnen. En ekstra belastning vil det være ved fastkjøring der en også arbeider med foringsrøret (se figur 4.11). Det er derfor normalt at det benyttes en større sikker­ hetsfaktor på beregningene av strekk (eng.: tensile) enn på spreng­ ning (eng.: burst) og sammenpressing (eng.: collapse).

Figur 4.11 Strekk

Strekk i foringsrøret på grunn av densitet kan vi lett beregne ved hjelp av DDH. I DDH er «Pipe body yield strength» oppgitt i daN per meter. Kjenner vi lengden av foringsrøret, kan vi beregne det totale strekket (i toppen av foringsrøret) på grunn av densiteten. Dette strekket oppstår hvis røret henger fritt i luft. I en brønn fylt med slam blir strekket redusert på grunn av oppdriften. Hvor mye strekket reduseres, er avhengig av slamdensiteten eller av den væs­ ken som omgir foringsrøret. Vi skal ikke se på detaljene omkring oppdrift her, men vi skal være i stand til å beregne den reduksjonen vi får i strekket på grunn av oppdriften. For å beregne strekket i foringsrøret når det er nedsenket i en gitt væske, benytter vi tabell i DDH for å finne reduksjonsfaktoren «k», som vi så multipliserer med strekket vi har beregnet når røret henger i luft.

En annen metode er å benytte en lavere sikkerhetsfaktor og regne som om røret henger i luft. Vi skal i det følgende beregne strekket i 95/s" foringsrøret som er gitt i eksempel II på forrige side. Dette foringsrøret er satt på 3200 mRKB.

Beregninger og kommentarer Kontroller 95/8" foringsrør (eng.: casing) for strekkbelastninger (eng.: tensile). Foringsrør (eng.: casing) er satt på 3200 mRKB. (Vi regner som om dette er foringsrørets lengde. Foringsrøret er kortere

Brønnbygging

enn 3200 m. Det som bestemmer hvor mye kortere, er først og fremst om det er en fast installasjon eller en flyter. Avstanden fra RKB til brønnhodet er mye større på en flyter, da brønnhodet er plassert på havbunnen. For en fast installasjon er brønnhodet plass­ ert på dekk. Siden det er i brønnhodet foringsrøret henges av, får dette innvirkning på foringsrørets totale lengde, når det refereres til RKB.) 95/8" L80 53,5 lb/ft (78,1 daN/m) foringsrør

Vi beregner først den strekkraften vi ville fått i toppen av forings­ røret om det hang fritt i luft:

78,1 daN/m • 3200 m = 249 920 daN Vi finner oppdriftsfaktoren «k» fra tabell i DDH side A37 (s. 41) når mudvekten er 1,5 slam vekt (eng.: mud weight). 1,5 gir oppdriftsfaktor 0,809.

Vi beregner strekkraften i foringsrøret når det henger i mud med densitet 1,5: 249 920 daN • 0,809 = 202 185,3 daN Sikkerhetsfaktoren er 1,7 det betyr at foringsrøret må tåle 202 185,3- 1,7 = 343 715 daN Røret tåler 553 000 daN > 343 715 daN. Det tåler strekkbelastningene godt.

4.6 Settedyp for foringsrør Når det skal bestemmes hvor dypt et foringsrør skal settes, må vi kjenne to faktorer godt: 1 Fraktureringstrykket til formasjonen (eng.: fracturing pressure) 2 Poretrykket i formasjonen (eng.: pore pressure}

Fraktureringstrykket er det trykket som skal til for å sprekke opp bergarten, mens poretrykket er trykket som væsken inne i porene har. Sammenhengen mellom disse to parametrene gir oss den mak­ simale lengden vi kan ha på en seksjon (åpent hull) før vi må sette foringsrør. Poretrykket og fraktureringstrykket kan vi hente fra trykkprognoser (eng.: pressure prognosis). En trykkprognose er et plott av poretrykk og fraktureringstrykk mot dybde. Det poretrykket og fraktureringstrykket vi har i dette plottet vil ofte være oppgitt som en densitet og ikke som trykk.

Boreteknologi - Kapittel 4

Når en brønns foringsrørprogram blir kon­ struert. begynner det alltid nederst i brønnen og arbeider seg oppover. På denne måten får vi også kartlagt hvor mange foringsrørdimensjoner som trengs.

Eksempel

Figur 4.12 Trykkprognose ved settedybde

Figur 5.13 viser trykkprognoser for en brønn. På 2600 meter går vi inn i reservoaret. Leng­ er oppe har vi boret gjennom en sone med dårlig formasjon. Det skal settes 7" foringsrør gjennom reservoaret. Vi skal sette 95/8" produksjonsforingsrør rett over reservoaret. Av trykkprognosene ser vi at det må være en mi­ nimum slamvekt på 1,7 for å hindre at det strømmer brønnvæske (eng.: fluid) inn i brønnen. Det kan vi se ut fra poretrykket på den aktuelle dybden. For å bestemme settedybden for 133/8 foringsrør trekker vi en loddrett strek oppover på kartet som viser trykkprognosene. Den loddrette streken avslutter vi når vi kommer opp til skjæringspunktet med kurven som viser fraktureringstrykket. Denne dybden er settedybden for 133/8" foringsrør. En grei markering av settedybden for de ulike foringsrørene er å tegne foringsrørskoen inn på venstre side av trykk­ prognosene. Vi kan sette 20" og 30" foringsrør nesten hvor som helst over 133/8" foringsrør. Grunnen til dette er at det er stor av­ stand mellom kurven for poretrykk og kurven for fraktureringstrykk.

Ut fra trykkprognosene har vi bestemt oss for følgende settedyp for foringsrøret: Slamvekt (R.D.)

Foringsrør dimensjon (tommer)

Settedybde (meter)

7"

2800

1.7

95/8"

2580

1,7

1,4

133/8"

1500

20"

800

1,2

30"

300

1,03

Oppgaver til kapittel 4 Sprengning (eng.: burst), sammenpressing (eng.: collapse) og strekk (yield strength)

Oppgave I a Lag en skisse av foringsrørskoen (eng.: casing shoe) og flyte kragen (eng.: float collar), og gjør rede for hensikten med dem. b Nevn det utstyret som kan monteres utvendig på et foringsrør, og forklar hva hensikten med dette utstyret er. c Tegn og forklar hvordan et brønnhode for en havbunnsbrønn/letebrønn er bygd opp.

Brønnbygging

d Lag en skisse av et brønnhode, forklar hvordan det er bygd opp, og gjør rede for hensikten med det.

Oppgave 2 Lag en skisse av en typisk letebrønn, sett dimensjon på foringsrør og hull, og angi hvor høyt hvert foringsrør sementeres.

Oppgave 3 Nevn fire viktige grunner til at vi setter foringsrør.

Oppgave 4 Et foringsrør kan utsettes for ulike krefter. En av disse kreftene er sammenpressing. a Gjør rede for en situasjon der foringsrøret utsettes for sammen­ pressing. Tegn og forklar. b Nevn andre krefter et foringsrør kan utsettes for.

Oppgave 5 Hvilke tre hovedkrefter legger vi til grunn ved dimensjonering av foringsrør?

Oppgave 6 Gi en beskrivelse over følgende utstyr: 1 kraftklaver (eng.: power elevator), 2 kiler (eng.: slips), 3 krafttang (eng.: power tong), 4 landekrage (eng.: float collar) og 5 foringsrørsko (eng.: guide shoe).

Oppgave 7 Tegn og forklar hvordan et foringsrør kan utsettes for sprengning.

Oppgave 8 Lag en skisse av en typisk letebrønn. Skissen skal vise hulldimensjon, foringsrørdimensjon og hvordan hvert foringsrør er sementert. Prøv også å si noe om settedybden til hvert foringsrør.

Oppgave 9 Forklar hensikten med skrapere og sentraliserere (eng.: sentralizers)

Oppgave 10 Hvor mye tåler et 133/8" C95 61,5 lb/ft foringsrør av sprengning, sammenpressing og strekk? Oppgi svarene for sprengning og sammenpressing i MPa og bar. Oppgi svaret for strekk i daN, og beregn hvor mange kg som skal til for å gi denne kraften.

Oppgave I I Et 95/8" foringsrør skal dimensjoneres for følgende krefter: a Sprengning 450 bar b Sammenpressing 200 bar c Røret skal settes på 4000 m (lengden på røret er 4000 m)

Boreteknologi - Kapittel 4

Bruk: Sikkerhetsfaktor for sprengning og sammenpressing = 1,15. Sikker­ hetsfaktor for strekk = 1,7 Finn det foringsrøret du vil bruke når den eneste stålkvaliteten du har, er L80.

Oppgave 12 Hvor mye tåler et 95/8" L80 53,5 lb/ft foringsrør av sprengning, sammenpressing og strekk? Oppgi svarene for sprengning og sammenpressing i MPa og bar. Oppgi svaret for strekk i daN, og beregn hvor mange kg som skal til for å gi denne kraften.

Oppgave 13 Et 95/8" foringsrør skal dimensjoneres. Brønnen bores fra en fast installasjon. Foringsrør skal settes på 4400 m RKB dyp. Ved dimensjonering skal følgende kriterier brukes:

Sprengning: Ved boring av 8I/2" seksjon etter at 95/8" er satt på 4400 RKB m og sementert, bores det inn i en høyttrykkssone. Det kan medføre en innstrømning (eng.: kick) på 4800 m RKB. Anta at brønnen ikke stenges inn før hele brønnen er fylt med gass. Gjennomsnittlig gassdensitet er 0,14. Reservoartrykket er på 630 bar. Slam over sementen i 95/8" foringsrør har R.D. = 1,6. Bruk sik­ kerhetsfaktor 1,1. Sammenpressing: 95/8" foringsrøret skal tåle at væskenivået innvendig senkes 1500 m RKB med slam R.D 1,65 utvendig. Anta at vi klarer å fylle opp foringsrøret innvendig med vann SG = 1,03. Bruk sikkerhetsfaktor 1,15.

Strekk: Regn som om røret henger fritt i luft, og bruk sikkerhetsfaktor 1,6. a Beregn de kreftene som foringsrøret utsettes for. b Det skal brukes stålkvalitet L80. Finn det foringsrøret du vil velge. c Lag et plott av trykkutviklingen for sprengning og sammen­ pressing på hvert sitt dyp mot trykkdiagram. (Husk å tegne i målestokk.) Det skal gå frem av skissen hva som er sprengningstrykk, og hva som er sammenpressingstrykk.

Oppgave 14 Et 95/8"-foringsrør skal dimensjoneres. Brønnen bores fra en fast in­ stallasjon. Foringsrøret skal settes på 3400 m RKB dyp. Ved di­ mensjonering skal følgende kriterier benyttes:

Brønnbygging

Sprengning: Ved boring av 8V2" seksjon etter at 95/g" er satt på 3400 m RKB og sementert opp til 1800 m RKB bores, det inn i en høyttrykkssone. Dette kan medføre en innstrømning på 4150 m RKB. Anta at brøn­ nen ikke stenges inn før den er helt fylt med gass. Gjennomsnittlig gassdensitet er 0,2. Reservoartrykket er på 580 bar. Slam over se­ menten har SG = 1,6.

Sammenpressing: 95/8" foringsrøret skal tåle at væskenivået innvendig senkes 1600 m RKB med slam utvendig. Anta at vi klarer å fylle opp foringsrøret innvendig med vann SG = 1,03. Slam SG = 1,6. Bruk sikkerhets­ faktor 1,1.

Strekk: Regn som om røret henger fritt i luft, og bruk sikkerhetsfaktor 1,6.

a Beregn de kreftene som foringsrøret utsettes for. Lag skisse til hver situasjon. (Hvis det mangler data antar du verdier.) b Det skal brukes stålkvalitet L80. Finn det foringsrøret du vil velge. c Prøv å plotte trykkutviklingen for sprengning og sammenpres­ sing i et dyp mot trykkdiagram (trykk innvendig og trykk ut­ vendig av foringsrøret). d Hva er det maksimale dypet du kan senke væskenivået innven­ dig på dette foringsrøret før det blir sammenpresset?

Oppgave 15 Et 95/8" foringsrør skal dimensjoneres. Disse kreftene virker på røret: sprengning 612 bar, sammenpressing 310 bar. Bruk sikker­ hetsfaktor 1,2 for sprengning og sammenpressing. Foringsrøret skal stå i en vertikal brønn og lengden er 4300 m. Ved kontroll av strekk bruker du en sikkerhetsfaktor på 1,7. Regn som om røret henger fritt i luft. a Nevn fire grunner til at vi setter foringsrør. b Hvilket foringsrør vil du benytte når stålkvaliteten kan være K55, L80 eller C95?

Oppgave 16 Et 20" foringsrør skal dimensjoneres for sammenpressing, og det skal gjøres en kontrollregning som viser at foringsrøret holder for strekkbelastning. Kriterier: Regn som om foringsrøret henger fritt i luft. Utfør beregningene like etter at sementen er plassert (det står sement på utsiden og sjø­ vann med d = 1,03 innvendig). Foringsrøret skal sementeres helt opp, sementslurry med SG = 1,8. Sikkerhetsfaktor for sammen­ pressing er 1,2. Sikkerhetsfaktor for strekk er 1,7. Bruk stålkvalitet L80 eller C90.

Boreteknologi - Kapittel 4

Data: Havbunnsbrønn med sjødyp 280 m RKB - Havoverflate = 30 m Foringsrøret skal settes på 1200 m RKB

Finn det røret du vil bruke.

Oppgave 17 Hvor mye tåler et 95/8" L80 53,5 lb/ft foringsrør i sprengning, sammenpressing og strekk? Oppgi svarene for sprengning og sammenpressing i MPa og bar. Oppgi svaret for strekk i daN, og beregn hvor mange kilo som skal til for å gi denne kraften.

Oppgave 18 Hvor på et foringsrør det vil være størst fare for sprengning, samm­ enpressing og strekkbrudd? Begrunn svaret (bruk gjerne tall­ eksempel).

Oppgave 19 Et 95/8" foringsrør skal dimensjoneres. Følgende krefter virker på røret: Sprengning 550 bar, sammenpressing 380 bar.

Bruk sikkerhetsfaktor 1,1 for sprengning og sammenpressing. Foringsrøret skal stå i en vertikal brønn og lengden er 4000 m. Ved kontroll av strekk bruker du en sikkerhetsfaktor på 1,6. Regn som om røret henger fritt i luft. a Hvilket foringsrør vil du bruke når stålkvaliteten skal være L80? b Hvis du kan velge fritt i stålkvalitet på dette foringsrøret, finn to andre rør du kan bruke. (Husk å kontrollere røret mot strekk­ brudd, bruk sikkerhetsfaktor.)

Oppgave 20 Et 20" foringsrør skal dimensjoneres for sammenpressing, og det skal foretas en kontrollregning som viser at foringsrøret holder for strekkbelastning. Regn som om foringsrøret henger fritt i luft. Utfør beregningene etter at sementen er plassert. Vi tar altså ikke hensyn til pumping og biaksial belastning. Data: Havbunnsbrønn med sjødyp 180 m RKB - havoverflate = 20 m Foringsrøret skal settes på 1000 m RKB Følgende kriterier skal benyttes: Foringsrøret skal sementeres helt opp, sementslurry med SG = 1,9. Det står slam med SG = 1,40 inn­ vendig. Sikkerhetsfaktor for sammenpressing er 1,1. Sikkerhets­ faktor for strekk er 1,7. Bruk stålkvalitet L80. Finn det røret du vil bruke.

Brønnbygging

Oppgave 21 Et 95/8" foringsrør skal dimensjoneres. Brønnen bores fra en fast in­ stallasjon Foringsrøret skal settes på 3400 m RKB dyp. Ved dimensjonering skal følgende kriterier benyttes:

Sprengning: Ved boring av 8V2" seksjon etter at 95/8" er satt på 3400 RKB m og sementert opp til 1800 m RKB, bores det inn i en høyttrykkssone. Det kan medføre en innstrømning på 4150 m RKB. Anta at brønnen ikke stenges inn før den er helt fylt brønnen er fylt med gass. Gjen­ nomsnittlig gassdensitet er 0,2. Reservoartrykket er på 580 bar. Slam over sementen har SG = 1,6. Sammenpressing: 95/8" foringsrøret skal tåle at væskenivået innvendig senkes 1600 m RKB med slam utvendig. Anta at vi klarer å fylle opp foringsrøret innvendig med vann SG = 1,03. Slam SG - 1,6. Bruk sikkerhets­ faktor 1,1. Strekk: Regn som om røret henger fritt i luft, og bruk sikkerhetsfaktor 1,6.

a Beregn de kreftene som foringsrøret utsettes for. Lag skisse til hver situasjon. (Hvis det mangler data, antar du verdier.) b Det skal brukes stålkvalitet L80. Finn det foringsrøret du vil bruke. c Prøv å plotte trykkutviklingen for sprengning og sammenpres­ sing i et dyp mot trykkdiagram (trykk innvendig og trykk ut­ vendig av foringsrøret). Hva er det maksimale dypet du kan senke væskenivået innven­ dig på dette foringsrøret før det blir sammenpresset? 300

Oppgave 22

800

Figuren viser en trykkprognose a Forklar hvordan settedyp for ulike foringsrør blir bestemt.

Formasjonens fraktureringstrykk

38

b Et 7" foringsrør skal settes gjennom reservoaret (4600 m TVD). Topp reser­ voar ligger på 4200 m TVD (se figuren). Ved hvilke dyp vil du sette de andre foringsrørene?

1500

Poretrykk

2600

Reservoar

Dybde^—I—I—I----- 1--------1—I—I-

12 13 1,4

15

16 17 18

Trykk

C

Gjør rede for de kreftene som et foringsrør kan utsettes for, og vis til situasjoner (eksempler) der disse kreftene kan opptre.

Boreteknologi - Kapittel 5

Kapittel 5

Borestrengen

5.1 Selve borestrengen Borestrengen omfatter alle delene mellom kraftsvivel og borkrone, som drivrør, borerør, vektrør, skjøtestykker, stabilisatorer og ethvert annet utstyr som blir brukt i borehullet. Hver komponent i bore­ strengen er utstyrt med gjengestykker, slik at vi enkelt kan sette dem sammen på boredekket. Under sammenskruing bruker vi i dag en hydraulisk rørkoblingsmaskin eller mekaniske tenger. Vi må over­ våke det påførte momentet nøye for å unngå skade på gjengene el­ ler at koblingene senere skal løsne. Borestrengen er det eneste faste bindeleddet mellom boredekket og borkronen. Den er derfor en svært viktig komponent under alle ope­ rasjoner. Først og fremst skal borestrengen overføre rotasjonskraft og vekt til borkronen. Den danner også et trykktett rør ned til bun­ nen av hullet som sammen med ringrommet danner et U-rør for sirkulering av væske. Dette muligjør kontinuerlig kontroll av bunnhullsforhold og å besørge rensing av hullet og kjøling/smøring av borkronen.

Enkeltkomponentene i en ordinær borestreng Kraftsvivel og drivrør Borestrengen påføres rotasjonskraft fra kraftsvivelen (eng.: top drive) eller rotasjonsbordet. Ved boring med kraftsvivel blir rota­ sjonskraft overført direkte til borestrengen og får den til å rotere. Kraftsvivelen drives hydraulisk eller med elektromotor. Ved boring med rotasjonsbord overføres kraften via drivrøret. Dette er et kantet rør, som regel sekskantet. Det kantete røret er omsluttet av en drivrørsforing med styrepinner som senkes ned i motsvarende utsparinger i rotasjonsbordet. Drivrørsforingen er videre låst til drivrøret med stålruller. Det gjør at rotasjonskraften kan overføres til drivrøret, samtidig som dette kan heises opp og fires ned gjen­ nom foringen.

Borerør Størstedelen av borestrengen består vanligvis av borerør. Det er et forholdsvis lett og fleksibelt rør som har liten motstandsdyktighet mot kompresjon. Det kan derfor bare brukes i den delen av bore­ strengen som er i strekk. Tunge borerør er betegnelsen på borerør som er noe kraftigere enn «ordinære» borerør. De blir brukt i over­ gangen mellom borerøret og den nedre delen av borestrengen (BHA).

Borestrengen

Selve borerøret består av et ensartet rør med en ytre diameter som varierer mellom 23/8 og 65/8 tommer. I lange horisontale brønner er det vanlig å benytte 65/8 tommers borerør. 5 og 51/2 tommers rør er også mye brukt. I begge endene av røret er det sveiset på borerørskoblinger. Disse gjengestykkene har større veggtykkelse enn selve røret og fremstår som fortykninger på rørets utside. (Borerø­ ret kan også ha mindre indre diameter over koblingen.) Innvendig er borerøret dekket med et plastbelegg, som først og fremst fungerer som en beskyttelse mot korrosjon. De fleste rørene vi bruker i olje­ industrien, er produsert etter retningslinjer som er satt opp av API. Det gjelder spesielt stålets egenskaper, i tillegg til geometriske ka­ rakteristika for rør og koblinger. Stålkvaliteten deles inn i fire APIgrader, E-75, X-95, G-105 og S-135. Tallene angir stålets minste flytegrense i 1000 psi.

Ved bruk av tabeller for å bestemme rørets styrke må vi ta hensyn til hvor stor slitasje røret har vært utsatt for. Redusert veggtykkelse fører til redusert styrke, noe som inntreffer kort tid etter at røret er tatt i bruk. Det er derfor en god regel å betrakte rør som nedgradert etter boring av én brønn.

u ■

Borerørskoblinger Figur 5.1 Borerør

Borerørets gjengeforbindelse består av et påsveiset rørstykke med dreide gjenger (se figur 5.2). For å opprettholde nødvendig styrke over gjengeforbindelsen er koblingens ytre diameter laget større enn for selve røret. Det fungerer også som angrepsflate for riggtenger og rørkoblingsmaskiner, og som gripefeste for rørklave. Gjengestykkets skulder danner en trykktett pakning mellom innsiden og ut­ siden av røret.

Figur 5.2 Borerørskoblinger

Boreteknologi - Kapittel 5

På grunn av økningen i ytre diameter over gjengepartiet blir bøyestivheten større. Det kan føre til store bøyebelastninger i områdene som grenser til gjengepartiet. For å unngå skader av utmating i disse områdene har borerøret større godstykkelse i overgangssonene mellom rør og kobling. Denne fortykningen kan være på innsiden av røret, og kalles da «internal upset IU». Er fortykningen på utsi­ den av røret, kalles den «external upset EU». Det kan også være rør med både innvendige og utvendige fortykningen Disse kalles da «internal external upset IEU». For å hindre slitasje på borerørskoblingenes utside (utvendig dia­ meter) er de forsterket med hardmetall. Korn av wolframkarbid er sveiset inn i overflaten av koblingen og danner en hard og glatt overflate som reduserer slitasjeskader fra formasjon og foringsrør. Dette kan fordoble levetiden for koblingen.

Dimensjoner og design av gjengeforbindelser er standarisert av API. På grunn av en omlegging av gjengestandardene kan det være flere navn på den samme gjengeforbindelsen. I den nye standarden er alle koblingene beskrevet med NC og et tosifret tall som refere­ rer seg til størrelse på pinnen. De gamle IF-betegnelsene og lign­ ende skal utgå, men de er fortsatt i bruk, for eksempel NC50 (ny) 4'A IF (gammel) og NC 38 (ny) 3x/2 IF (gammel).

Spesifikasjoner for borerør Som nevnt er det meste av rørgods som leveres til oljeindustrien, laget etter spesifikasjoner fra API. Disse spesifikasjonene omfatter mekaniske egenskaper, detaljer ved fremstillingen og de fysiske målene for rørene. For å beskrive et borerør og dets egnskaper er det derfor tilstrekkelig å kjenne opplysninger om utvendig diameter (OD), vekt (lb/ft eller kg/m), grad (E-75, X-95, G-105 og S-135), størrelse (størrelsen beskriver lengden på røret). Størrelse 2 (27 til 30 fot uten kobling) og størrelse 3 (38 til 45 fot) er de vanlige. Vi­ dere trenger vi koblingstype og klasse. Klasse er et mål for hvor stor slitasje borerøret har vært utsatt for. Spesielt bidrar utvendig slitasje av borerørets koblinger til å redusere styrken. Veggtykkelsen redu­ seres, og styrken avtar. Klasse 1 omfatter rør som er nye eller ube­ tydelig svekket. Vi nedgraderer røret når det etter hvert blir slitt, til premium klasse, klasse 2 og klasse 3. Kriterier for nedgradering er vist i API RP7G.

F/gur 5.4 DDH-merking

Borestrengen

Merking av koblinger og rør (se figur 5.4) Rørene er normalt merket på forskjellige steder. • På pinnens gjengerot er det inngravert opplysninger om produ­ sent, produksjonstidspunkt og metallkvalitet. • På den øvre delen av pinnens tannfeste er det stemplet inn en messingknapp med identifikasjonskode for hvert enkelt rør. • På hver del av pinnens tannfeste er det frest ut et merke som gir rørets vekt og grad.

Håndtering av rør Alle deler som installeres i borestrengen, skal måles. Nøyaktige mål av lengde, ytre diameter (YD) og innvendig diameter (ID) blir ført inn i borerens loggbok. Borerørskoblingene (boks og pinne) må rengjøres og inspiseres før sammenskruing. Gjengepartiet påføres også et lag med gjengepasta (eng.: dope).

Når borerøret kobles til borestrengen, skal pinnen senkes forsiktig og kontrollert ned i boksen. Dersom pinnen setter seg på boksens skulderparti, må borerøret løftes opp og sentreres på nytt. Unngå at pinnen faller ukontrollert ned i boksen. Det fører til stor slitasje på skulder og gjengeparti, noe som kan føre til alvorlige skader. Feilsentrede gjenger må ikke strammes til, men dreies i motsatt retning og sentreres på nytt.

Anbefalt tiltrekkingsmoment for borerør og vektrør er gitt i DDH eller andre håndbøker. Ved bruk av DDH er det viktig å merke seg at det er koblingstype, og indre og ytre diameter på koblingene, som bestemmer tiltrekkingsmomentet, ikke rørdimensjon og grad.

Kilebelte Gripeevnen til kilebeltet er avhengig av riktig bruk (se figur 5.5). Hvert kilebelte er beregnet for en be­ stemt ytre diameter (YD). Bruker vi feil diameter, får vi dårligere gripeevne og risikerer å skade både rør og kiler. Innsatsene skal holdes rene, men ikke kvesses; det kan føre til skade på både rør og kiler. Når røret senkes ned i hullet, skai vi stoppe bore­ strengen med bremsene på heisespillet og ikke med kilebeltet. Kilebeltet skal være ute av rotasjonsbordet både under innkjøring og utkjøring av bore­ strengen.

Figur 5.5 Kilebelte

Boreteknologi - Kapittel 5

Utskruing av borerør Når borerøret skal løftes opp fra kilen i rotasjonsbordet, må vi være forsiktige med bruken av rørklaven. Dersom den slår mot skulderpartiet på borerøret, kan det oppstå skader som senere utvikler seg til utvaskinger i koblingene. For hver gang vi går ut av brønnen, bør vi brekke borestrengen på forskjellige steder. På den måten får vi en regelmessig kontroll av gjengetilstand og momentforhold. Dersom det kreves unormalt høyt moment for å løse koblingen, bør gjengene undersøkes grundig med tanke på overbelastning. Det kan komme av for lavt tiltrekkingsmoment under innkjøring, eller unormale momentforhold i borehullet. Ved bruk av riggtenger skal alltid begge tengene brukes. Dersom bare en tang er tilkoblet ved spinning, kan røret rotere i slipset og dermed bli påført kutt som senere kan utvikle tretthetsbrudd. Det er også viktig å holde kob­ lingene så nær rotasjonsbordet som mulig under løsning og til­ trekking med tenger. Stor avstand kan resultere i at røret bøyes. Vi må være forsiktige når røret settes på plass. Husk å holde røroppstillingsplassen ren og fri for fremmedlegemer.

Visuell inspeksjon ved inn- og utkjøring Skade på rør eller kobling som kjøres inn kan få alvorlige konse­ kvenser for den videre operasjonen. Skaden kan utvikle seg og i verste fall føre til brudd. Følgende retningslinjer bør følges ved innog utkjøring: • Se etter rifter og sår i gjengeparti og skulder. Et skadet rør tas ut av borestrengen. • Se etter tørre eller slambelagte gjenger. Det er tegn på at kob­ lingen ikke er tett. • Kontroller om røret er rett. Skjeve rør kan forårsake tretthets­ brudd. • Se etter slitasje på borerør og kobling. Dersom slitasjen ikke er sentrisk, kan røret være skjevt. • Se etter utvidelser i koblingens boksparti. Det kan være et tegn på for stort tiltrekkingsmoment. • Se etter sprekkdannelse og sår ved roten av pinnen. Det kan også være et tegn på for stort tiltrekkingsmoment. • Se etter utvaskinger i rør, skulderparti, gjenger og i overgangen mellom muffen og rørets nominelle vegg. • Se etter kutt eller hakk. De kan utvikle tretthetssprekker.

Tiltrekkingsmoment Alle gjengeforbindelser skal skrus sammen med et oppgitt moment. Arbeidet som utføres, går med til å overvinne friksjonen mellom pinne og boks, og å skru sammen gjengeforbindelsen med nok kraft til at • koblingene er stabile under operasjon, • tetningsflatene (skuldrene) er presset så kraftig sammen at det ikke oppstår lekkasje under stor strekkbelastning og/eller bøyebelastning.

Borestrengen

Når en gjengeforbindelse påføres moment utover det som er nød­ vendig for å overvinne friksjonen, påføres koblingene forspenninger i pinne (strekk), og boksen påføres kompresjon. Forspenningen må alltid være større enn de belastningene konstruksjonen senere kan bli utsatt for. Er forspenningen mindre enn dette, risikerer vi at tetningen åpner seg. Tiltrekkingsmomentet blir derfor satt til en verdi som tilsvarer rundt halvparten av den totale strekkstyrken over koblingen. Blir momentet for stort, risikerer vi å forstrekke koblingens pinnegjenger. Dette kan gå så langt at det oppstår brudd i koblingen. For lavt moment kan føre til ustabile koblinger og lekkasje over tetningsflatene ved høye strekk- og/eller bøyespenninger. Vi risike­ rer dessuten at koblingene kan bli påført et ukontrollert moment under rotasjon, eller at de kan løsne. Anbefalte tiltrekkingsmomenter finner vi i håndboken.

Bruk av gjengepasta Gjengepasta blir brukt på alle gjengede forbindelser i borestrengen. For å kunne danne en god beskyttelse for gjenger og tetningsskuldrer må pastaen • danne en kontinuerlig og smørende film mellom metallflatene i koblingen selv under harde operasjonsforhold • sikre en trykktett barriere mellom borestrengens innside og ringrommet • sikre rimelig friksjon under sammenskruing og løsning av borerørskoblinger • hindre korrosjon • ikke etterlate seg skadelige partikler på gjenger eller skuldrer ved løsning For å oppfylle disse kravene er gjengepastaen sammensatt av form­ bare, relativt svake materialer, hovedsakelig metaller med lavt smeltepunkt, som blir presset inn i gjengene under sammenskruing.

Ved tiltrekking av moment blir komponentene i gjengepastaen de­ formert til en pakning mellom gjengene og skuldrene. Ved for rask påføring av moment kan sammenskruingen av koblingene bli util­ strekkelig til å gi god tetting. Vi bør derfor tilsette moment med moderat hastighet.

Annet utstyr Under de fleste boreoperasjonene er borestrengen utstyrt med en del tilleggsutstyr. Ved retningsboring kan dette være MWD (eng.: measuring while drilling), det vil si utstyr som måler mens boring pågår, ikke magnetiske vektrør. Annet utstyr kan være installert under andre jobber.

Boreteknologi - Kapittel 5

5.2 Borkroner og hullåpner Borkroner Det er vanlig å skille mellom tre kategorier borkroner: • Borkroner med rullende konuser • Diamantborkroner • Borkroner utstyrt med syntetiske diamanter, såkalte PDC-borkroner

En borkrone må levere nok energi til at formasjonen brytes ned og borkakset fjernes. Vi ønsker selvfølgelig at boreoperasjonen går så raskt og effektivt som mulig. En høy borehastighet får vi når • formasjonen blir kuttet effektivt • borkaks fjernes effektivt De tre hovedtyper av borkroner virker etter forskjellige prinsipper: • Skal knuse formasjonen, rullende konuser (eng.: rock bits) • Skal pløye og male formasjonen (naturlig diamant) • Skal skjære formasjonen (PDC-bit)

Borkroner med rullende konuser Det første patentet på en borkrone med rullende konuser ble tatt ut i 1866. I årene som fulgte frem til århundreskiftet, var det liten ut­ vikling. I 1909 kom den første kronen med to konuser. Det førte til at kutterne ble større og kraftigere. I 1924 kom selvrensende kron­ er. I en selvrensende krone passer tennene fra forskjellige konuser bedre inn i hverandre når de roterer. I 1926 ble rullelager tatt i bruk for første gang. I 1929 begynte man å bruke wolframkarbid på ten­ nene. Det gav tennene bedre slitestyrke. I 1931-1933 ble borkroner med tre konuser utviklet. Dette er omtrent de kronene vi i dag

Figur 5.6 «Rock bit» borekrone med detaljer

Borestrengen

kjenner som borkroner med rullende konuser (eng.: rock bits). I 1948 ble «jet bit» tatt i bruk. Bedre spyling og rengjøring av hullbunnen ble resultatet, samtidig som vi oppnådde økt borehastighet. I 1959 kom borkroner med lukkede, tette smøresystemer med trykkutjevning. Dette gav borkronens lagre lengre levetid. Kronen har vært mye brukt og brukes fremdeles mye i dag. Generelt kan vi si at vi bruker borkronen med freste tenner i mykere forma­ sjoner, mens vi som regel bruker borkronen med wolframkarbidknapper i hardere formasjoner. Det har vært en kontinuerlig utvik­ ling og forbedring av denne type borkrone. Forbedringen har ført til høyere borehastighet og lengre levetid, noe som er viktige momen­ ter med hensyn på økonomi.

Dagens «rock bit» har tre konuser, mens det tidligere var vanlig med to. Med tre konuser blir det flere konuser og lager til å ta opp borevekten. Det blir også en bedre kontaktflate mot hullvegggen med tre konuser, noe som gir bedre styring under boring. Selve vinkelen på konusene er av stor betydning. Ved feil konusvinkel blir bare en lit­ en del av anleggsflaten liggeende mot hullveggen, og vi får en rask slitasje av denne siden mot hullveggen (se figur 5.6).

«Interfit» De tre konusene er tilpasset slik at den ene konusen går mellom sporene på de to andre. Det gir økt plass for tannhøyde, samtidig som vi får en mekanisk rensing av sporene. Et «spyd» blir montert på den ene konusen, og denne spydspissen forhindrer kjerneoppbygging i sentrum av kronen under boring. Skrapeeffekt For å oppnå god skrapeeffekt, noe som er viktig i bløte og middels harde formasjoner, blir disse konusene produsert med to anleggsflater. Det fremkaller en hastighetsforskjell som skaper skrapeeffekten. På borkroner for harde formasjoner har konusene bare én anleggsflate.

Offset

Offset senteravvik For å øke skrapeeffekten på borkroner for bløte formasjoner kan vi sørge for at senterlinjen gjennom konusene ikke gjennom skjærer hverandre ved senter av borkronen. Denne posisjoneringen av konusene gjennomføres ved å vinkle lagerpinnen en del av fra sentrum. På borkroner for svært harde formasjoner er det lite eller ikke noe offset (se figur 5.7). Skraping øker tannslitasjen, spesi­ elt i abrasive formasjoner. I harde forma­ sjoner er det snakk om å ha en mer knus­ ende eller støtende effekt fremfor skrap­ ende.

Boreteknologi - Kapittel 5

Diamantborkroner Diamantborkronen skjærer, pløyer og maler bergarten i stykker når den roterer. Kutteelementene er laget av naturlig diamant. Denne borkronen vil være effektiv i svært harde formasjoner. Kuttedybden er begrenset av størrelsen på diamantene. Det gjør at borehastighet­ en (eng.: penetration rate) blir lav (2-5 m/h). En borkrone som har naturlige diamanter, er vist på figur 5.8.

Figur 5.8

For å oppnå maksimal borehastighet er plasseringen av diamantene viktig. Det benyttes tre ulike mønstre. De er vist på figurene 5.9 til 5.11.

Figur 5.11 «Ridge plots»

Borestrengen

PDC-borkronen På PDC-borkronen er kutteelementene laget av kunstig diamant. Selve kutteelementet består av en plate av polykrystallin (kunstig diamant). Den er motert på en plugg av wolframkarbid som er inn­ satt i selve kroppen på borkronen. Figur 5.12 viser et kutteelement.

Figur 5.12 Kutteelement

PDC-borkronen skjærer formasjonen. Dette er en mer effektiv pro­ sess enn den måten rullende konuser (rock bit) og borkroner med naturlige diamanter arbeider etter. PDC-borkronens konstruksjon gjør det mulig å opprettholde stor borehastighet med lav vekt på borkronen. Når borehastigheten øker, er det enklere å styre mens vi borer. Figur 5.13 viser en PDC-borkrone.

Figur 5.13 PDC-borkrone

Det finnes tre hovedformer på selve borkronen. De er vist på figur 5.14: • short parcibolic • shallow cone • parabolic

Figur 5.14

Boreteknologi - Kapittel 5

Baker har utviklet en borkrone som de kaller «Balla set bit». Denne borkronen kombinerer virkemåten til PDC og kunstig diamant. I myke til middels harde formasjoner kutter den formasjonen omtrent på samme måte som en PDC-kutter. I harde formasjoner opererer den som en krone med naturlige diamanter. Figur 5.15 viser en Balla set bit.

Hullåpner Hullåpneren blir montert over borkronen og brukes til å utvide alle­ rede borede hull (pilothull) til større diameter. Hullåpneren består av en vektrørstuss som har fortykning i den nederste enden med tre eller flere utenpåliggende rullekroner (se figur 5.16). I motsetning til borkroner er rullekronene på hullåpneren utskiftbare. Hullåpne­ ren har lengre levetid enn underrømmer og foretrekkes fremfor denne der det er mulig.

F/gur 5. / 6 (Baker)

Borestrengen

Underrømmer Vi bruker underrømmeren i de tilfellene der det er ønskelig å bore større hull enn det er mulig å senke utstyr til gjennom de øvre de­ lene av hullet, eksempelvis boring av 171/2 tommers hull under 16 tommers foringsrør (se figur 5.16). Underrømmeren består av en stuss med rullekroner montert på hengslede armer. Armene og rullekronene ligger i utgangspunktet inntil røret. Når rømmeren er senket til ønsket dybde, åpnes armene hydraulisk ved å øke pumpetrykket og starte rotasjon. Vi fortsetter rotasjonen uten å legge vekt på borkronen til armene er utvidet til ønsket posisjon. Armene og rullekronene er forholdsvis små sam­ menlignet med de øvrige delene i bunnhullseksjonen, og kan bli ut­ satt for skader dersom vekt eller moment blir for stort.

5.3 Tunge borerør, vektrør, stabilisatorer, slagrør, rullerømmere, akseleratorer og sjokkdempere Tunge borerør

Figur 5.17

For å få en gradvis overgang mellom vektrør og borerør i bore­ strengen skiller vi dem med en seksjon med tunge borerør. De er tyngre, sterkere og stivere enn vanlige borerør. Tunge borerør er ofte lett kjennelige ved at de har en eller flere fortykkede slitasjebakker mellom koblingene (se DDH). Koblingene er av samme type som dem vi finner på vanlige borerør, men noe lengre.

Vektrør Dette er rør med høyere vekt enn den øvrige borestrengen. De har større ytre diameter (YD) og veggtykkelse, og er motstandsdyktige mot kompresjon (utsatt for trykk). Vektrørene blir derfor brukt i den nedre delen av borestrengen. De skal gi nødvendig vekt på bor­ kronen (WOB) slik at resten av borestrengen holdes i strekk. Vekt­ rørene er tunge, tykkveggete rør med runde eller spiralfreste over­ flater (se figur 5.18). Hensikten med spiralfresingen er å redusere kontaktflaten mellom røret og borehullsveggen og dermed redusere faren for fastkjøring. Vektrør leveres i et stort utvalg av størrelser og vekter. Tabeller finnes i DDH og andre håndbøker.

Gjengeforbindelsen på et vektrør er i utgangspunktet den samme som for et borerør. Den store veggtykkelsen gjør det imidlertid unødvendig å bruke koblinger som er sveiset på. Gjenger og tetningsflater dreies derfor ut i enden av selve røret. De større vekt­ rørene krever også større gjengeforbindelser enn det som er vanlig på borerør. Figur 5.18 Vektrør

Den hyppigste skaden på vektrør er utmatting i koblingene. Selv om rørene er stive, er de svært utsatt for bøyebelastninger under boring,

Boreteknologi - Kapittel 5

både under avviksboring og ellers fordi rørene står i kompresjon. Spenningene blir størst i de områdene som har minst veggtykkelse. det vil si i koblingene. For å minske spenningskonsentrasjonen i koblingene er det laget to spenningsavlastningsspor, ett innenfor gjengene i boksen og ett ovenfor gjengene på pinnen. Den glatte overflaten i sporene vil redusere risikoen for farlige spenningskon­ sentrasjoner.

Ikke-magnetisk vektrør Under retningsboring brukes det blant annet magnetiske instru­ menter for å kartlegge vinkeloppbyggingen. For at instrumentet skal fungere pålitelig installeres det ikke-magnetiske vektrør i det om­ rådet av strengen hvor målingen skal finne sted (så nær borkronen som mulig). Behovet for å bruke ikke-magnetiske vektrør avhenger av det magnetiske feltets innfallsvinkel til brønnprofilen. Det vil derfor variere med hullvinkel, vinkelretning og hvilken breddegrad vi befinner oss på. De ikke-magnetiske vektrørene har de samme ytre mål og koblinger som vanlige vektrør. Materialet som brukes, er enten umagnetisk stål eller monelmetall.

Stabilisatorer Stabilisatoren er bygd opp av blader rundt en kjerne. Bladene går ut til hullveggen (se figur 5.19). Det gjør at borestrengen blir sentrert, og reduserer faren for fastkjøring. Under «tradisjonell» retningsbor­ ing vil plasseringen av stabilisatorene sammen med vekt på bor­ kronen ha en avgjørende betydning for brønnbanens videre retning.

Figur 5.19 Stabilisatorer

Borestrengen

Plasseringen av stabilisatorene har stor effekt på vinkelbyggingen under retningsboring. En enkelt stabilisator som plasseres rett over borkronen, gir en vinkelbyggende effekt. En enkelt stabilisator plassert noen rørlengder over borkronen gir en vinkelminskende ef­ fekt. Stabilisatorer plassert med jevne mellomrom gir en stiv borestreng som opprettholder hullvinkelen.

Stabilisatorene leveres i flere dimensjoner og modeller avhengig av hulldiameter og hva de skal brukes til. Mellomrommet mellom bladene på stabilisatoren vil fungere som passasje for boreslam i ringrommet. Stabilisatorene leveres i mange utforminger med påsveisede blader, med utskiftbare slitasjebakker, roterbar eller ikke roterbar muffestabilisator og integrert stabilisator.

Rullerømmere Rullerømmere ligner mye på stabilisatorer i oppbygning og funk­ sjon. Forskjellen er at bladene på stabilisatoren er erstattet med roterende ruller med kutteelementer. Rullerømmerne brukes for å gi borehullet en glatt og sentrisk overflate og for å sikre tilstrekkelig diameter (se figur 5.20). De vil også fjerne eventuelle «nøkkelhull» og utspring i hullveggen.

\ f/ TS Cutter (Soft Formation)

Type A Cutter (Soft Formation)

TH Cutter (Hard Formation)

Type D Cutter (Medium Formation)

PI Cutter lard Abrasive Formation)

Figur 5.20 Rullerømmere (ulike typer)

Boreteknologi - Kapittel 5

De utenpåliggende rullene er montert på gjennomgående akslinger som er festet til en vektrørstuss med stålblokker. Vi kan skifte ut kutteelementene når de er slitt, eller for å tilpasse dem til andre formasjoner. Rullerømmerens plassering i borestrengen er avhengig av formål. Dersom hensikten er å sikre full diameter av hullet, plasserer vi rømmeren like over borkronen. Under boreoperasjonen, ved fjerning av «nøkkelhull», utspring og lignende, plasserer vi gjerne rømmeren over det andre eller tredje vektrøret. Får vi for mye vekt under rømmeren, er det mulig å skru av borestrengen under røm­ meren dersom denne delen setter seg fast og den nedre delen fort­ setter å rotere.

Slagrør Slagrøret (eng.: jar) inneholder en mekanisme som setter det i stand til å utløse sjokkbevegel ser eller slag. Slagrøret er et nyttig redskap hvis vi kjører fast borestrengen. Virkemåten kan sammenlignes med en fjær som spennes fast og så slippes. Mekanismen er enten me­ kanisk eller hydraulisk, eller en kombinasjon. Noen av slagrørene er dobbeltvirkende og kan utløse slag både oppover og nedover.

Prinsipielt fungerer et hydraulisk slagrør ved at et stempel blir pres­ set gjennom en sylinder med svært liten klaring i et lukket hydrau­ lisk system. Utvider vi sylinderen, glipper stempelet og akselererer til det treffer en anslagsplate. På hydrauliske slagrør kan ikke trek­ kraften justeres på overflaten. Mekanismen slår ved ethvert strekk etter å ha blitt satt i funksjon. Jo kraftigere strekkraft vi benytter, desto kraftigere blir slaget. Slagmekanismen resettes ved å senke borestrengen til slagrøret kommer i kompresjon (se figur 5.21).

Figur 5.21 Slagrør

På et mekanisk slagrør er den hydrauliske sylinderen og stempelet byttet ut med et mekanisk friksjonsarrangement. To friksjonsflater blir presset mot hverandre. Når strekkraften overgår friksjonskraften, blir flatene frigjort, og den øverste delen vil akselerere til den slår mot en anleggsflate og danner sjokkvibrasjoner i den nederste delen av borestrengen. På enkelte typer kan vi justere slagkraften mens ut­ styret er i hullet, men vanligvis må dette gjøres på overflaten.

For at vi skal kunne aktivisere slagrøret, må vi plassere det over det punktet som setter seg fast. Det monteres derfor i den øverste delen av bunnhullseksjonen (BHA). Over slagrøret bør det være plassert to eller tre seksjoner med vektrør, for at vi skal få størst mulig ef­ fekt av slagrøret når vi bruker det. Alle typer slagrør krever en sammentrekkbar innretning over seg for å kunne fungere. Dersom det ikke er for stor friksjon mellom streng og hullvegg, vil borestrengens fleksibilitet være tilstrekkelig til å gi denne effekten. Ofte må vi likevel bruke en akselerator over slagrø­ ret for å få tilstrekkelig slagkraft overført til bunnhullsseksjonen.

Borestrengen

Akseleratorer En effektiv utnyttelse av slaget som utløses av slagrøret, krever at borestrengen raskt trekker seg sammen og fungerer som en fjær. I motsatt fall vil mye av den fri­ gjorte energien gå med til å danne kompresjonsspenninger i den øvre delen av borestrengen og dermed redu­ sere effekten på bunnhullsseksjonen som sitter fast. Spesielt i formasjoner og hullprofiler med høy friksjon mellom streng og hullvegg er det derfor nødvendig å plassere en akselerator over slagrøret.

Energien til et slag i bevegelse = slagenergi

Akseleratoren inneholder en fjærmekanisme som strek­ ker seg ut når borestrengen strekkes, og raskt komprim­ erer seg når slagrøret slår. Det fører til at hele slagenergien blir overført til bunnhullsseksjonen. Effekten av å ha en akselerator installert kan vises med ligningen for den energien som blir utløst i øyeblikket: E =

Yi

mv2

hvor E = energi m = masse v = hastighet

Vi ser altså at ved å fordoble hastigheten til strengen over slagrøret øker vi energien fire ganger. Øker vi hastigheten fire ganger, øker energien seksten ganger. Det går frem av ligningen at energien også er avhengig av massen som er i bevegelse. Denne massen be­ stemmes av vektrørsseksjonen mellom slagrøret og akseleratoren. En økning av lengden mellom akselerator og slagrør fører ikke automatisk til større effekt, da hastigheten i slagøyeblikket reduse­ res. En tilleggseffekt som vi får ved å bruke akselerator, er at vi ved å redusere sjokkeffekten oppover borestrengen reduserer slitasjen både på borestreng og overflateutstyr.

Sjokkdemper Figur 5.22 Akselerator

Under boring spesielt i harde formasjoner er den nedre delen av borestrengen utsatt for store vibrasjoner. Borerørets fleksibilitet gjør at belastningstoppen ikke kan avleses på overflaten. Stor skade kan likevel oppstå nede i hullet. Vibrasjoner fremstår som vertikale, laterale eller torsjonelle svingninger og kan ha store amplituder. Spesielt i tilfeller der de genererte svingningene faller sammen med borestrengens egenfrekvens, kan det oppstå kritiske situasjoner. Det oppstår resonans, og vibrasjonene blir forsterket. Beregning av kri­ tisk rotasjonshastighet er vist i API RP 7G.

Boreteknologi - Kapittel 5

For å dempe de generelle svingningene kan det installeres en sjokkdemper i bimnhullsseksjonen, like over borkronen. Den vil dempe svingningene oppover i borestrengen. Frekvensen til borestrengen vil også bli forandret slik at eventuelle problemer kan unngås. Den fjærende mekanismen i sjokkdemperen er ofte med fjærer eller med kompressible materialer. Egenskapene er gitt ved demperens fjærkonstant: K = F/x F = kraft x = forlengelse

Borkronemotor Den blir kalt slammotor fordi det er gjennomstrømningen av bore­ slam som driver den. Rotoren består enten av en turbin eller en skrue. I dag er skruen omtrent enerådende. Under retningsboring blir den brukt sammen med en vinkelstuss (DTU, AKO) som stilles inn oppe på boredekket. Det gjør det mulig å styre boreoperasjonen fra boredekket (se kapittel 10, Retningsboring).

5.4 Bruddårsaker Brudd på grunn av strekk Strekkbelastning i et borerør oppstår ved at røret skal bære vekten av hele borestrengen. Strekkbelastningen øker derfor etter hvor langt oppe i strengen røret er installert.

Stålets flytegrense og rørets tverrsnittsareal bestemmer hvor stor kraft som skal til for å slite av en borestreng. Disse verdiene frem­ går av tabeller i for eksempel DDH. Ved bruk av disse tabellene må vi ta hensyn til hvor stor slitasje røret har vært utsatt for. Premiumog klasse 2-rør har en strekkstyrke på 80 % og en vristyrke på hen­ holdsvis 80 % og 65 % av verdien for nye rør. Enhver reduksjon av veggtykkelsen medfører en tilsvarende reduksjon i styrken, derfor er det en god regel å betrakte røret som nedgradert etter kort tids bruk, for eksempel etter boring av en brønn.

Brudd på grunn av strekkbelastning forekommer oftest når vi skal løsne en fastkjørt borestreng. Dette kan skje fordi det blir tatt unø­ dige sjanser, eller fordi det er feil ved vektindikatoren. Vi bør følge­ lig ta de nødvendige forholdsregler og vise sunn dømmekraft i slike situasjoner. Når strekkbelastningen overskrider flytegrensen, blir stålet defor­ mert. Røret blir strukket ut i lengderetningen og får en karakteris­ tisk innsnevring og reduksjon av veggtykkelsen i det området hvor flyting har forekommet. Dersom vi antar at borestrengen har vært belastet utover flytegrensen, bør vi undersøke den øvre delen av

Borestrengen

strengen nærmere. Det kan gjøres ved at vi sammenligner rørenes lengde før og etter belastningen for å bestemme en eventuell for­ lengelse. Vi kan også kontrollere utvendig diameter (OD) med et egnet måleapparat.

Selv om flytegrensen for en borerørskobling er høyere enn for bor­ erøret, kan strekkskader oppstå her også. Brudd i en borerørskob­ ling er oftest et resultat av flere belastninger som inntreffer samti­ dig. Pinnen i koblingen er utsatt for strekk både ved påføring av til­ trekkingsmoment og ved vekten av borestrengen. I tillegg kan et høyt rotasjonsmoment under boring forsterke tiltrekkingsmomentet og dermed også strekkspenningen. Spesielt kan dette oppstå når til­ trekkingsmomentet i utgangspunktet er for lite. Dersom koblingen trekkes ytterligere til under boring, skjer det raskt og ukontrollert, og resulterer i et tiltrekkingsmoment som overskrider de anbefalte verdiene. Forstrukne gjenger kan påvises ved hjelp av gjengeprofilmåler. Eventuelt kan vi kontrollere gjengene ved å legge en «rett kant» langs pinnen. Sirkelformede sprekker i det innvendige plastbelegget er også indikasjoner på at koblingen har vært utsatt for store strekkbelastninger. For å forebygge strekkskader i en borerørskob­ ling er det viktig å bruke riktig tiltrekkingsmoment og anbefalt gjengepasta.

Brudd på grunn av vridning Rent vridningsbrudd opptrer svært sjelden på moderne borerør, da disse har en svært høy vristyrke. Det som likevel kan fremstå som vridningsbrudd, oppstår gjeme når røret fra før av er svekket av an­ dre skader. Mest vanlig oppstår vridningsfeil som et resultat av ut­ matting. Sprekkdannelser på tvers av rørets lengderetning kan ha oppstått, og vristyrken er da sterkt redusert. Vridningsfeil kan også oppstå i borerørskoblingene, som er utsatt for vridning både ved sammenkobling og av boring. Ved påføring av moment på boredekket er faren for brudd liten fordi andre krefter ikke påvirker koblingen. Under boring er borestrengen utsatt for både strekk og rotasjonskrefter, og belastningene på koblingene er vesentlig større. For stort tiltrekkingsmoment øker også strekk­ spenningene, og et vridningsbrudd kan lettere oppstå.

En spesielt ugunstig situasjon oppstår når bunnhullsseksjonen (BHA) kiler seg og den øverste delen fortsetter å rotere med korte mellomrom. Dersom det tilførte momentet er for lite, kan de raske oppbremsingene nede i hullet føre til en rask og ukontrollert til­ trekking av koblingene, noe som igjen kan føre til brudd. Fordi borestrengen er elastisk, registrerer ikke momentavlesningen på overflaten de største belastningstoppene. Når borestrengen på denne

Boreteknologi - Kapittel 5

måten er vridd (eng.: twisted), må vi være forsiktige når rotasjonen slippes ut. Dersom dette skjer ukontrollert, kan spinnmomentet bli så kraftig at koblingen kan løsne.

Utbuling, oppsprekking eller sterk slitasje av boksenden, og forstrukket pinne er tegn på at koblingen er blitt overbelastet. Dersom det kreves et unormalt stort moment for å løsne koblingen, bør bore­ strengen undersøkes med tanke på vridningsfeil. Vristyrken på borerøret er oppgitt i API RP7G, DDH og andre håndbøker.

Korrosjonsskader Korrosjon kan defineres som forandring og forringelse av et mate­ riale på grunn av omgivelsene. De vanligste korrosive stoffene som er til stede i vannbasert boreslam, er oppløste gasser (oksygen, kar­ bondioksid og hydrogensulfid), oppløste salter (klorider, karbonater og sulfater) og syrer.

For å forebygge korrosjon av borestrengen er det nødvendig med en utstrakt overvåking og kontroll av boreslammets sammensetning. Metodene er beskrevet i API RP 13B. Det kan også plasseres forhåndsveiede testringer i borerørskoblingene. Etter en tids bruk kan vi ta dem ut og veie dem. Vekttapet gir oss en indikasjon på graden av korrosjon som borestrengen blir utsatt for. Størrelsen og graden av eventuelle groper på grunn av korrosjon er likevel av større be­ tydning enn måling av vekttap. Et materiale som er i et korrosivt miljø, vil alltid ha redusert levetid. Den mest vanlige formen for korrosjon opptrer som et ensartet eller generelt angrep. Materialet vil da korrodere jevnt og og vil vanlig­ vis få et dekke av korrodert materiale. Det medfører en gradvis re­ duksjon av veggtykkelsen og svekker styrken i konstruksjonen. Mange metaller motstår korrosjon ved å danne beskyttende oksidfilmer eller sterkt klebrige avsetninger. Dersom disse lagene eller avsetningene blir utsatt for slitasje fra høyhastighetsstrømninger, faste partikler, turbulens, kavitasjon og så videre, får vi en aksele­ rert korrosjon på den ferske metalloverflaten. En kombinasjon av eroderende slitasje og korrosjon kan skape groper, omfattende ska­ der og svikt. Denne korrosjonsformen kalles erosjonskorrosjon.

Ustabile borerørskoblinger En borerørskobling er ustabil dersom det oppstår bevegelser mel­ lom pinne og boks eller mellom de motstående tetningsflatene etter at koblingen er gjort opp. Det kan komme av for lite tiltrekkingsmoment, dårlig tilpassede tetningsflater og så videre. Dersom be­ vegelsene får pågå (selv over kort tid), blir gjenger og skuldrer ut­ satt for skader. I den videre operasjonen kan en skadet pinne øde­ legge flere bokser, og en skadet boks kan ødelegge flere pinner, slik at skaden sprer seg til større deler av borestrengen.

Borestrengen

Ustabile borerørskoblinger oppstår oftest under harde belastninger, spesielt i dype og vinklede brønner. Store bøye-, vridnings- og strekkbelastninger kan resultere i koblinger som er vanskelige å løsne.

Tørre eller slambelagte pinner er ofte den første indikasjonen på en ustabil kobling. Det er et resultat av lekkasje over tetningsflatene og fører til at boreslam fortrenger gjengepastaen. Den manglende sta­ biliteten kan skyldes forhøyninger og fordypninger på tetningsflat­ ene som forhindrer både stabilitet og densitet over koblingen.

5.5 Drilling Data Handbook (DDH) I dette avsnittet skal se på bruken av Drilling Data Handbook (DDH). Vi skal se på viktige kapitler i forbindelse med beregning av maksimum WOB (eng.: weight on bit) og MOP (eng.: margin of over pull). Viktige tabeller (med kommentarer) som vi må lære oss å finne frem i, er: A37 Oppdriftsfaktor (k) (eng.: buoyancy factor) Senker vi et legeme ned i en væske, får legemet en oppdrift som er lik vekten av den fortrengte væskemengden. Det betyr at oppdriften er en kraft som virker på legemet og gjør at det blir lettere når det er nedsenket i en væske. Dette er av stor betydning når vi skal be­ regne WOB. Borestrengen er senket ned i slam. Slammets densitet varierer som kjent. Fra tabell A37 finner vi en faktor «k» som skal multipliseres med vekten av legemet som er nedsenket i slammet. Vi finner da vekten av legemet når det er nedsenket i denne væsken. Bl Stål styrken Tabellen viser stålkvaliteten (eng.: grade) av borerør og borerørets flytegrense (eng.: minimum yield strength). Minimum flytegrense er utgangspunktet for all dimensjonering av borestrengen. De forskjelige stålkvalitetene er gjengitt her er: E75, X90, Gl05 og Sl35. Som vi ser av tabellen, gir tallet i for eksempel E75 minimum flytegrense i 1000 psi. Altså har E75 en minimum flytegrense på 75 000 psi. Minimum strekkstyrke (eng.: tensile strength) er det vi på norsk kaller stålets bruddstyrke. Flytegrensen/bruddgrensen er oppgitt i psi og MPa.

B7 og B8 Gradkode og vektkode Borerør kan se like ut, men ha forskjellig stålkvalitet og vekt. Den ytre diameteren (OD) er med andre ord lik, slik at det er umulig å se forskjell på dem. For at vi kke skal forveksle dem, noe som kan få alvorlige konsekvenser, må borerørene merkes med en gradkode (eng.: grade code). Det gjøres fysisk ved at bokstaven i gradkoden

Boreteknologi - Kapittel 5

slås inn på røret. For å skille vektene fra hverandre blir det slått inn et tall, der 1 står for det letteste borerøret i denne dimensjonen. Av­ hengig av hvor mange forskjellige borerørvekter det finnes for en OD. vil det tyngste røret ha det største tallet, for eksempel 6 hvis det finnes seks forskjellige vekter (4* 1/?"). Studer sidene B7 og B8 for nærmere informasjon.

B9 - B12 Geometriske data (eng.: geometric characteristics of drill pipes) I denne tabellen finner vi de dataene om borerøret som beskriver mål og vekt ut fra OD, vekt, grad og koblinger (eng.: tool joints). Det vi spesielt skal legge merke til, er at vekten, inklusive koblinger varierer med type kobling som brukes. Det samme gjelder ID (inn­ vendig diameter). B13 - B22 Mekaniske egenskaper (styrke) til borerørene (eng.: mechanical properties of drill pipes) I disse tabellene finner vi viktig informasjon om hva et gitt borerør tåler i sprengningstrykk (eng.: burst pressure), sammenpressings­ trykk (eng.: collapse pressure), maksimal strekkbelastning (eng.: tensile yield strength) og maksimalt vrimoment (eng.: torsional strength). B22 - B26 Min OD, tiltrekkingsmoment (eng.: make up torque) Ut fra diameter, vekt, grad og koblinger kan vi i denne tabellen finne «Tool joint OD», «Tool joint ID» og tiltrekkingsmoment (eng.: make up torque). «Tool joint» er koblingsdelen i hver ende av borerøret.

B36 Vekt av «vektrør» kg/m (eng.: weight of drill collars) Denne tabellen har du behov for når du skal beregne WOB.

Bruk av DDH Vi skal i det følgende svare på noen oppgaver ved hjelp av DDH. Når du svarer på oppgavene, skriver du samtidig på hvilken side du fant svaret. 1 Finn vekten på et 8,5 • 2,25 vektrør (eng.: drill collar) i kg/m. Oppdriftsfaktoren k for stål som er senket ned i slam med en densitet på 1,85. 2 Finn den maksimale strekklasten vi kan utsette et 5 in, 19,5 lb/ft premium • 95 borerør for. 3 Finn det maksimale sprengningstrykket i bar som den samme borestrengen (som er oppgitt i oppgave 2) kan utsettes for. 4 Finn det maksimale momentet som selve borestrengen kan ut­ settes for (den samme strengen). 5 Finn tiltrekningsmomentet (eng.: make up torque) for en 5", 19,5 lb/ft • 95 kobling (eng.: tool joint) Nc50XH Premium. 6 Finn minimum ID (innvendig diameter) for den samme stren­ gen.

Borestrengen

7 Finn vekt per meter, inklusive tool joint, for den samme stren­ gen. 8 Tegn og forklar hva vi mener med vektkode for et borerør (DP). 9 Tegn og forklar hva vi mener med gradkode for et borerør (DP).

5.6 Borestrengberegninger Det er svært viktig for en borer å vite hvor store krefter han kan sette på borestrengen under boreoperasjonen. Boreren har i dag mange tekniske hjelpemidler, men for å kunne vurdere og planlegge opera­ sjoner må han også kjenne bakgrunnen for de resultatene han kan lese av på skjermen. Boreren må kjenne til ulike standarder, kunne bruke dem og begrunne det han gjør. API er en mye brukt standard i oljesammenheng. Vi skal se litt nærmere på denne standarden og lære å bruke den gjennom noen enkle eksempler og oppgaver. APIstandarden (API RP 7G, 12th edition, May 1987) for borestrengbe­ regninger er delvis gjengitt i DDH (B50-B58).

En standard forteller oss hvordan en beregning skal utføres, og den stiller krav til utførelse og sikkerhetsfaktorer. En sikkerhetsfaktor forteller oss hvor stor prosentdel av stålets styrke vi kan utnytte i beregningene. I det følgende skal vi se på følgende områder: • Beregning av vekt på borkronen WOB (eng.: weight on bit) • Strekkbelastning (eng.: tension loading) i borestrengen • Reservetrekkraft når strengens vekt er trukket fra, MOP (eng.: margin of overpull) • Sikkerhetsfaktor ved beregning av MOP for borestrengen

Beregning av vekt på borkronen (WOB) Vi skal her se på hvordan vi beregner vekten på borkronen (WOB), DDH side B55. Nå er det få brønner utenom letebrønner som bores vertikale. Brønnene som bores i dag, blir mer og mer kompliserte, og de er lange, krokete eller horisontale. Når borestrengen henger fritt i en vertikal brønn, blir borestrengen utsatt for strekkrefter. Disse kreftene er størst i toppen av strengen og minst i bunnen. Strekkraften er størst i toppen siden hele borestrengens vekt henger under boredekket. Når vi så setter borkronen ned på bunnen av brønnen for å starte rotasjonsboring, utsetter vi den nederste delen av borestrengen for trykkrefter. Den kraften vi har mistet i strekk oppe, blir nå overført til borkronen og virker som et trykk på den. Vi har jo satt bore­ strengen ned på bunnen og på denne måten overført vekt fra bore­ strengen og til borkronen (WOB). Vekten på borkronen kommer fra borestrengens densitet. Det er viktig å merke seg at det er vektrørene og ikke borerørene som skal gi vekt på borkronen (WOB) i denne situasjonen. Det kan vi vise ved hjelp av et stålrør, en bade-

Boreteknologi - Kapittel 5

veki og en fjærvekt. Vi henger stålrøret i fjærvekten, det veier 100 kg. Så senker vi røret ned på badevekten til den viser 20 kg. Hvor stor vekt kan vi nå lese av på fjærvekten?

Det samme prinsippet bruker vi under boring. Røret veier 100 kg når det henger fritt. Det vil gi en strekkraft øverst i røret som er F=m • g

F = 100 kg-9,81 m/s2 = 981 N Når vi leser av 20 kg på badevekten, blir kraften som virker på bade­ vektene:

F=m •g F = 20 kg • 9,81 m/s2 = 196,2 N Beregn strekket i toppen av røret når vi leser av 20 kg på badevekten.

Teori ved boring av vertikale hull Når vi roterer borestrengen med vekt på borkronen, kan det oppstå problemer. Et rør som utsettes for trykkrefter i rørets lengderetning, blir bøyd. Når røret i tillegg roterer, blir det utsatt for vekselvis sammenpressing og strekkrefter. Hvis vi følger et punkt på bore­ strengen når den roterer, vil det gå fra trykk til strekk når strengen roteres en halv omdreining.

Denne vekslingen fra trykk til strekk gir store belastninger på bore­ strengen over tid, og brudd og andre problemer kan oppstå. For å hindre dette bruker vi vektrør. Vektrøret er som nevnt kraftig og tål­ er mye mer enn borerøret. Vi bruker vektrøret i den delen av bore­ strengen som er i kompresjon (utsatt for trykk). På grunn av sin styrke blir ikke vektrøret bøyd, og en veksling fra trykk til strekk ved rotasjon vil ikke oppstå. Borerør bruker vi i den delen av bore­ strengen som er i strekk. Ut fra dette kan vi konkludere med at borerør ikke må brukes der borestrengen er i kompresjon. Denne regelen må vi fravike ved bor­ ing av horisontale brønner og lange, krokete hull. Vi kan ikke ha vektrør nær borkronen i brønner med stor vinkel, da vil hele vekten virke vertikalt ned, og ingen kraft blir tilført borkronen.

Det betyr at all vekt som skal kunne brukes på borkronen, må komme fra brønnens vertikale seksjon, og at borerørene i den hori­ sontale seksjonen blir utsatt for kompresjon. Vi skal senere se på hvordan horisontale og lange brønner bores (se kapittel 9. Ret­ ningsboring).

Borestrengen

Nøytral punktet Hvor mange vektrør vi må bruke, er avhengig av den vekten vi ønsker på borkronen. For å sikre at vi ikke får trykk/sammenpressing i borestrengen, blir det brukt større lengde på vektrøret enn det som er nødvendig. I toppen av borestrengen er det strekk, mens vi i bunnen av borestrengen har trykk. Det betyr at det finnes et punkt i borestrengen hvor det ikke virker krefter i lengderetningen Med an­ dre ord: Et sted på borestrengen vil det gå over fra å være trykk til å bli strekk. Det punktet kaller vi borestrengens nøytralpunkt (NP). Når nøytralpunktet (NP) er 85 %, betyr det: Nøytralpunktet er det punktet i DC hvor det ikke er strekk eller trykk (overgang fra trykk i DC til strekk i DC) - et nullpunkt om du vil, der 85 % av vektrørets lengde skal ligge under dette punktet. I den nedre delen av DC kan det opptre trykkrefter. Over nøytralpunktet ønsker vi ikke trykk, og spesielt ikke i borerørseksjonen. For å kunne beregne nødvendig an­ tall vektrør må vi bestemme hvor nøytralpunktet (NP) skal ligge.

Vekt av DC (vektrør) For å kunne beregne antall vektrør, må vi kjenne vektrørets vekt i kg/m. Tabell B36 i DDH viser ulike vektrør og deres vekt per me­ ter. Vektrør klassifiseres etter utvendig diameter og innvendig dia­ meter. Har vi disse målene, finner vi vekt per/m fra tabellen. Den vekten vi finner er vekten når røret henger fritt i luft. Under boring er dette røret nedsenket i slam, slik at vi må ta hensyn til oppdriften. Oppdriften gjør at vektrørene blir lettere. For å finne ut hvor stor vektreduksjonen blir, må vi kjenne slammets densitet og så bruke tabell A 37 i DDH for å finne oppdriftsfaktoren (k) (eng.: buoyancy factor). En annen løsning er å beregne oppdriftsfaktoren (k) ut fra følgende formel:

Oppdriftsfaktor «k» Vi ser på formelen , , densitet slam k = 1---------------- ;---densitet stål

Stålets densitet er 7,85 kg/dm3 k = oppdriftsfaktoren (eng.: buoyancy factor) Eksempel Oppdriftsfaktoren (k) for stål nedsenket i slam med densitet 1,18:

k= 1 -

1 18

7,85

= 0.8497 = 0,850

Tabell A37 i DDH gir oss en oppdriftsfaktor (k) = 0,849 i slam med densitet 1,18.

Boreteknologi - Kapittel 5

For å finne vekten av borestrengen i slam må vi nå multiplisere vekten av strengen i luft med oppdriftsfaktoren. Brønnens vinkel er målt ut fra vertikalplanet (eng.: inclination). «I» vil bety mye for den vekten som blir overført til borkronen fra vektrørene. Hvis brønnbanen er vertikal, blir hele vekten overført til borkronen. Når brønnbanens vinkel «I» øker, vil bare en del av vektrørets tyngde gå med til å gi kraft på borkronen. Resten av tyngden vil virke loddrett nedover på grunn av tyngdekraften. Hvor stor del av denne totale kraften som overføres til borkronen, kan vi beregne ved hjelp av trigonometri, vekt multiplisert med cosinus til «I». Vi kaller dette å dekomponere krefter (se figur 6.5).

Eksempel på WOB-beregning a Beregn hvor mange DC du trenger for å oppnå en WOB på 25 000 daN når følgende brønndata er gitt:

WOB cos x NP DC Mud «d» Lengden av ett vektrør

25 000 daN (ønsket maks. kraft på borkronen) Vertikal brønn x = 0 det vil si at cosx = 1 85 % Her setter vi inn fraksjon det vil si 0,85 6%" • 2Yi" slamvekt på 1,32 9,1 m

Formel for å berege lengden av vektrør (DDH B55) T

_

WOB (i daN) cos a • NP • WDC • k • 0,981

Lnp —----------------------------------------------------------------------------

WOB cos cx NP WDC k

0,981 L

25 000 daN (ønsket maks. kraft på borkronen) Vertikal brønn a = 0, det vil si at cos a = 1 85 %. Her setter vi inn fraksjon, det vil si 0,85 i stedet for 85 % DDH gir oss 156,4 kg/m En slamvekt på 1,32 gir oss en oppdriftsfaktor k = 0,832 fra DDH Omregningsfaktor (regner om vekt til kraft) kg til daN

25 000 daN DC _ I ■ 0,85 ■ 156,4 kg/m • 0,832 • 0,981

Ldc = 230,4 m 930 4 m Antall DC:----- ’-------- = 25,3 stk., det vil si 26 stk. 9,1 m/stk Bruker 26 stk. DC, det gir en lengde på 236,6 m

Borestrengen

Strekkbelastning i borestrengen Vi skal nå se på hvordan vi kan beregne kraften som virker i toppen av borestrengen. Borestrengen henger i kroken, og det står slam i borehullet. Det er svært viktig for boreren å kjenne strekkbelastningen på borestrengen (eng.: tension loading). Når boreren kjenner kraften som vekten av borestrengen gir, og vet hvor mye han eller hun maksimalt kan belaste borestrengen, kan han eller hun regne ut hvor mye mer han eller hun kan dra i borestrengen. For å beregne strekkraften i toppen av borestrengen må vi beregne vekten av bore­ strengen. Vekten finner vi slik: • Vi finner vekten av borerøret i kg/m fra tabell B9-B12 i DDH. For å kunne finne denne vekten må vi vite hvilket borerør vi har. Vi må kjenne • utvendig diameter (OD) • vekt (lb/ft pund per fot) • hvordan koblingene (eng.: tool joint) ser ut (eng.: upset) • Stålkvaliteten (eng.: grade) • Gjengetypen (eng.: tool joint) • Vi må kjenne antall meter borerør vi har i brønnen. Brønnens dybde (målt dybde, MD) er kjent, antall meter vektrør som brukes, er også kjent. Målt dybde minus lengden av vektrørene gir oss antall meter borestreng. • Multipliserer vi nå borerørets vekt i kg/m med antall meter borestreng i borehullet, finner vi den totale vekten av bore­ strengen uten vektrør.

Formel 1: WDP • Ldp

- vekt av borerørene

WDP = vekten av borerørene i kg/m Ldp = borerørenes lengde i m

Vi må også beregne vekten av vektrørene (DC). Det gjør vi på til­ svarende måte: • Vi finner vektrørets vekt i kg/m i DDH på side B36. • Lengden av vektrørene i meter kjenner vi. • Multipliserer vi vektrørets vekt med lengden av vektrøret, finner vi den totale vekten av vektrøret. Formel 2: WDC • Ldp

= vekt av vektrørene

WDC = vekten av vektrørene i kg/m m

Ldc = vektrørenes lengde i

Boreteknologi - Kapittel 5

Nå har vi beregnet vekten av hele borestrengen. Hvis vi tenker oss at denne borestrengen skal løftes eller heises, må vi bruke en viss kraft for å klare dette.

Formel 3: F=m • a F = kraft (N) m - masse (kg) a - akselerasjon (m/s2)

For å kunne beregne kraften må vi kjenne akselerasjonen. Den kommer av jordens gravitasjon (g). Denne akselerasjonen er 9,81 m/s2. I formelen over kan vi altså bytte bokstaven a med g. Setter vi formlene 1, 2 og 3 sammen til én formel og multipliserer med oppdriftsfaktoren (k), kan vi beregne kraften vi må bruke på borestrengen for å holde den oppe når den er senket ned i slam.

Formelen blir da: T - 9,81 • (LDP • WDP + •

Ldc • WDC) • k

Her er: T - strekket i toppen av borestrengen målt i N k - oppdriftsfaktoren Ldp = borerørets totale lengde (m) WDP - vekten i kg/m på borerøret Ldc = vektrørenes totale lengde (m) WDC = vekten i kg/m på vektrørene 9,81 = akselerasjonen i m/s2

Reserve trekkraft når strengens vekt er trukket fra MOP I dette avsnittet skal vi se på hva vi mener med reserve trekkraft, MOP (eng.: margin of overpull), og hvordan vi kan beregne denne kraften. For boreren er det viktig å kjenne denne verdien. For å kunne beregne reserve trekkraft (MOP) må vi vite hvor mye bore­ strengen tåler. (Denne verdien henter vi fra tabell B13 - B21 i DDH.) For å finne frem i tabell B13 . B21, må du vite:

• Utvendig diameter på borerøret (eng.: nominal diameter) i tommer • Vekten på borerrøret i lb/ft (eng.: nominal weight) • Om borerøret er nytt eller brukt, eventuelt hvor mye det er brukt, klasse (eng.: class) • Stålkvalitet (eng.: gråde)

Borestrengen

Bruker vi disse verdiene og går inn i DDH, finner vi hvor mye vi kan belaste et bestemt borerør. Den styrken vi er spesielt interessert i er strekkstyrken (eng.: tensile yield strength). Strekkstyrken er oppgitt i DDH og benevningen er 103 daN. Den største strekkbelastningen vi kan utsette et borerør for etter API-standard, er 90 % av den oppgitte tabellverdien. Tabellverdien i DDH er beregnet ut fra flytegrensen til stålet. Vi kan da si at vi ikke skal belaste borestrengen mer enn 90 % av flytegrensen.

Formel:

Tt = 0,9 • Tf Tt = tillatt belastning på borerøret Tf = hvor mye borerøret tåler før stålet «flyter»,

stålets flytegrense

(DDH-verdi) Vi har tidligere sett på hvordan vi beregner strekk i en borestreng på grunn av densiteten. Siden vi nå har funnet ut hvor mye vi kan be­ laste borestrengen, kan vi beregne reservetrekkraft vi har (MOP). Formel: MOP = Tt - T MOP = reservetrekkraft Tt = tillatt belastning T = strekket i borestrengen på grunn av densiteten

Oppgaver til kapittel 5 Oppgave I Moderne boring har ført til økt borehastighet, større sikkerhet og bedre horisontalboring. Forklar fordelene med tårnmontert bore­ maskin (eng.: top drive), hydraulisk rørhåndtering og nedihulls ut­ styr (borkroner, slammotorer og så videre) fremfor tidligere brukt utstyr.

Oppgave 2 Borerørenes dimensjon oppgis i lengde (eng.: range), OD (ytre dia­ meter), gjengeparti og stålkvalitet (eng.: grade). Oppgi de mest brukte borerørslengdene, OD, og stålkvaliteten som brukes ved bo­ ring i Nordsjøen.

Oppgave 3 Ved boring brukes vektrør og stablisatorer. a Hvilke funksjoner har vektrør og stablisatorer? b Hvilke typer vektrør brukes, og ved hvilke boreoperasjoner brukes de?

Boreteknologi - Kapittel 5

Oppgave 4 a Hvilke borkroner brukes ved oljeboring til havs? Forklar kort bruksområdet til kronene. b Hvorfor er det viktig å holde borestrengen i strekk ved vertikal tradisjonell boring, og hvordan oppnås dette?

Oppgave 5 Borestrengen består blant annet av 97/8" borkrone, en hullåpner med dimensjon 17V^” • 26" og vektrør (eng.: drill collar) med OD 9'/2". Hvilken boreoperasjon er det mest sannsynlig at vi holder på med? Er BOP satt i dette tilfellet?

Oppgave 6 Hva er gjengebetegnelsen på de to mest vanlige gjengeovergangene som brukes på borestrengen?

Oppgave 7 Hva er en monel, og hvorfor har vi den på borestrengen?

Oppgave 8 Gjør rede for hvorfor vi bruker vektrøret (eng.: drill collar).

Oppgave 9 Forklar hva vi mener med flytegrensen (eng.: yield strength) for et metall. Bruk skisse.

Oppgave 10 Vi skal kjøre 200 m med vektrør i brønnen og vet følgende: slamdensitet 1,5, ståldensitet 7,85, tyngden av vektrøret 285,0 kg/m, nøytralpunkt 80 %, g 9,81 m/s2 Beregn trykkraften som dette bunnhullsutstyret kan overføre til bor­ kronen.

Oppgave I I Boring av 8V2 seksjon. Seksjonen skal bores ned til 4000 m RKB Data: Vertikal brønn Borerør (DP): 5 in, 19,5 lb/ft. Grad X, tool joint Nc 50 (XH) Premium Vektrør (DC): 63/4 (6,75)" • 2Vi (2,5)". Slamvekt: 1,35 Nøytralpunktet: 85 % a Vi skal kunne bruke en vekt på borkronen (WOB) på 30 000 daN. Beregn hvor mange vektrør som må brukes for å oppnå denne vekten.

Borestrengen

b Finn følgende data for det gitte borerøret: Maksimalt strekk som selve borerøret tåler Maksimalt moment som borerøret kan belastes med Tiltrekkingsmoment (eng.: make up torque) for borerørene. Vekt per m for borerør inklusive koblingene (eng.: tool joint)

c Tegn og forklar hva som menes med nøytralpunktet for et vekt­ rør (en borestreng).

Oppgave 12 Boring av 8V2 seksjon. Seksjonen skal bores ned til 4000 m RKB. Data: Vertikal brønn Borerør (DP): 5 in, 19,5 lb/ft. Grad X, tool joint Nc 50 (XH) Premium Vektrør (DC): 6% (6,75)" • 21/» (2,5)". Slamvekt: 1,35 Nøytralpunktet: 85 %

a Vi skal kunne bruke en vekt på borkronen (WOB) på 30 000 daN. Beregn hvor mange vektrør som må brukes for å oppnå denne vekten. b Finn følgende data for det borerøret du bruker: Maksimalt strekk som selve borerøret tåler Maksimalt moment som selve borerøret kan belastes med Tiltrekkingsmomentet (eng.: make up torque) for borerørene Vekt per m for borerør inklusive koblingene (eng.: tool joint) c Tegn og forklar hva vi mener med nøytralpunktet for et vektrør (en borestreng).

d Forklar hva som skjer med strekket i strengen hvis vi øker slamvekten.

Oppgave 13 Boring av 8V2 seksjon. Seksjonen skal bores ned til 5000 m RKB. Data: Vertikal brønn Borerør (DP): 5" 19,5 lb/ft. Grad X, tool joint Nc50, Premium Vektrør (DC): 6%" • 1W Slamvekt: 1,85 Nøytralpunkt: 85 % Lengden av en DC er 9,1 m

a Vi skal kunne bruke en vekt på 30 000 daN. Beregn hvor mange vektrør som må brukes for å oppnå denne vekten på borkronen (WOB).

Boreteknologi - Kapittel 5

b For det gitte borerøret skal du finne følgende data: Det maksimale strekket som selve borerøret kan utsettes for Maksimalt moment som selve borerøret kan utsettes for Vekt per meter av borerøret (DP) inklusive koblingene (eng.: tool joint)

Oppgave 14 Du arbeider på en fast installasjon i Nordsjøen. Generelt er HMS høyt prioritert i oljebransjen, og skal derfor tas hensyn til i alle ope­ rasjoner. Nedenfor finner du et utdrag av boreprogrammet for en brønn som skal produsere olje. I boreprogrammet vil du finne en spesifikasjon av BHA som skal brukes for boring av 1214" seksjon. Etter at brønnen er ferdig boret, skal den ferdigstilles for produksjon (kompletteres). Informasjon (boreprogram): Conductor 32" foringsrør skal settes på 445 m TVD.

171/?' seksjon 17V2" hull er boret fra 445,5 m - 1197 m MD. I løpet av denne sek­ sjonen bygges vinkelen fra 4,74° til 42,3°. 133/8" L90 61,00 lb/ft foringsrør settes på 1193,1 m MD/1101,3 m TVD. Foringsrøret er hengt av i brønnhodet. Foringsrøret semente­ res, og 1214" hull bores.

Borestrengen

12%” seksjon 12%" hull skal bores bores fra 1197 m til 1993 m MD. Til dette brukes følgende BHA: ID (tommer)

Lengde (m)

Borestrengens sammensetning

OD (tommer)

\2W PDC bit

12,25

0,31

Dynadrill F2000 slammotor (tandem)

9.625

12,16

Stabilisator på motor

12

(del av slammotor)

Stabilisator på motor

11,5

(del av slammotor)

Float sub

7,375

3,5

1,02

Stabilisator (spiral)

12

2,75

1,95

x/O sub

8,25

2,785

0,38

MWD tool

8,25

11,53

Saver sub

8,25

0,91

DC 8" • 3"

8

3

27.58

Jar

7,875

3

9,78

DC 8" • 3"

8

3

18,29

x/o sub

8

3

0,80

HW DP

6,625

5,625

137,61

DP 5,5" 21.9 lb/ft premium Sl35 NC50

5,5

Gjennomsnittlig vekt av BHA er 136,8 kg/m Total vekt av BHA er 30410 kg i luft Slamdensitet 1,5 sg Hullvinkelen holdes konstant på 42,3° gjennom hele seksjonen. Retningen holdes konstant på 29°. 95/8" L80 58,4 lb/ft foringsrør skal settes på 1932 m MD /1660,9 m TVD. Foringsrøret skal henges av i brønnhodet.

8V2" seksjon Seksjonen skal bores fra 1933 m MD til 3041 m MD. Til boringen skal det brukes en Dynadrill slammotor (PDM). Etter at 729 m er boret, blir borkronen trukket for å kjøre gyro. Gjennom seksjonen økes hullvinkelen fra 42,3° ved start til 75,30 ved 2600 m MD og holdes så konstant ned til TD. Retningen dreier fra 29° til 49° ved TD. 7" liner henges av i et 95/8" foringsrør på 1800 m MD, og foringsrøret skal settes på 3019 m MD / 2088 m TVD. Med utgangspunkt i boreprogrammet skal du gjøre rede for det ut­ styret og de begrepene som er brukt. Bruk gjerne skisser for å il­ lustrere ting i besvarelsen din.

Boreteknologi - Kapittel 6

Kapstte! 6

Boreproblem 6.1 Fastkøyring av borestrengen Dersom vi køyrer fast borestrengen (eng.: stuck pipe), taper vi tid, eller vi må eventuelt bore eit sidespor (eng.: side track). Det aukar kostnadene både for oljeselskapet og for serviceselskapet. På grunn av dei store kostnadene er det gjort mange studiar for å kartleggje årsakene til problema med fastkøyring. Studiane har vist at pro­ blemet med fastkøyring er komplisert, og at det kan ha mange år­ saker. Dersom vi skal unngå å køyre fast borestrengen, må vi kjenne godt til • formasjonen det blir bora i • boreprogrammet • korleis boreslammet er samansett, og om det har dei eigenska­ pane som trengst Det er viktig å følgje opp denne informasjonen godt, slik at vi på førehand lettare kan seie kva slags problem som kan dukke opp. Korleis kan vi på førehand seie at vi held på å køyre borestrengen fast? Skal dei avgjerdene vi tek, vere rette, må vi ha svært god kon­ troll med dei tre punkta ovanfor. For å kunne tolke signala rett må vi forstå om det er ei fastkøyring, eller om det er «naturlege» grunnar til desse endringane.

For å hindre at borestrengen køyrer seg fast, er det viktig å halde kontroll med • boremomentet • den ekstra trekkrafta (eng.: overpull) • sirkulasjonen av borevæska

6.2 Boremoment Auka boremoment kan indikere at vi held på å køyre fast bore­ strengen. I den samanhengen er det svært viktig å registrere om • auken går seint eller raskt • det har skjedd ei formasjonsendring (ei formasjonsendring endrar boremomentet) • om boreslammet er korrekt og i god stand Auka boremoment kan vere den første åtvaringa!

Boreproblem

6.3 Ekstra trekkraft Med ekstra trekkraft meiner vi den krafta vi må dra med utover det borestrengen gir på grunn av si eiga tyngd. Ein auke i ekstra trek­ kraft kan vere ein indikasjon på at vi held på å køyre fast bore­ strengen. Det kan også vere det siste varselet du får før borestren­ gen står fast.

6.4 Sirkulasjonen av borevæska Når vi har kontroll med sirkulasjonen av boreslammet, kan vi få nyttig informasjon og ein indikasjon på korleis tilstanden er nede i brønnen. Dersom vi har mistanke om at vi held på å køyre fast bore­ strengen, er det svært viktig å finne ut om sirkulasjonen er hindra.

o

6.5 Årsaker til at borestrengen køyrer seg fast Det kan som nemnt vere mange årsaker til fastkøyring (eng.: stuck pipe). Vi skal her sjå på nokre av dei, og gruppere dei i tre hovud­ grupper for lettare å få oversikt: • fastkøyring på grunn av trykkskilnader mellom slammet og formasjonen (eng.: differential sticking). • formasjonsavhengige årsaker • mekaniske årsaker

6.6 Fastkøyring på grunn av trykkskilna­ der mellom slammet og formasjonen Vi kan definere «differential sticking» som fastkøyring av bore­ strengen på grunn av trykkskilnad mellom slammet i brønnen (brønntrykket) og i formasjonen, med andre ord at brønnen må vere i overbalanse. Trykkskilnaden er ikkje den einaste faktoren som speler inn når vi får fastkøyring, også filterkaka er avgjerande. For at det skal kunne byggje seg opp ei filterkake må det vere ein permeabel formasjon til stades, til dømes sand. Ei tjukk filterkake aukar faren for fastkøyring, fordi borestrengen får større kontakt­ flate mot den tjukke kaka. Borestrengen må vere i ro og i kontakt med holveggen og filterkaka. Også friksjonen mellom borestrengen og filterkaka eller formasjonen er avgjerande. Denne friksjonen ut­ trykkjer vi med friksjonskoeffisienten.

Det er kanskje enklare å forstå problemet med fastkøyring på grunn av trykkskilnader (eng.: differential sticking) dersom vi ser på eit døme.

Boreteknologi - Kapittel 6

Døme på «differential sticking» La oss som utgangspunkt ta eit 8" OD vektrør (eng.: drill collar) i ei sandsone som er 60 ft tjukk. Vi går dessutan ut frå at det er laga ei filterkake som gjer at 3" av sirkelperiferien til vektrøret er i kon­ takt med filterkaka. Differensialtrykket (mellom brønnen og forma­ sjonen) er 500 psi (35 bar). Friksjonskoeffisienten er 0.2. Bore­ strengen har stått i ro, og vi skal no kalkulere den krafta som må til for å vinne over «differential sticking».

F = PAC P = differensialtrykket mellom slamsøyla og formasjonstrykket (her sett til 500 psi) A = kontaktarealet mellom borestrengen og slamfiltratet (3" • 60 ft • 12" = 2160 in2) C = friksjonskoeffisienten (0,2) F = krafta som skal til for å vinne over «differential sticking» F = 500 psi • 2160 in2 • 0,2 = 216 000 Ibs Det må i dette tilfellet til ei kraft på 216 000 lb eller 97 200 daN for å vinne over «differential sticking».

6.7 Formasjonsavhengige årsaker til fastkøyring av borestrengen Figur 6. / Boring i ein ukonsilidert formasjon

Denne gruppa kan vi dele inn i fem punkt: • ukonsoliderte formasjonar (eng.: unconsolidated formations) • reaktive formasjonar (eng.: reactive formations) • mobile formasjonar (eng.: mobile formations) • frakturerte formasjonar (eng.: fracturedformations) • høgtrykksformasjonar (eng.: geopressured formations)

Boring i ein ukonsolidert formasjon Ein konsolidert og lite herda formasjon kan på grunn av den lause pakkinga «strøyme» inn i brønnen og byggje opp ei bru (sjå figur 6.1), som igjen kan gi fastkøyring. Det er ofte tale om laust pakka sand og småstein som rasar inn i brønnen.

Boring i ein reaktiv formasjon Ein reaktiv formasjon er ein formasjon som reagerer med slam­ filtratet. Formasjonen tek til seg vatn og svell (sjå figur 6.2). Når formasjonen svell, flyt han inn i brønnen og kan køyre fast streng­ en. Faren for fastkøyring aukar dersom BHA eller boret blir inn­ pakka (eng.: balled). Det er eit fenomen vi blant anna kan sjå i leire med store klumpar (eng.: gumbo).

Figur 6.2 Boring i ein reaktiv forma­ sjon

Boreproblem

Boring i ein mobil formasjon Med ein mobil formasjon meiner vi ein formasjon som er plastisk (salt eller leire) (sjå figur 6.3). Ein plastisk formasjon er elastisk, det vil seie at når han blir utsett for krefter og kan flytte på seg, gjer han det. Denne rørsla treng ikkje vere momentan, men kan skje over tid. Når det blir bora ut masse, fjernar vi dei kreftene som held forma­ sjonen på plass. Formasjonen får da flyte inn i brønnen, og dei kref­ tene er årsak til denne flyttinga, er tyngda av dei berglaga som ligg over.

Boring i ein frakturert formasjon Ein frakturert formasjon er ein naturleg oppsprokken formasjon (sjå figur 6.4). Når vi borer ut denne formasjonen, kan det bli brote ut bitar som gjer at borestrengen blir klemd og køyrer seg fast.

Boring i ein høgtrykksformasjon Figur 6.3 Boring i ein mobil formasjon

Med høgtrykksformasjon meiner vi ein formasjon som står under høgt trykk frå berglaga over. Når vi borar inn i ein slik formasjon, kan trykket frå formasjonen bli høgare enn det trykket som slamsøyla i brønnen gir. På grunn av det differensialtrykket kan resulta­ tet bli at formasjonen blir broten opp og «renn» inn i brønnen, og borestrengen kan køyre seg fast.

6.8 Mekaniske årsaker til fastkøyring

Figur 6.4 Boring i ein frakturert formasjon

Vi har no sett på «differential sticking» og formasjonsavhengige år­ saker til at borestrengen kan køyre seg fast. Dei formasjonsavhen­ gige årsakene kunne vi også ha kalla mekaniske. Mekaniske årsaker kan vi da dele inn i sju punkt: • nøkkelspor (eng.: key seating) • undermålar (eng.: under gauge hole) • brønnbanegeometri (eng.: wellbore geometry, «deviation» og «ledges») • dårleg reingjering av holet (eng.: poor hole clecining) • skrot (eng.: junk) • samanpressa foringsrør (eng.: collapsed casing) • sementavhengige årsaker (eng.: cement related)

Boreteknologi - Kapittel 6

Nøkkelspor Nøkkelspor (eng.: key seating) får vi når borestrengen blir pressa mot veggen i boreholet. Det gjer at den roterande borestrengen gneg seg inn i formasjonen, og vi får eit hol. Når vi dreg borestrengen ut av eit slikt hol, kan vektrør, borkrona eller anna utstyr køyre seg fast i sporet (sjå figur 6.5). Det er ikkje berre i eit «ope hol» dette kan skje - også foringsrørskoen kan vere eit utsett område.

Undermålar Undermålar (eng.: under gauge hole) kan vi få når vi borar lange seksjonar. OD i borkrona blir slitne, og holet blir mindre. Så lenge vi borar med denne borkrona, er det ikkje noko problem, men det kan bli problem når vi set på ei ny borkrone som vi køyrer inn. Der­ for må vi følgje prosedyrane nøye når vi skifter borkrone og ta nød­ vendige rådgjerder. Dersom vi ikkje gjer det, kan den nye borkrona kile seg fast i det tronge holet (sjå figur 6.6).

Holbanegeometrien I store, spesielle borehol kan det skje at borestrengen køyrer seg fast. Problemet er størst når boreholet går i vinkel (eng.: dog leg). Når vi køyrer strengen ned (eng.: tripping in), er han i kompresjon, slik at han er fleksibel. Når vi køyrer han ut (eng.: tripping out), er han i strekk og dermed stivare og set seg lettare fast i ei hindring (til dømes i ein vinkel) (sjå figur 6.7).

Dårleg holreingjering Dårleg holreingjering (eng.: poor hole cleaning) kan gjere ringrommet tettpakka. Årsaka kan vere utvaskingar slik at holet får stor diameter, som igjen fører til at væska får låg fart. I avviksbrønnar kan dårleg reinsa hol byggje opp «dyner» på den låge sida av brønn­ en. Desse «dynene» flytter seg sakte opp gjennom holet og skaper problem når strengen blir køyrd eller «trippa».

Skrot

Figur 6.7 Holboregeometri

Med skrot (eng.: junks) meiner vi «fragment» som er hamna i brønnen og som ikkje skal vere der. Jamvel ein PDC-kuttar kan vere stor nok til å køyre fast ein borestreng. Det er avhengig av ID på det foringsrøret som blir brukt. Som eit døme skal vi sjå på 95/9" 47 lb/ft foringsrør og ei 8U2" krone/stabilisator. Frå DDH finn vi at skilnaden i diameter på dei to er om lag 3,2 mm. Det skal altså ikkje store delen til for at bore­ strengen kan kile seg fast (sjå figur 6.8). Figur 6.10 Skrot i brønnen

Boreproblem

Samanpressa foringsrør Eit samanpressa foringsrør (eng.: collapsed casing) kan vi få når kreftene som verkar på foringsrøret, blir større enn samanpressingstrykket (eng.: casing collapsepressure). Det kan skje i desse tilfella: • når foringsrøret er imderdimensjonert • når foringsrøret er gammalt, fordi det da får redusert styrke • når foringsrøret er sett med for stort strekk, fordi det også redu­ serer samanpressingsstyrken

Sementavhengig fastkøyring Vi kan få ei sementavhengig fastkøyring i desse tilfella: • Blokker av sementen blir brotne laus og dett inn i brønnen slik at borestrengen kiler seg fast. • Borestrengen blir køyrd for tidleg inn i ein sementert brønn. Se­ menten er ikkje herda (eng.: green sement). Når trykket byggjer seg opp, herdar denne sementen svært raskt (eng.: flash set), og borestrengen blir sementert fast.

Figur 6.9

6.9 Holproblem generelt Som nemnt er det ofte ein kombinasjon av punkta ovanfor som før­ er til at ein borestreng køyrer seg fast. Det kompliserer analysen av desse situasjonane, både der borestrengen køyrer seg fast og der han held på å køyre seg fast (eng.: tighthole situation).

Til slutt i dette kapittelet skal vi sjå på dei fordelane vi har når vi borar med tåmmontert boremaskin (eng.: top drive) samanlikna med å bore med rotasjonsbordet (eng.: stuckpipe). Vi skal også sjå litt på korleis vi kan frigjere ein fastkøyrd borestreng, og kva som er god borepraksis.

Fordelar med tårnmontert boremaskin • Vi kan bore 90 ft utan stopp, det reduserer samankoplingane (eng.: connections) med 2/3. Som vi har sett før, kan ein stopp i boringa gi «differential sticking».

Boreteknologi - Kapittel 6

• Det blir mogeleg a rotere (eng.: back reaming) og sirkulere når borestrengen blir trekt ut (eng.: tripping out). • Det blir mogeleg å rotere borestrengen når vi køyrer han inn i boreholet (eng.: tripping in).

Ulemper med tårnmontert boremaskin • Når vi eliminerer 2/3 av samankoplingane, blir holet sjeldnare «vaska». Da blir det viktig å vaske når vi har bora ned ein halv stand. • Boret er nært botnen av holet når ein ny stand blir kopla på. Det aukar faren for at lausmassar skal falle rundt borkrona.

Frigjering av ein fastkøyrd borestreng Vi vil velje frigjeringsmetode etter årsaka til fastkøyringa. Nedanfor følgjer nokre døme: • Nøkkelspor (eng.: key seating): Arbeid strengen nedover og ro­ ter. • Undermålar (eng.: under gauge hole): Arbeid med strengen oppover. • Brønnbanegeometri (eng.: wellbore geometry): Arbeid med strengen oppover dersom fastkøyringa skjedde da borestrengen vart køyrd inn (eng.: tripping in) (RIH). Arbeid med strengen nedover dersom fastkøyringa skjedde da borestrengen vart køyrd ut (eng.: tripping out) (POOH). • Dårleg holreingjering. (eng.: poor hole cleaning): Arbeid med strengen nedover for å halde ved like sirkulasjonen. • Skrot (eng.: junk): Arbeid med strengen både opp og ned. • Sementavhengig, lite herda sement (eng.: cement related, green cement): Arbeid med strengen oppover, pump syre dersom det er mogeleg. • Sementavhengig, sementblokker (eng.: cement related, cement blocks): Arbeid med strengen både opp og ned, pump syre der­ som det er mogeleg. • Samanpressa foringsrør (eng.: collapsed casing): Einaste måten å komme ut av dette er å skyte av strengen, men ein prøver all­ tid å arbeide med strengen. • «Differential sticking»: Reduser det hydrostatiske trykket ved å sleppe borestrengen og rotere (eng.: slump string and rotate).

God borepraksis for ikkje å køyre fast borestrengen Det er viktig å halde ved like sirkulasjonen så lenge som råd når vi koplar (eng.: connections). Vi må flytte borestrengen mest mogeleg når vi er i opne hol, og alltid flytte han nedover når vi fjernar kilebeltet (eng.: slips). Vi må notere oss djupner der boremomentet aukar, og følgje med på kva som skjer på siktemaskinen (eng.: shale shaker). Holet må reingjerast, «vaskast», før vi koplar saman. Det er også viktig å hugse på faremomenta med toppmontert boring (eng.: top drive).

Boreproblem

6.10 Problem med å bore brønnar med høge avvik, og horisontale brønnar Det kan dukke opp fleire problem i denne typen brønnbanar sa­ manlikna med vertikale brønnar og retningsboring der det blir brukt mindre avvik: • Friksjonen er større enn ved anna boring, fordi borestrengen ligg mot underkanten av brønnen. • Det er også vanskelegare å reinse holet på ein effektiv måte. Den horisontale seksjonen gjer at det byggjer seg opp «dyner». Desse dynene blir større og større og legg seg rundt borerøret. Dermed aukar dreiemomentet, og resultatet kan vere fastkøyrd borestreng. • WOB som er tilgjengeleg, blir mindre. Med tradisjonell boring blir WOB tilført ved hjelp av vektrør, og borestrengen er i strekk. Denne metoden kan ikkje nyttast i ein horisontal brønn, der tunge vektrør i botnen av strengen berre gir problem. Hori­ sontale brønnar blir i dag bora nesten utan vektrør, men med større dimensjon på sjølve borestrengen. Denne løysinga gjer at borestrengen kjem i kompresjon. Det har vist seg at løysinga har fordelar, fordi boring med strengen i kompresjon i staden for i strekk gjer at strengen sjeldnare blir sliten av. Årsaka kan vere at med tradisjonell boring har dei tunge vektrøra stor masse, slik at strengen blir sliten av når han blir fastkøyrd (det tek tid å stoppe rørsla til vektrøret). • Effekten av slagrøret (eng.: jar) blir dårlegare. • Boreperioden varer lenger fordi brønnbanane er meir kompli­ serte og stiller store krav til grannsemd (toleransekrav).

Oppgåver til kapittel 6 Oppgåve I Når vi borar ein brønn, må vi førebyggje holproblem. Fortel kva for holproblem vi kan få ut frå desse uttrykka: • • • • • • •

nøkkelhol (eng.: key seat) kant (eng.: ledge) brønnbane holreinsing samanpressa foringsrør sementproblem «differensial sticking»

Oppgåve 2 Boraren følgjer boreoperasjonen ved hjelp av instrument og/eller målingar. Kva for «signal» får boraren når han borar, som kan in­ dikere at borestrengen held på å køyre seg fast? Forklar også kvifor desse signala er teikn på fastkøyring.

Boreteknologi - Kapittel 6

Oppgåve 3 Det kan vere mange årsaker til at borestrengen køyrer seg fast. Kva for tre hovudgrupper kan vi dele desse problema inn i?

Oppgåve 4 Gjer grundig greie for kva for mekanismar som gjer at vi køyrer borestrengen fast på grunn av «differential sticking».

Oppgåve 5 Lag ei liste over dei andre årsakene til at borestrengen kan køyre seg fast, og forklar kort kva som er årsaka til at vi står fast i kvar situa­ sjon.

Oppgåve 6 a Fastkøyring kan vere eit problem. Korleis kan vi oppdage at borestrengen held på å køyre seg fast? Nemn tre forhold og for­ klar kvifor det fortel oss at vi held på å køyre oss fast. b Forklar kva vi meiner med desse fastkøyringsomgrepa: differ­ ential sticking, mobile formasjonar og reaktive formasjonar.

Fiskeoperasjonar

Kapittel 7

Fiskeoperasjonar Fiskeoperasjonar omfattar alle operasjonar som går ut på å få ut ut­ styr vi har mist ned i holet, eller utstyr som sit fast nede i holet.

7.1 Lokalisering av fastkøyrt eller mist utstyr Utrekning av strekk Den eldste og enklaste metoden for å avgjere kvar strengen er køyrd fast, er å måle strekket i strengen over punktet der han sit fast. Det gjer vi slik: • Lyft ei vekt som svarer til den opphavlege strengvekta, og merk strengen i nivå med rotasjonsbordet. • Lyft med til dømes 10 000 kg over strengvekta og set eit nytt merke på strengen. (Strekket kan aukast til dømes til 20 000 kg i djupe brønnar.) • Mål distansen mellom merka. • Repeter prosedyren for å sjekke djupna.

L _ E • Al • W 40,8 • AP der L = lengda av fri borestreng (m) E = elastisitetsmodulen Al = målt lengdeauke på grunn av større strekk AP (cm) W = vekta av borestrengen (kg/m) AP = strekket (kg) Bruk denne metoden som ei rettleiing og for å planleggje arbeidet vidare.

Fripunktsindikator Vi køyrer ein fripunktsindikator (sjå figur 7.1) på ein loggekabel innvendig i borestrengen. I prinsippet registrerer denne indikatoren molekylære endringar i stålstrukturen til borestrengen. Målingane skjer slik: • Indikatoren blir køyrd ned og stoppa fleire gonger for å måle i fri borestreng.

Boreteknologi - Kapittel 7

• Strengen blir strekt og påført eit vrimoment før vi måler på nytt. Spesielt i avviksbora brønnar er det viktig å bruke nok tid for å arbeide med moment i strengen. • Skilnadene i måling og utan strekk eller vrimoment blir regi­ strerte. • Når fripunktsindikatoren er køyrd ned under det punktet der strengen sit fast, registrerer vi ikkje skilnader fordi strekk og vrimoment ikkje blir overførte hit frå overflata. Resultata frå fri­ punktsindikatoren kan saman med botnholsstrengkomposisjon og holdata (geologi, tidlegare problem, boreparametrar, retning og så vidare) gjere oss i stand til å definere punktet der vi sit fast, og årsaka nokså eksakt. Vi kan køyre fripunktsindikatoren saman med eit strengskot (eng.: string shot) dersom vi ønskjer å skru oss av fisken samtidig.

Figur 7.1 Fripunktsindikator

7.2 Prosedyrar for å skru seg laus frå ein fisk Strengskot Eit strengskot er illustrert på figur 7.2. Strengskotet blir køyrt på loggekabelen og avfyrt med elektriske signal frå overflata.

Strengskotet omfattar ei detonerande lunte og ei fenghette. Lunta er vikla rundt inne i ein sylindrisk behaldar. Vi kan variere mengda av lunte og dermed også sprengkrafta. Strengskotet blir plassert i den rørskøyten vi ønskjer å skru av i (som regel nærmast mogeleg det punktet der strengen sit fast). Når skotet er plassert, vrir vi strengen mot venstre (om lag tre omdrei­ ingar per 1000 m er ein god tommelfingerregel). Vrimomentet blir arbeidd ned og strengskotet avfyrt. Sjokket frå skotet er som regel nok til å løyse koplinga.

Kontrollert fråskruing

Figur 7.2 Strengskot

Etter å ha lokalisert fripunktet plasserer vi strengskotet i skøyten rett over fripunktet. Vi må justere ladningen i strengskotet etter koplingstypen. (75/8" reguleringskoplingar «75/8" Reg.» kan vere van­ skelege å løyse, men det er alltid mogeleg å prøve.) Vi justerer kroklasta slik at nøytralpunktet er nærmast mogeleg skotpunktet. Deretter arbeider vi ned vrimomentet (venstrehands) og fyrer av skotet. Dersom koplinga ikkje losnar, må vi gjere prose­ dyren om igjen med større sprengladning eller flytte skotpunktet opp.

Skotet ekspanderer bøssingen (eng.: box), slik at vrimomentet er nok til å skru laus strengen. Dersom ladningen er for stor, blir børsingen skadd og gjer det problematisk å fiske vidare.

Fiskeoperasjonar

Blind fråskruing Vi bruker blind fråskruing (eng.: blind back-off) når strengen blir skrudd frå utan at vi bruker fripunktsindikator og strengskot. Denne metoden nyttar vi når det ikkje er mogeleg å køyre kabelen og ut­ styret ned gjennom strengen, eller når kabelutstyr og personell ikkje er tilgjengeleg. Metoden er basert på at alle koplingar er trekte til med det same momentet, og krev same krafta for å løyse kopl­ ingane. Den koplinga som er nærmast nøytralpunktet, det vil seie ikkje i strekk eller kompresjon, losnar da først.

I praksis gjer vi dette slik: • Vi justerer kroklasta slik at nøytralpunktet er ved den rørskøyten vi ønskjer. • Vi arbeider ned det venstrehands vrimomentet, og aukar så trinnvis. • Vi arbeider strengen opp og ned etter kvart trinn. • Vi aukar vrimomentet til strengen er skrudd av. Lastvekta fortel oss no kvar vi har skrudd av. Dersom det er tydeleg at strengen er skrudd av for høgt, kan vi gå ned til topp fisk og skru oss inn att. I motsett fall trekkjer vi ut strengen og undersøkjer koplinga (pin).

7.3 Kutting Kuttarar køyrde på loggvaier Vi bruker kuttarar når vi ikkje kan skru oss laus på den djupna vi ønskjer. I prinsippet finst det to typar kuttarar: • jetkuttar: kuttar med høgfarts gasstråle • kjemisk kuttar: kuttar med ei sterk syre

Figur 7.3 illustrerer korleis vi bruker jetkuttaren og den kjemiske kuttaren. Dei kjemiske kuttarane er tilgjenge­ lege for 1-4" borerør og jetkuttarane for 1" og større rør.

a

F/gur 7.3 Jetkuttar (a) og kjemisk kuttar (b)

Boreteknologi - Kapittel 7

7.4 Evaluering av problemet Alle fiskejobbar er spesielle, og det må vi ta omsyn til i arbeidet. Det finst med andre ord ingen «ekspert» for akkurat ditt tilfelle, og eit godt resultat er avhengig av samarbeid og kommunikasjon. Vi skal prøve å forklare hovudpunkta i arbeidet: • Evaluer situasjonen. Kva er sett att, og korleis er forholda nede i holet? • Planlegg arbeidet vidare. Utnytt røynslene til det personellet som er til stades (til dømes boresjef, borar, boreleiar, ingeniør eller servicepersonell), og røynslene til andre entreprenørar og operatørar. • Vel alternative framgangsmåtar slik at du har fleire metodar å velje mellom dersom du ikkje lukkast med den første. Lag eit beslutningstre. • Arbeid ut prosedyrar og bestill utstyr. • Gjer fiskeoperasjonane etter sikre og helst velprøvde metodar.

Kommunikasjon Vi tek ofte arbeidet med kommunikasjon for gitt, og vi går ut frå at folk forstår oss når vi forklarer problema. Det er sjølvsagt ikkje all­ tid tilfellet, spesielt ikkje når dei vi kommuniserer med, sit på land og vi sit langt ute på sjøen. Mykje taler for at vi bør koordinere ar­ beidet frå plattforma, og at alle partar bør arbeide ut frå det.

Framdrift Vi lukkast ikkje alltid i første forsøk og har ofte ein tendens til å prøve om att og om att. I djupe, kritiske seksjonar kan det vere rett å gjere fleire forsøk, men som regel bør vi avgrense fiskearbeidet i tid. Ein tommelfingerregel er å revurdere situasjonen etter 24 timars arbeid. Alternativet er ofte å setje ein sementplugg over fisken og så gjere ei teknisk forbiboring (eng.: sidetrack).

Sjekkliste • Registrer ytre og indre diameter og lengda på fiskestrengen. Lag ei målsett skisse. Sjekk at alle komponentar har nødvendig indre diameter. • Arbeid ut eit arbeidsprogram og sjekk at nødvendig utstyr er til­ gjengeleg. • Gjer deg kjend med avgrensingane til strengen og utstyret og sørg for at alle involverte er kjende med desse avgrensingane. • Sjekk at instrumenteringa om bord er kalibrert og fungerer. • Bruk fripunktsindikator for å finne djupna der strengen sit fast. • Køyr strengskot og skru laus frå fisken dersom forholda tillet det. • Dersom det er mogeleg, bør vi alltid ha att ei eller to rørlengder med fri streng. Det gjer det mykje enklare å gå tilbake over fis­ kane att. • Dersom vi er forholdsvis nær ein foringsrørssko (< 50 m), bør vi skru av inne i foringsrøret.

Fiskeoperasjonar

• Dersom vi sit fast i ein seksjon med ekstrem retningsendring, kan det vere fornuftig å skru av i ein rettare seksjon lenger oppe. • Storleiken på borerøret avgjer kor mykje vi må vri strengen for å få ned nok moment. Behovet for vriding aukar med redusert dimensjon. Generelt er tre-fire omdreiingar per 1000 m nok.

7.5 Fisking i ope hol og i foringsrør Registrering av data Vi registrerer all relevant informasjon om brønnen og borestrengen.

Brønndata • Foringsrør (ytre diameter, indre diameter, vekt, materialkvalitet, djupner og koplingstype) • Holdata (diameter, djupn, retning, eventuelle forhold som tapt sirkulasjon, underdimensjonert hol og så vidare) • Borevæske (vekt, viskositet, filtertap og så vidare) • Geologi (formasjonstoppar, porøse soner, eventuelle forkastingar og så vidare)

Borestrengdata • Borerør (ytre og indre diameter, vekt, materialkvalitet, styrke med omsyn til strekk, gjengekoplingar og samanskruingsmoment) • Vektrør (ytre og indre diameter, gjengekoplingar, spiral eller glatt overflate) • Stabilisatorar (storleik og type, gjengekoplingar) • Slagrør (eng.: jar) (storleik, type, operasjonsprosedyre) • Gjengeovergangar (storleik og gjengekoplingar) • Borkrone (storleik og type) • Komposisjon av borestrengen

Topp fisk Når vi skal velje fiskemetode og utstyr, må vi ha best mogeleg kjennskap til korleis fisken ser ut. Ofte må toppen polerast før vi kan gå ned med fiskeutstyret.

7.6 Fisking av kabel Å fiske kabel (eng.: w i re line) er truleg den mest kompliserte fiskeoperasjonen i eit ope hol. I prinsippet kan vi bruke to ulike typar ut­ styr, grabb eller spyd. Begge er utstyrte med mothakar, slik at kab­ elen hektar seg på når vi trekkjer grabben eller spydet ut. Grabben er mest effektiv når vi skal fiske ein tynn kabel. Når vi har valet mellom å køyre fiskeutstyret på borestreng eller på kabel, bør vi all­ tid bruke borestrengen.

Boreteknologi - Kapittel 7

Når vi fiskar etter kabel, bør vi køyre eit slagrør (eng.: jar) og ei støytstong (ein slagstuss) ein eller to standar (eng.: stand) over fiskeverktøyet. Når vi bruker slagrør («jarar»), bør vi bruke relativt lita kraft, slik at kabelen ikkje knekk.

7.7 Fisking av fastkøyrd kabel Dersom vi har køyrt fast loggereiskapar eller anna utstyr som er køyrt på kabel, i eit ope hol og kabelen er intakt, kan vi bruke «kuttog-træ»-metoden (eng.: cut and thread) for å fiske utstyret. Figur 7.4 viser utstyret og metoden.

Figur 7.4 Fisking av fastkøyrd kabel

Utstyret har desse funksjonane: • Kabelhengjar - blir brukt for å hengje av kabelen i rotasjonsbordet mens vi monterer eit kabelhovud og eit spydhovud«overshot» (eng.: spear head overshot) på kabelen etter at han er kutta • Kabelhovud - blir fest til begge endane av kabelen etter at han er kutta. Kabelhovudet fungerer som koplingspunkt mellom ut­ styret og kabelen • Vektrør (eng.: sinker bar) - supplerer vekta slik at spydhovud«overshot» blir skote ned over spydhovudet (eng.: spear head) • Spydhovud (eng.: spear head) - hurtigkopling

Fiskeoperasjonar

Denne prosedyren blir brukt for å fiske ein fastkøyrd kabel: • Strekk kabelen varsamt • Fest kabelhengjaren til kabelen rett over rotasjonsbordet og slakk kabelen, slik at hengjaren kviler på rotasjonsbordet • Kutt kabelen om lag 1,5 m over rotasjonsbordet • Fest kabelhaldaren og hurtigkoplinga (eng.: spear head) til begge kabelendane. • Funksjonstest hurtigkoplinga og strekktest med om lag 500 kg strekk • Strekk opp kabelen for å lyfte kabelhengjaren frå rotasjonsbord­ et og plasser ei avhengingsplate (C-plate) under hurtigkoplinga • Fjern kabelhengjaren og heng av kabelen på C-plata • Opne hurtigkoplinga og send den øvste delen opp til tåmmannen på fmgerbordet. Sikre kabelen • Skru på eventuelt fiskeutstyr på borestrengen eller bruk opne rør (eng.: open endedpipe) • Senk kabelen med den øvste delen av hurtigkoplinga ned gjen­ nom standen som no er lyft ut over rotasjonsbordet • Kople saman kabelen ved hjelp av hurtigkoplinga og fjern Cplata etter at kabelen er strekt opp • Køyr første stand borerør ned i holet og heng av i kilebeltet (eng.: slips) • Installer C-plata på toppen av standet og heng av kabelen i plata • Løys ut hurtigkoplinga og send kabelen opp til tårnmannen, som trær kabelen ned gjennom eit nytt stand etter først å ha sikra det på fmgerbordet. Standet må vere lyft ut over rotasjonsbordet før kabelen kan trædast i • Kople kabelen saman ved hjelp av hurtigkoplinga, strekk han opp og fjern C-plata • Skru standet til strengen i rotasjonsbordet og køyr han ned • Gjer prosessen om att til fisken er fri • Trekk kabelen ut på normal måte, og deretter strengen

7.8 Fiskeutstyr Det finst utruleg mykje fiskeutstyr på marknaden. 1 tillegg blir ut­ styr modifisert eller nytt utstyr laga for spesielle fiskearbeid. Vi skal her ta for oss det mest vanlege fiskeutstyret.

Skrotkorg

Figur 7.5 Skrotkorg

Figur 7.5 viser ei skrotkorg (eng.: boot basket). Utstyret er svært enkelt og blir brukt for å fange opp skrot som er for tungt til å bli transportert ut av holet med borevæskestraumen. Ho kan til dømes brukast når vi borar ut fortrengingspluggar, pakningar og liknande. Skrotkorga skal plasserast så nær over borkrona som råd. Dersom sirkulasjonen er kraftig nok til å lyfte skrotet frå botnen, dett ein del ned i korga når vi stoppar sirkulasjonen.

Boreteknologi - Kapittel 7

Når vi har mist mindre delar i holet (til dømes tenner frå borkrona), kan vi gå ned med ei skrotkorg saman med den neste borkrona. Sirkulasjonsraten må varierast samtidig som vi arbeider med bore­ strengen opp og ned, før vi borar. Hugs at skrotkorga er fleksibel og kan byggje opp vinklar nar ein bruker store lastvekter på borkrona.

Jetkorg («jet basket») Ei jetkorg er vist på figur 7.6. Vi nyttar ho for å hente opp mindre gjenstandar, til dømes handverktøy og delar av borkroner. Gjen­ standen blir tvinga inn i korga (eng.: basket) av ein væskestraum med høgt trykk på utsida av korga. Jetkorga blir vanlegvis skrudd fast nedst på fiskestrengen, i motset­ ning til skrotkorga, som står over borkrona og som kan køyrast mens vi borar. Strengen blir køyrd ned til ein til to meter over botnen av holet. Start sirkulasjon og roter strengen sakte. • Noter sirkulasjonsraten og trykket • Stopp pumpene og vent til brønnen er stabil (statisk) • Start pumpene att med same rate som tidlegare. Lågare sirkulasjonstrykk indikerer sirkulasjon gjennom dysene • Når det er etablert sirkulasjon gjennom dysene, aukar vi sirkula­ sjonsraten til maksimalt tillaten verdi

«Junk basket» Figur 7.6 Jetkorg

«Junk basket» blir brukt for å fiske opp mindre gjenstandar. Figur 7.7 viser konstruksjonen. Vi skrur fast korga nedst på fiskestrengen. Operasjonen skjer slik: • Køyr fiskestrengen ned til ein til to meter over botnen av holet • Start pumpene og sirkuler med låg rate • Senk strengen ned til botnen av holet og roter sakte • Kutt ein liten kjerne (20-30 cm). • Stopp sirkulasjonen og rotasjonen • Trekk opp slik at kjernen brotnar • Trekk ut av holet. Eventuelt skrot ligg no på toppen av kjernen.

Foringsrørslapp med blytetning Ein foringsrørslapp (eng.: casing patch) med blytetning (eng.: lead seal), som er vist på figur 7.8, er ein rask og økonomisk måte å re­ parere mindre foringsrørsskadar på, utan at den indre diameteren på foringsrøret blir redusert. Foringsrørslappen blir installert når foringsrøret er fjerna ned til eit punkt under skadestaden. Toppen av foringsrøret som står att, må tilarbeidast med ein fres (eng.: mill), og foringsrørslappen må køyrast ned over toppen, langt nok til at kilebelteseksjonen (eng.: slip section) er rundt foringsrøret.

Figur 7.7 «Junk basket»

Fiskeoperasjonar

Foringsrørslappen må køyrast på ein foringsrørsstreng. Lyft streng­ en slik at slipset grip om toppen av foringsrøret og komprimerer blytetninga. Når blytetninga er komprimert fullt ut, heng vi forings­ røret av i brønnhovudet som normalt.

Figur 7.8 viser ein foringsrørslapp som er laga for å kunne nyttast frå flyterigg. Han er i prinsippet lik foringsrørslappen ovanfor, men har ei forlenging i toppen. Lappen blir sett saman på same måten.

Hydraulisk innvendig foringsrørskuttar

Figur 7.8 Foringsrørslapp med blytetning

Toppstuss —-

Forlenging

Vi bruker hydrauliske foringsrørskuttarar når vi skal presisjonskutte eit foringsrør. Kuttaren blir skrudd køyrestrengen og ned til den aktuelle djupna. Når kuttaren er på denne djupna, roterer vi streng­ en med tilrådd fart og set i gang sirkulasjonen. Vi aukar sirkulasjonsraten gradvis til ein kilebelteseksjon forankrar kuttaren til foringsrørsveggen. Deretter aukar vi sirkulasjonsraten vidare til vi har rundt 10-15 bar trykktap gjennom kuttaren. Dette trykket pres­ sar knivane ut, og rotasjonen held fram med konstant sirkulasjonsrate til eit trykktap fortel at foringsrøret er kutta. Trykktapet blir som regel også følgt av redusert vrimoment.

Mekanisk innvendig kuttar Vi bruker ein mekanisk innvendig kuttar (sjå figur 7.10) til same typar operasjon som den hydrauliske kuttaren. Kuttaren bruker du slik: • Køyr kuttaren ned til den djupna du ønskjer • Ein rotasjon mot høgre skrur laus friksjonsdelen frå stamma • Senk deretter strengen forsiktig, slik at den konforma delen tvingar kilebeltet ut, og kuttaren blir forankra i foringsrøret • Når kuttaren er ordentleg forankra og det blir sett ned ei vekt, blir knivane pressa ut • Operasjonen vidare er som for den hydrauliske innvendige foringsrørskuttaren

Figur 7.9 Foringsrørslapp under vatn

Figur 7. / 0 Mekanisk innvendig kuttar

Boreteknologi - Kapittel 7

Utvendig kuttar Ein type utvendig kuttar er vist på figur 7.11. Før vi kan gå ned med ein utvendig kuttar, må vi vaske over fisken, slik at det er mogeleg å komme ned med kuttaren.

Avtrykksblokk Vi bruker ei avtrykksblokk (eng.: impression block) for å få eit bilete av toppen på fisken. Men ofte er denne informasjonen av mindre verdi. Vi skrur avtrykksblokka fast til ein borestreng og køyrer ho ned til om lag 2 m over toppen på fisken. Deretter startar pumpene, og toppen av fisken blir vaska ut. Når vi reknar med at fisken er rein, slepper vi avtrykksblokka raskt ned og landar ho på fisken med om lag 1000 kg per tomme blokkdiameter.

Støytstong Ei støytstong (eng.: jar) blir montert i strengen for å kunne få til kraftige slag opp eller ned når strengen under støytstonga sit fast. Det finst i hovudsak to typar støytstenger: hydrauliske og meka­ niske.

I ein streng brukt til boring monterer vi støytstonga i den øvste delen av vektrørseksjonen for at støytstonga ikkje skal sitje fast, men også for å gi størst slagkraft nedover. Slagkrafta kan enkelt seiast å vere proporsjonal med vekta.

I ein fiskestreng plasserer vi støyt­ stonga under vektrøra for å gi størst slagkraft oppover. Krafta i kvart slag er avhengig av kor mykje strekk som blir halde i strengen. For å resetje støyts­ tonga må vi slakke av på strekket, og vi kan aktivere ho att med å auke strekket.

Figur 7.13a viser ei hydraulisk støyt­ stong. For å slå laus utstyr som har sett seg fast nær overflata (til dømes inne i foringsrøret), bruker vi ei overflatestøytstong (eng.: surface jar). Denne typen støytstong monterer vi i fiske­ strengen rett over boredekksnivået. Figur 7.13b viser ei overflatestøytstong.

Figur 7. / 3 Støytstenger, a hydraulisk støytstong, b overflatestøytstong

Stamme Lasespor

Pakning Plugg for påfylling

Kon O-ring Plugg for påfylling

Fl ytar

Fiskeoperasjonar

Støytstongforsterkar

Figur 7. / 4 Nøkkelholkost Toppstuss

Støytstongforsterkaren (eng.: jar intensifier) produserer sjølv ikkje slag, men forsterkar slaget frå ei støytstong. I ein fiskestreng er for­ sterkaren plassert i den øvste delen av vektrørseksjonen.

Nøkkelholkost Figur 7.14 viser ein nøkkelholkost (eng.: keyseat wiper), som det har vore vanleg å bruke i samband med retningsboring. Nøkkelholkosten skal plasserast rett over vektrørseksjonen.

Fiskemagnet Vi bruker fiskemagnetar for å fiske etter alle slags mindre, lause gjenstandar som ein magnet vil trekkje til seg. Fiskemagnetane kan køyrast på rørstrengen eller kabelen, og dei finst i fleire ulike stor­ leikar. Figur 7.15 viser ein fiskemagnet.

Fresar Vi bruker fresar (eng.: mills) til å knuse eller male opp skrot som set seg fast eller som dett ned på botnen av holet. Vi kan til dømes berre fjerne rør som er sementerte både på utsida og innsida, ved hjelp av ein fres. Laust materiale kan knusast til småbitar som vi kan sirku­ lere ut. Dei fleste bruker for mykje vekt når dei freser. Ein tommel­ fingerregel er å bruke om lag 500 kg vekt ned per tomme diameter.

Figur 7. / 5 Fiskemagnet

I prinsippet finst det to slags fresar, ein som skal brukast i opne hol, og ein som skal brukast i foringsrør. Inne i foringsrør bruker vi fre­ sar med stabilisatorblad og glatt utside. Den nedste delen av fresen kan vere flat eller konkav. Figur 7.16a viser ein fres brukt på skrot (eng.: junk mill). For å frese borerør, vektrør og liknande bruker vi ein pilotfres, som vist på figur 7.16b. Han er utforma slik at fresen alltid styrer seg sjølv dersom vi freser på eit sylinderforma objekt.

Figur 7. / 6 Ulike frestypar, a skrotfres og b pilotfres

Boreteknologi - Kapittel 7

«Overshot» «Overshot» er vel den mest vanlege fiskereiskapen som er brukt i boreoperasjonar. Det finst ei mengd ulike typar, og vi skal berre ta for oss dei mest brukte. Kvar «overshot» er laga for ein viss rørstorleik (det vil seie ytre diameter). Ein «overshot» omfattar ein toppstuss, ein bøssing (eng.: bowl), gripar (eng.: grapple), kontroll og styring. Dei fleste kan utstyrast med to typar «grapple»: • «spiral grapple» - blir brukt når fisk­ en har ein ytre diameter tett opp til maksimal diameter for «overshot» • «bushet grapple» - blir brukt når fisken har ein god del mindre diameter enn «overshot» (E2") Figur 7.17 viser ein «overshot» utstyrt med korggripar (eng.: basket grapple).

Sikringsledd

Figur 7.1 7 a) «Overshot». b)

Sikringsleddet (eng.: safety joint) bruker vi primært i testestrenger og i fiske«Overshot» med «spiralgrapple» strenger. Dermed blir det mogeleg å kople frå og på når det trengst. Figur 7.18 viser ein type sikrings­ ledd. Vi plasserer sikringsleddet i ein fiske­ streng direkte over fiskereiskapen, det vil seie så langt ned i strengen som råd. Når vi skal op­ erere sikringsleddet, roterer vi strengen mot venstre når vi skal kople frå, og mot høgre når vi skal kople på.

Foringsrørskrape Ei foringsrørskrape bruker vi for å fjerne be­ legg frå borevæske og sement på innsida av foringsrøret. Det er aktuelt før vi installerer pakningar og forlengingsrør der det er lita klar­ ing mellom utstyret og foringsrøret. Figur 7.19 viser ei foringsrørskrape. Figur 7. / 8 Sikringsledd

Figur 7. / 9 Foringsrørskrape

Fiskeoperasjonar

Marin svivel og foringsrørspyd Når vi skal kutte foringsrøret frå flyteriggen, bruker vi ein marin svivel i kuttestrengen. Vi landar svivelen i brønnhovudet, slik at vi held kuttaren i ro mens han kuttar. Figur 7.20 viser ein marin svivel. Når foringsrøret er kutta, hentar vi den lause delen opp med eit spyd.

Figur 7.20 Marin svivel

«Taper tap» og «die collar»

Figur 7.2 / «Taper tap» og «die collar»

«Taper tap» blir brukt for å skru seg inn i til dømes eit vektrør, mens ein «die collar» blir brukt for å skru seg inn på utsida av ein fisk (sjå figur 7.21). Begge komponentane bør berre brukast saman med sikringsledd.

Boreteknologi - Kapittel 7

Oppgåver til kapittel 7 Oppgåve I Nemn ulike årsaker til at vi køyrer borestrengen fast.

Oppgåve 2 Forklar korleis vi kan lokalisere punktet der borestrengen står fast.

Oppgåve 3 Forklar korleis vi kan gjere ei kontrollert fråskruing etter ei fast­ køyring.

Oppgåve 4 Lag ei skisse som viser ein fastkøyrd borestreng. Forklar korleis du kan flytte nøytralpunktet slik at det blir liggjande i den koplinga som er rett over det fastkøyrde punktet.

Oppgåve 5 Forklar kvifor strengen skal skruvast av i det koplingspunktet som er rett over nøytralpunktet. Vi går ut frå at alle koplingane er dregne til med det same momentet.

Oppgåve 6 Nemn det utstyret som er vanleg å bruke når vi skal fiske ein kabel i opne hol.

Oppgåve 7 Nemn det mest vanlege fiskeutstyret og forklar formålet med dei enkelt komponentane.

Oppgåve 8 Kva er formålet med å bruke sikringsleddet i fiskestrengen, og kor­ leis verkar det?

Oppgåve 9 Korleis kan vi kutte eit foringsrør nede i brønnen?

Kjerneboring

Kapittel 8

Kjerneboring Kjerneboring vil seie at vi borar ut ein sylinderforma kjerne av formasjonen og tek han opp til overflata for analyse. Kjernen repre­ senterer altså ei kontinuerleg prøve av formasjonane, og han er av ein storleik som gjer det mogeleg å bruke meir omfattande og nøy­ aktige analysar, til dømes borekaksprøver og sideveggskjemar.

8.1 Kjerneboringsutstyr Til kjemeboringa nyttar vi eit kjernerør (eng.: core barrel), som om­ fattar eit indre og eit ytre rør. Det ytre røret overfører vekt og torsjonsmoment frå borestrengen til kjerneborkrona (eng.: core head), mens kjernen er pressa inn i det indre røret. Borevæska blir pumpa ned gjennom borestrengen og ført ut i ringrommet mellom det ytre og indre røret, slik at kjernen ikkje blir utvaska.

Ytre og indre rør Dei ytre røra blir produserte i stål (41-42 H) og leverte i lengder på 8,3 m. Vi skrur røra saman, og gjengepartia blir til ei glatt overflate. Dei indre røra blir produserte i stål, aluminium eller glasfiber. Vi skrur røra saman til ei glatt overflate. Dei blir leverte i lengder på 9.2 m. Den rørtypen vi vel, er avhengig av den mengda med kjerne som skal kuttast, og av formasjonstypen. Generelt er det best å bruke indre rør av aluminium eller glasfiber, fordi vi kan kutte slike rør mens kjernen er på plass. Vi forseglar endeflatene med lokk og voks, og pakkar rør med kjerne for transport til land og analysar. Glasfiberrør er enklast å kutte.

Dersom vi skal bruke indre rør av stål, må vi ta ut kjernen på bore­ dekket og pakke han i kassar. I lause formasjonar (sand, silt) er det vanskeleg å unngå at kjernen løyser seg opp, og det avgrensar in­ formasjonsverdien og sjansen for analysar. Talet på rørseksjonar er avhengig av den lengda som skal kjernast, av formasjonsforholda, av eventuelle tidlegare røynsle og av riggutstyret (tåmmontert boremaskin, lyftehøgder og så vidare). Generelt kan vi seie at den første kjernen blir bora ut med eit kjernerør av ei eller to rørlengder. I eit ukjent område kan det vere aktuelt med eit indre rør av stål for den første kjernen. Basert på røynslene frå den første kjernen må vi avgjere lengda på kjernerøret for den vidare kjemeboringa.

Boreteknologi - Kapittel 8

/. Sikringsledd 1. Sikringsledd, tapp 2. Fjør 3. Stempel 4. Friksjonsring 5. Øvre «O»-ring 6. Sikringsledd, bøssing 7. Nedre «O»-ring

II. Svivel 8. Distanseskiver (skims) 9. Lagerhus 10. Kulelager 11. Hylse 12. Hylseplugg 13. Plugg for indre rør 14. Stålkule 15. Trykkavlastningsplugg 16 Foring

III. Ytre rør Settes saman av seksjoner på 8,3 m (27") IV. Indre rør Settes saman av seksjoner på 9,2 m (30")

V. Stabilisator

VI. Sko 17. Øvre del 18. Nedre del

VII. Kjernehaldar

Figur 8.1 Standard kjernerør. (Diamant Boar)

Kjerneboring

Kjernerør blir leverte i fleire standarddimensjonar som vist i tabel­ len. Standarddimensjonar, kjernerør Kjemerørstorleik

43/4 • 25/8

5% • 316

63/4 • 4

714 • 4

8 • 514

716 • 53/8

Ytre rør

4% • 3%

5% • 45/g

63/4 • 53/8

Indre rør

334 • 2Y8

4% • 3%

4% • 4*4

434 • 414

8 • 6V8 614 • 65/8

Sikringsledd

31Y API IF

414 API FH

416 API IF

416 API IF

65/8 APIreg

Borkronestorleik

5 - 616

6 - 816

77-9

814 - 97/8

916 - 1 214

Sikringsledd Med sikringsleddet trekkjer vi det indre røret med kjerne ut jamvel om det ytre røret blir sitjande fast i holet. Sikringsleddet er vist på figur 8.1. Sikringsleddet gjer det også enkelt å ta ut det indre røret på boredekket.

Trykkavlastingssystem Kjernerøret er utstyrt med eit trykkavlastingssystem. Systemet om­ fattar i prinsippet eit ventilsete og ei stålkule som vist på figur 8.1. Systemet har desse funksjonane: • Det blir mogeleg å sirkulere ned gjennom det indre røret, slik at vi kan reinse botnen av holet før kjerneboringa tek til. • Etter at botnen av holet er sirkulert reint, slepp vi ei stålkule ned i borestrengen. Stålkula landar i ventilsetet og stengjer opninga til det indre røret, slik at væskestraumen blir tvinga inn i ringrommet mellom det ytre og indre røret. • Når vi kjerneborar i faste, konsoliderte formasjonar, blør sys­ temet borevæska i det indre røret inn i ringrommet mellom det ytre og indre røret når trykket i det indre røret blir større enn trykket i ringrommet.

Svivel Med eit svivelarrangement held vi det indre røret i ro mens det ytre røret roterer. Svivelarrangementet er vist på figur 8.1.

Boreteknologi - Kapittel 8

Borkroner Det finst mange ulike borkroner for kjerneboring. I prinsippet finst det to hovudtypar med kutteelement av diamant eller av PDC. På fi­ gurane 8.2 og 8.3 ser vi borkroner for kjerneboring.

Figur 8.2 Kjerneborkroner med diamantkuttarar

Kjerneboring

Figur 8.3 Kjerneborkroner med PDC-kuttarar

Generelt bruker vi borkroner med diamantkuttarar i harde forma­ sjonar, mens borkroner med PDC-kuttarar blir brukte i mjukare formasjonar. Vi må velje borkronetypar etter formasjonstype og røynsle.

Kjernehaldarar Nedst på det indre røret skrur vi fast ein kjernehaldar. Han skal få kjernen til å gli inn i røret, men ikkje ut, når strengen blir trekt ut etter at vi har kjerna. Figur 8.4 viser ulike typar kjernehaldarar.

Boreteknologi - Kapittel 8

Standard ■------------- -i------------ -

. 2A

2 B------ '

Slip and dog with basket ,--------------- !--------- ------------ 2 A

Slip and dog without basket 2 A---------------

Slip and knife

Figur 8.4 Ulike typar kjernehaldarar

Kjerneboring

Tilleggsutstyr

Figur 8.5 Tilleggsutstyr. I. «Bit breaker», 2. Klemme for indre rør, 3. Stuss for lyfteklave, 4. Klemmearrangement for attvinning av kjerne, 5. Tong for klemmearrangement, 6. Kjernemarkrør, 7. Trykkavlastingsplugg, 8. Trykkavlastingshylse, 9. Botnplugg for ytre rør, 10. Tvinge, 1I. Målestav for å montere kjernesylinder, 12. Stav for å hente stålkule, 13. Jekk for å attvinne kjerne

8.2 Samansetjing av kjernesylinder Vi tek for oss samansetjinga av ein 18,3 m (60”) kjernesylinder. Han har to seksjonar, ein øvre (a) og ein nedre (b), som vist på figur 8.6. Den øvste seksjonen omfattar sikringsledd, svivelarrangement og ein øvre stabilisator. Den nedste seksjonen har rør med to stabilisatorar og ein stuss for lyfteklaven. Vi set dei saman etter dette mønsteret: • Vi lyfter den nedste seksjonen (b) og sjekkar at alle gjengekoplingar er stramma med rett moment. Bruk manuelle tenger. Ikkje bruk tenger og kilebelte på bøssingar som vist på figur 8.7.

Boreteknologi - Kapittel 8

Figur 8.6 Samansetjing av ein kjernesylinder

• Etter at den midtre stabilisatoren er montert, monterer vi ei sikringsklemme over kilebeltet under den midtre sta­ bilisatoren.

Figur 8.7 Bruk av tenger

Kjerneboring

Figur 8.8 Fjerning av stuss for lyfteklave

• Skru laus stussen for lyfteklaven med kjettingtong. Det indre røret er framleis fest til stussen og må lyftast 15-20 cm, slik at vi kan montere ei klemme rundt det. Senk det indre røret ned, slik at klemma kviler på det ytre røret, og skru laus stussen var­ samt. Operasjonen er vist på figur 8.8. • Gjer opp stussen for lyfteklaven til den øvste seksjonen. Lyft den øvste seksjonen, slik at han heng over den nedre, og fjern vernet rundt det indre røret. Skru saman den øvste og nedste seksjonen av det indre røret. Stram koplinga med kjettingtong. Lyft den øvste seksjonen med komplett indre rør og fjern klemma. Senk ned og skru saman den øvste og nedste seksjonen av det ytre røret med kjettingtong. Stram sambandet til rett mo­ ment med manuelle tenger.

• Senk kjernesylinderen og stram den øvste stabilisatoren og sikringsleddet. Set kilebeltet så nær den øvste stabilisatoren som råd og skru ut sikringsleddet med kjettingtong. Lyft ut det indre røret og sjekk kjernehaldaren og kjernemarkøren. Stram gjengesambanda med kjettingtong og senk det indre røret ned att. • Skru inn sikringsleddet og lyft den samansette kjernesylinderen ut av rotasjonsbordet. Skru laus den nedste gjengevernaren og mål utstikket til det indre røret med målestaven. Operasjonen er vist på figur 8.9. • Dersom utstikket ikkje er korrekt, må vi justere det med distanseskiver som vist på figur 8.10. Vi monterer gjengevernaren eller borkrona nedst på det ytre røret og senkar kjernesylinderen ned i rotasjonsbordet. Deretter monterer vi kilebeltet under den øvste stabilisatoren og skrur sikringsleddet ut. Vi lyfter det indre

Boreteknologi - Kapittel 8

For kort - bruk distanseskiver

For langt - fjern distanseskiver

Figur 8.9 Måling av utstikk til det indre røret

røret, slik at om lag 20 cm av røret er synleg. Deretter monterer vi klemma rundt det indre røret og hengjer det av på det ytre. Vi løyser sikringsleddet frå det indre røret og monterer eller fjernar distanseskiver som vist på figur 8.10. Når utstikket er korrekt, monterer vi sikringsleddet att, og kjernesylinderen kan køyrast ned i holet.

8.3 Operasjonsprosedyrar Førebuing Før vi trekkjer borestrengen ut av holet for å kjerne, skal holet sirkulerast reint, og eventuelt skrot (eng.: junk) må fjernast. Borekaks (eng.: cuttings) og fyll (eng.: fill) kan tette ringrommet mellom det ytre og indre røret, slik at det ikkje blir mogeleg å kjerne.

Figur 8.10 Justering av utstikk

Dersom vi har hatt holproblem (trongt hol, vinkelendringar og liknande), bør vi ta ein kostetur (eng.: wiper trip) før vi sirkulerer holet reint og trekkjer borestrengen ut. Vi noterer potensielle pro­ blemsoner, slik at vi ikkje set fast kjemesylinderen. Vi må velje borkrone ut frå formasjonstype og eventuelle tidlegare røynsler. Ha nok vektrør i strengen, slik at borerøra blir haldne i strekk når det blir bora. Når vi kjemeborar, er det spesielt viktig at botnholstrengen (eng.: bottom hole assembly) er skikkeleg stabilisert. Derfor er det best å bruke to vektrørslengder mellom kvar stabilisator over kjemesy-

Kjerneboring

linderen. Hugs at kjernesylinderen er den svakaste delen av botnholstrengen, og at for lite stabilisering kan føre til brot. Kjernesylinderen er tilpassa bruk av varierande borevæske typar. Sirkulasjonsraten er avhengig av borevæskeeigenskapar (densitet, viskositet, geléstyrke og liknande), djupna på holet, dimensjonen på holet, formasjonstypen, komposi­ sjonen av borestrengen og pumpeutstyret. For høg sirkulasjonsrate gjer at borkrona blir pressa opp frå botnen av ho­ let, slik at borefarten blir redusert og borkronekroppen (eng.: matrix) vaska ut. Dersom sirkulasjonsraten er for høg, er det også fare for at kjernen blir vaska ut før han entrar det indre røret.

Figur 8.11 Tilrådde sirkulasjonsratar for ulike borkronestorleikar

Tapt sirkulasjonsmateriale (eng.: lost circulation material) kan brukast dersom det er skikkeleg blanda i borevæska, slik at det ikkje er klumpar. Figur 8.11 viser tilrådde sir­ kulasjonsratar for ulike borkronestorleikar. Start kjerneboringa med ein låg rotasjonsfart (40-50 rpm). Etter kvart som kjernen entrar det indre røret, aukar vi vekta, og no kan også rotasjonsfarten aukast. Sjekk den kritiske rotasjonsfarten for å ikkje få svingingar i bore­ strengen. Generelt er det nok med ein rotasjonsfart på 70-120 rpm. Rotasjonsfart over 150 rpm er ikkje tilrådeleg. Vekta på borkrona er avhengig av borkronedimensjonen, storleiken på kjernesylinderen og formasjonstypen. Kjerne først med eit minimum av vekt (< 5000 kg). Når kjemeborkrona har laga eit spor og den nedste stabilisatoren entrar eit nytt hol, aukar vi vekta steg for steg med til døm­ es 1000 kg per trinn. Tilrådde vekter er viste på figur 8.12.

Ikkje auk vekta ut over dei tilrådde maksimumsverdiane. Når vi har fått tilfredsstillande fart, skal vi halde den til­ svarande vekta under resten av operasjonen. Vi bør unngå for høgt eller varierande dreiemoment. Den beste kom­ binasjonen av rotasjonsfart og vekt gir eit stabilt moment. Figur 8.12 Tilrådd vekt for ulike borkronediametrar

Sjekk sylinderstorleiken i pumpene, slik at det ikkje er tvil om volumet per slag. Ha eventuelle korte borerør klare, slik at kjernen kan fyllast heilt.

Operasjonsprosedyrar Når kjernesylinderen er køyrd ned mot botnen av holet, koplar vi den tårnmonterte boremaskinen (eng.: top drive) til borestrengen. Før vi senkar borkrona heilt ned. startar vi sirkulasjonen med tilrådd rate og registrerer pumpetrykket. Deretter senkar vi borestrengen til

Boreteknologi - Kapittel 8

borkrona nar botnen av holet. Vi merkjer borestrengen i høgd med boredekket, slik at vi har kontroll med den djupna og lengda vi har bora. Deretter lyfter vi borestrengen om lag 1 m (2-3 m på flyteriggar), og vi sirkulerer i 5-10 minutt for å reinse botnen av holet. Deretter senkar vi borkrona ned til botnen av holet att og kontrollerer djupnemerket. Dersom det er store mengder fyll, er det best å sir­ kulere det ut før vi kjernar. Når holet er reint, set vi borkrona ned på botnen med tilrådd vekt, og vi noterer pumpetrykket. Pumpetrykket skal no vere noko høgare enn det vi har registrert tidlegare. Når vi definitivt er på botnen av holet, er det ein fordel å sirkulere i 10-15 minutt for å reinse det indre røret.

Deretter lyfter vi borestrengen og hengjer han av i kilebeltet. Vi skrur ut den tårnmonterte boremaskinen og slepper stålkula ned i borestrengen. Vi monterer nye rørlengder, slik at vi kan bore så my­ kje kjerne som råd utan avbrot, og vi skrur boremaskinen inn att. Start sirkulasjonen att og pump stålkula ned. Reduser pumperaten eller stopp pumpa heilt i god tid før kula når ventilsetet. Når stålkula er på plass, aukar vi pumperaten til den tilrådde verdien og noterer pumpetrykket. Trykket er no noko høgare enn registrert tidlegare fordi væskestraumen blir tvinga inn i ringrommet mellom det ytre og indre røret.

Sjekk pumperaten og senk borestrengen ned til den tilrådde vekta (< 5000 kg) er overført til borkrona.

Figur 8.I3 Registrering av rotasjonsfart

Kjerneboring

Auk rotasjonsfarten sakte til 40-50 rpm. Sjekk pumpetrykket. Trykket bør no vere noko høgare enn før borestrengen vart senka. Hald konstant vekt til det er bora om lag 0,5 m. Deretter aukar vi vekta gradvis i trinn på til dømes 1000 kg. Rotasjonsfarten må også aukast til om lag 60 rpm.

Når vi har bora 1-2 m, justerer vi vekta og rotasjonsfarten til dei op­ timale verdiane. Vi aukar pumpetrykket noko etter som vekta aukar. Sjekk derfor pumpefarten, slik at du alltid har korrekt sirkulasjonsfart. Registrer pumpetrykket. Dersom pumpetrykket varierer mykje, er det eit signal om noko unormalt, og vi må avklare årsaka og rette eventuelle feil. Dersom ikkje årsaka er klarlagd og korrigert på re­ lativt kort tid, bør kjernesylinderen trekkjast ut, slik at vi unngår større skadar. Varierande pumpetrykk kan ha desse årsakene: • Pumperaten varierer. • Kjernen har kila seg fast i det indre røret, eller kjernen er opp­ fylt. Kiling (eng.: jamming) er eit stort problem i lagdelte formasjonar, til dømes der lag av sandstein og skifer vekslar med kvarandre. Når kjernen kilar seg i det indre røret eller i kjernehaldaren, blir borkrona halden opp frå botnen, og pumpe­ trykket går ned. I svært lause formasjonar kan trykket likevel auke på grunn av kiling, og det er da ein indikasjon på at forma­ sjonen blir bora (det vil seie heile tverrsnittsarealet), og at overskotsmateriale tettar vassvegane i borkrona. Reduksjon i pumpe­ trykket kan sjølvsagt også komme av utvaskingar i borestreng­ en. I alle tilfelle er det fornuftig å trekkje røret ut av holet. • Trykkauke ved konstant sirkulasjonsrate og konstante borevæskeparametrar kan komme av sliten borkrone. Ein typisk skade er O-ringane, det vil seie at kutteelementa blir skadde, slik at formasjonen slit på sjølve borkronekroppen og lagar eit sirkulært spor (altså ein ring). Ein slik skade blokkerer vassve­ gane og reduserer strøymingsarealet. kan Vi kan avsløre skaden ved å trekkje borkrona opp frå botnen. Trykket skal da re­ duserast til normal verdi. Dersom trykket aukar straks vi får kontakt mot botnen att, tyder det på at borkrona er skadd. • Ei anna årsak til trykkauke kan vere at det indre røret eller svi vel arrangementet har skrudd seg laus, og at det indre røret har falle ned i borkrona. Når vi trekkjer borkrona opp frå botnen, blir trykket ikkje nemneverdig redusert i eit slikt tilfelle. • Mindre trykkvariasjonar kan komme av formasjonsendringar og av variasjonar i eigenskapane til borevæska.

Pumpetrykket er altså den heilt med kjerneboring, og det krev variasjonane. Variasjonane kan viktig at den som har ansvaret dekket under heile operasjonen.

avgjerande parameteren i samband lang røynsle å kunne tolke trykkkomme over lengre tid, og det er for arbeidet, er til stades på bore­

Boreteknologi - Kapittel 8

Figur 8.14 Kjerneboring krev røynsle

Brot av kjerne Vi bør alltid følgje prosedyren nedanfor når kjernesylinderen er oppfylt i samband med at vi skøyter på nye borerør (eng.: connectionsj, og vi må alltid følgje han når kjernesylinderen skal trekkjast ut av holet: • Stopp rotasjonen og pumpa. Merk borestrengen i nivå med rota­ sjonsbordet. • Trekk ut borestrengen til vektindikatoren viser at vi trekkjer på kjernen (det vil seie høgare vekt enn fritthengande borestreng). Auk trekkrafta til kjernen brotnar. Det kjem fram på vekt­ indikatoren som ein gradvis vektauke og deretter eit raskt fall til strengvektsnivået. Dersom kjernen ikkje brotnar ved eit strekk på 10 000 kg, bør vi halde strekket samtidig som vi sirkulerer med same rate som når vi kjernar. Kjernen blir da utvaska under kjernehaldaren og brotnar lettare. • Dra opp om lag 3 m og senk deretter ned til om lag 1 m over botnen. Sjå på vektindikatoren. Dersom kjernen ikkje er med, hindrar han passasje nedover og reduserer vektutslaget. • Når vi skal drive kjerneboring etter å ha skøytt eit røyr, senkar vi borestrengen ned utan rotasjon eller sirkulasjon. Borkrona må belastast med om lag 50 % meir vekt enn når vi kjerneborar når ho når botnen av holet. Denne ekstra belastninga skal frigjere kjernen frå kjernehaldaren, slik at det kan passere meir kjerne inn i det indre røret. • Trekk deretter røret opp, slik at du bruker normal vekt. Start pumpene og rotasjonen og gå vidare med kjemeboringa.

8.4 Attvinning av kjerne Når kjernesylinderen er oppfylt, eller når kjernen kilar seg i det indre røret, må kjernen trekkjast ut av holet. Vi bør følgje denne pro­ sedyren:

Kjerneboring

• Bryt kjernen og trekk han ut av holet. Unngå sjokkbelastningar, til dømes ved setjing av kilebelte, fordi du da kan miste delar av kjernen. • Når kjernesylinderen når overflata, bør vi bruke ei sikringsklemme over kilebeltet. Hent stålkula i ventilsetet ved hjelp av staven og skru fast stussen for lyfteklaven. • Lyft kjernesylinderen og skru laus borkrona. • Senk kjernesylinderen ned gjennom rotasjonsbordet att. Det høyrer med til rutinen å inspisere det ytre røret og stabilisatorane. • Løys sikringsleddet og skru ut med kjettingtong. Lyft ut det indre røret. Løys den nedste delen av kjernehaldaren som vist på figur 8.15.

Figur 8.15 Demontering av den nedste delen av kjernehaldaren

• Monter klemmearrangementet rundt det indre røret som vist på figur 8.16.

Figur 8.16 Montering av klemmearrangement

Boreteknologi - Kapittel 8

Vi bør skru den øvste delen av kjernehaldaren av like over boredekksnivået, slik at kjernen ikkje sklir ut av det indre røret. Vi kan eventuelt bruke jekken som vist pa figur 8.17.

Figur 8.1 7 Bruk av jekk

• Vi transporterer det indre røret med kjernen til ein høveleg stad der røret kan kuttast og pakkast (dersom det er av glasfiber eller aluminium). Dersom det indre røret er av stål, må vi ta kjernen ut og pakke på boredekket. Vi inspiserer utstyret etter at kjernen er teken ut av kjernesylinderen. Geologane ser på kjernen og avgjer om det trengst vidare kjerning.

Vi inspiserer borkrona og vel borkrone for vidare kjerning avhengig av slitasje og borefart. Dersom vi har dårleg attvinning (eng.: recovery), kan det også vere aktuelt å byte kjernehaldartype. Etter at ut­ styret er inspisert og vi har montert eit nytt indre rør, køyrer vi kjernesylinderen ned for vidare kjerneboring.


80°. Formålet med desse brønnane er som oftast å nå små oljelommer eller ytterkantane av reservoaret.

9.1 Formålet med retningsboring Det er mange årsaker til at dei aller fleste brønnane vi borar i, er retningsbora, til dømes: • Vi borar frå ein landrigg til eit reservoar som ligg under ein inn­ sjø, busetnad og liknande. • Vi borar avlastingsbrønnar (eng.: reliefwell), til dømes fordi ein brønn er ute av kontroll og vi må stoppe ei utblåsing (eng.: blow out). Da ankrar vi opp plattforma eit stykke frå brønnen og

Retningsboring

borar ein ny brønn. Ved hjelp av presis retningsboring borar vi den nye brønnen ned til botnen av den brønnen som er ute av kontroll. Så må det pumpast ned borevæske som er tung nok til å balansere reservoartrykket i den sona innstrøyminga kom frå. På den måten blir brønnen drepen (sjå figur 9.1).

Figur 9.1 Avlastningsbrønn

• Vi borar forbi problemsoner eller forbi boreutstyr som vi har mist i brønnen. Denne operasjonen blir kalla eit sidesteg (eng.: sidetracking). I ein leitebrønn har det lite å seie kva for retning vi borar i, ettersom formålet er å komme forbi hindringa og ned til reservoaret raskast råd. Om det derimot er ein produksjonsbrønn og vi er nede i reservoaret eller i nærleiken av det, er det svært viktig kva for retning vi borar ut i (sjå figur 9.2). Figur 9.2 Sidesteg

• Vi borar inn under ein saltdom (eng.: salt domesj. Som vi har nemnt, er salt ein vanskeleg formasjon å bore i. Saltformasjonane er tette, og vi kan finne olje- eller gassreservoar under saltet. Salt er plastisk og kan byggje opp saltdomar når det flytter på seg. Det kan vere tenleg å bore gjennom saltdomen når vi borar til reservoaret som ligg under. For å få til det kan vi ankre opp plattforma på sida av domen og bore ein brønn ned og inn under saltdomen (sjå figur 9.3).

Figur 9.3 Boring under saltdom

Figur 9.5 Langtrekkjande brønnar

• Vi borar frå boreplattformer til havs. For å kunne drenere eit reservoar best mogeleg ønskjer vi å spreie brønnane rundt i reservoarsonene. Til havs er det uråd å nå store delar av reservoaret frå ei plattform utan å retningsbore brønnane. Den store utvikl­ inga på dette området dei siste åra gjer at vi kan nå større og større delar av reser­ voaret frå den same plattforma. Tidlegare måtte det byggjast mange plattformer for å drenere heile reservoaret (sjå figur 9.4).

■■

Figur 9.4 God drenering Langtrekkjande brønnar (eng.: extended store reservoar reach wells) er brønnar som blir bora for å nå små reservoar i nærleiken av plattforma eller for å nå ytterkanten av eit stort reservoar. Desse brønnane er ofte vanskelege å bore fordi det ikkje er lett å reinse holet når brønnen er lang med stor holvinkel. Lengda på brønnen stiller også store krav til det utstyret vi bruker, ettersom friksjonen mellom borestrengen og formasjonen kan bli stor (sjå figur 9.5).

av

Boreteknologi - Kapittel 9

Horisontale brønnar. Horisontale brønnar kan borast for å vinne ut olje frå svært tynne reservoar. Det var ikkje mogeleg å utnytte tynne reservoar med stor utstrekning før vi fekk ein teknologi som gjorde det mogeleg å bore horisontalt. Det var sjølvsagt mogeleg å bore rett ned eller på skrå gjennom desse sonene, men vanskane låg på pro­ duksjonssida. Vass- eller gasskonFigur 9.6 Horisontale brønnar ing gjorde det uråd å få opp olje i mindre mengder. Ein horisontal brønn er ein brønn som i reservoarsona ligg parallelt med eller tilnærma parallelt med over­ flata (sjå figur 9.6).

Figur 9.7 Fleirgreinsbrønnar

• Fleirgreinsbrønnar (eng.: multilaterale wells). Fleirgreinsbrønnane er det siste skotet på stamma. Når vi borar fleire brønnar ut frå den same hovudbrønnen, får vi ein fleirgreinsbrønn. Desse brønnane er vanskelege å byggje, men dei gjer det mogeleg å få ut meir olje på ein lønnsam måte (sjå figur 9.7)

9.2 Utrekning av posisjon Når vi borar, måler vi holvinkel, holretning og djupn til eit punkt nær borkrona med jamne mellomrom. Krav om slike målingar er gitt i boreforskriftene frå Oljedirektoratet. Operatøren skal heile tida kjenne posisjonen til boreholet. Holvinkelen og holretninga må målast. Ved hjelp av desse to målingane og lengda på holbanen kan vi rekne ut posisjonen til borkrona. Det er eit minimumskrav at vi skal måle i intervall som ikkje er over 100 m. Når vi retningsborar, er det spesielt aktuelt å måle oftare, slik at vi kan rekne ut holbanen nøyaktig nok. Vi får meir nøyaktige mål­ ingar når vi har fleire målepunkt. Figur 9.8

Vi skal definere dei tre storleikane som blir målte i samband med retningsboring:

• Holvinkel (eng.: inclination) er vinkelen mellom vertikalen og banetangenten i målepunktet. Når banetangenten er vertikal, er inklinasjonen 0°. Er banen horisontal, er inklinasjonen 90° (sjå figur 9.8).

Figur 9.9

• Holretning (asimut) er vinkelen mellom projeksjonen av banetangenten i horisontalplanet og ei fast horisontal referanseretning. Vi bruker rettvisande nord som referanseretning og mål­ er vinkelen frå nord mot aust. Da får til dømes sør ei holretning på 180° og vest ei holretning på 270° (sjå figur 9.9).

Retningsboring

• Målt djupn er lengda på holbanen målt frå boredekket. Ut frå dei verdiane vi har målt av holvinkel, holretning og målt djupn, reknar vi ut dei indre koordinatane til holbanen (sjå figur 9.10).

Sidan vi ikkje kjenner den eksakte baneforma, er koordinatutrekningane alltid litt usikre, og det er utvikla fleire utrekningsmetodar. Vi skal sjå på nokre. Måleinstrumenta er ikkje heilt nøyaktige, slik at dei verdiane som blir målte for holvinkel og holretning, har små feilkjelder, men vi skal ikkje ta opp verknaden av feila her.

Figur 9.10 Målt djupn

Koordinatane vi reknar ut, kan vere lokale koordinatar. Med lokale koordinatar meiner vi at alle utrekningane er gjorde med origo på plattforma eller i senter av ein brønn. I eit område med mange retningsbora brønnar med ulike origoar (til dømes brønnar som er bora frå ulike plattformer) må vi knyte dei lokale koordinatane til eit fell­ es koordinatsystem. Det må vi gjere for at brønnane ikkje skal kollidere (identiske koordinatar), og for at dei skal halde ein viss minsteavstand frå kvarandre. Desse koordinatane er da dei same som du finn på eit kart.

9.3 Andre viktige omgrep Vinkelendringa til brønnbanen (DL) (eng.: dog leg) : DL er vinke­ len mellom tangentane til brønnbanen i to ulike målepunkt (sjå fi­ gur 9.11).

Figur 9.11

Det er viktig å vere klar over at det dreiar seg om den totale krumm­ inga mellom punkta. DL-vinkelen er summen av endringa av holvinkel (I) og holretning (A) for banetangentane. DL-vinkelen («dog leg»-vinkelen) måler vi i gradar (deg). DL-vinkelen speler inga sentral rolle. Det er vinkelendringa per lengdeeining (eng.: dog leg severity) (DLS) som er den viktige storleiken. Vinkelendring per lengdeeining (DLS) (eng.: dog leg severity)-. DLS er definert som DL-vinkelen dividert med avstanden mellom målepunkta. Avstanden mellom målepunkta er endringa i målt djupn. Vinkelendringa per lengdeeining blir oppgitt som deg/10 m, deg/30 m eller deg/100 ft. Sidan 100 ft = 30,48 m, blir vinkelendr­ inga over 30 m og 100 ft nær identiske. 100 ft og 30 m er mest brukte for å få standardiserte tal som kan samanliknast. Dersom DLS blir for stor (til dømes over 1 deg/10 m), kan det bli problem med å senke utstyr i brønnen eller å setje foringsrør. Det er enkelt å uttrykkje DL-vinkelen ved hjelp av holvinkelen og holretningane.

Brønnproblem med stor DLS Borerøret blir utsett for påkjenningar når vi roterer det over ein stor DLS, dersom det samtidig er utsett for stort strekk. Resultatet kan bli utmattingsbrot. I opne hol kan det lett utvikle seg nøkkelhol slik

Boreteknologi - Kapittel 9

at borestrengen køyrer seg fast nar vi trekkjer ut BHA. Stor DLS slit også mykje på foringsrør og borerør i DL-området. Vi kan også få lekkasje på større foringsrør som ei følgje av den store påkjenninga røra er utsette for når dei passerer området med stor vinkelendring over ein kort avstand. Det fører generelt til store friksjonskrefter (drag) når vi trekkjer ein borestreng ut, og resultatet kan bli fast­ køyring.

9.4 Koordinatar

Figur 9.12 Koordinatsystem

Koordinatar nyttar vi til dømes for å finne kvar på havet ein båt er. Vi finn koordinatane att på eit vanleg kart. Dersom vi deler eit kart inn i ruter som er like store, har vi laga oss eit koordinatsystem. I dette koordinatsystemet har vi to aksar - den eine aksen peiker mot nord, den andre mot aust. I eit slikt system er det mogeleg å fastslå med to tal kvar vi er, til dømes 500 m mot nord og 200 m mot aust, i skjeringspunktet mellom dei to rette linjene der vi er. Koordinat­ systemet har alltid ein origo. Origo har koordinatane 0,0. I dømet vårt er origo markert (sjå figur 9.12). For å flytte oss frå origo til det markerte punktet kan vi gå 500 m rett nord og så gå 200 m rett aust. Det blir ein unødvendig lang veg å gå, den kortaste vegen frå origo til punktet vårt (p 1) får vi når vi trekkjer ei rett linje mellom dei to punkta.

Vi kan no rekne ut avstanden mellom origo og pl ved å måle på kartet. Vi finn da ut kor mykje kortare den rette linja blir. Samtidig som vi måler avstanden mellom punkta, kan vi seie noko om den retninga vi må flytte oss i for å komme fram. Eit kompass kan vere inndelt i 400° eller 360°. Vi skal her bruke «gamle gradar», det vil seie at vi deler sirkelen inn i 360°, der 0° er rett nord. Sør får da 180°, og vest blir 270°. Med andre ord kan vi fortelje kvar vi er, der­ som vi gir opp ein vinkel og ein avstand. Det gir same resultatet som om vi gav opp koordinatane til punktet p 1.

Figur 9.13 Trekantmåling

Vi kan no ved å bruke trigonometri vise at det siste resultatet med ein avstand og ei retning er det same som om vi gav opp koor­ dinatane 500 m mot nord og 200 m mot vest. Trigonometri tyder trekantmåling, og i grunnkurset lærte vi om sinus, cosinus og tang­ ens til ein vinkel. Vi skal bruke det her for å vise at resultatet blir det same. Trigonometri er ein viktig del av retningsboringa, slik at vi må forstå dette. På figur 9.13 har vi teikna opp trekanten slik han ser ut.

Retningsboring

Det første vi gjer er å rekne ut retninga (vinkelen A), og så reknar vi ut koordinatane for å sjå at det stemmer: Retninga A (den kompassretninga vi må halde for å komme til pl)

tan A = 200/500 m = 0,4 A = tan’1 0,4 A = 21.8014°

Retninga er 21,8014° mot aust rekna frå nord. Vi går så ut frå at vi står i origo og skal finne koordinatane når vi kjenner retninga og avstanden.

Retninga = 21,8014° Avstanden er målt til 538,52 m

Endring mot nord = AN

AN = avstand • cos 21,8014° = 538,52 • cos 21,8014 = 500,00 m Endring mot aust = AØ

AØ = avstand • sin 21,8014° = 538,52 m • sin 21,8014° = 200,00 m

Vi gir opp koordinatane til punkt pl slik: = (500, 200). Det første talet står for nord (N) og det andre for aust (0).

Koordinatar ved retningsboring Når vi skal bore frå ei plattform og ned til eit oljereservoar, er det viktig at vi heile tida veit kvar holbanen er. Eit godt hjelpemiddel her er trigonometri og koordinatutrekningar. Vi har til no sett på korleis vi kan rekne ut koordinatar når vi kjenner ein avstand og ein vinkel. I prinsippet er det desse verdiane (retningar og avstand) vi måler når vi retningsborar. Når vi kjenner avstanden og vinkelen mellom to punkt, kan vi rekne ut endringar i koordinatane.

Figur 9.14 Koordinatsystem i rommet

No er det slik at vi ikkje finn oljen på overflata, men må bore ned i jordskorpa. Det vil seie at vi ikkje lenger er på eit plant kart, men må innføre ei djupn. Vi får da eit koordinatsystem i «rommet». Ret­ ningane er no kartretninga nord-sør, aust-vest og ei djupn. Denne djupna kallar vi TVD eller vertikal djupn. Figur 9.14 viser eit koor­ dinatsystem i rommet.

Boreteknologi - Kapittel 9

9.5 Brønnbane La oss sjå på ein brønnbane. Vi vel og ut den delen av brønnbanen som ligg mellom dei to siste målepunkta. Brønnbanen går frå punkt I til II på figur 9.15. Avstanden mellom målepunkt I og målepunkt II kallar vi endring i målt djupn, AMD (eng.: delta measured depth). Vi måler med andre ord kor mange meter borerør vi har mellom målepunkt I og måle­ punkt II. I tillegg har vi måleutstyr nede i brønnen nær borkrona som måler vinklar. Utstyret måler som nemnt brønnretninga (A) og brønnvinkelen (I). Vi er interesserte i å rekne ut koordinatane til det punktet borkrona no er i (målepunkt II).

Figur 9.15 viser eit «plan» som ligg nede i jordskorpa. Om vi ten­ kjer oss at vi tek dette planet opp til overflata, ser vi at det er som eit kart. Det vil seie at vi kan bruke den same utrekningsmetoden som vi brukte på kartet for å finne koordinatane når vi kjende ret­ ninga og avstanden. Retninga A kjenner vi frå måleinstrumenta, men avstanden D må vi rekne ut. Ser vi litt nærmare etter, kan vi finne lengda (D) sidan vi kjenner holvinkelen (I) og den målte djupna (AMD). Figur 9.15 viser den trekanten som gjer det mogeleg for oss å rekne ut lengda (D). Det er også viktig å kunne rekne ut den vertikale sida i trekanten (TVD). Denne sida fortel oss kor mykje djupare vi har bora når vi har bora frå målepunkt I til måle­ punkt II. Så kan vi gjere desse utrekningane: Endring i TVD (ATVD) = AMD • cos I

Endring i avstanden D (AD) = AMD • sin I

9.6 Utrekning av posisjon (koordinatar) Vi går ut frå at koordinatane til det siste målte punktet i holbanen er kjende. Oppgåva er å rekne ut koordinatane til det neste målte punktet på brønnbanen. Frå måleinstrumenta får vi holvinkel og holretning for det neste målepunktet. Avstanden mellom dei to siste målepunkta er kjend. Sidan vi til vanleg ikkje kjenner den eksakte baneforma mellom målepunkta, er alle utrekningane noko usikre. For å rekne ut koordinatane har vi fleire meir eller mindre nøyakt­ ige metodar. To av dei er • tangentmetoden (eng.: tangent method) • gjennomsnittsvinkelmetoden (eng.: average angle method)

Figur 9.15

Figur 9.15 viser eit utsnitt av brønnbanen. og dei ulike koordinat endringane vi får når vi borar frå målepunkt (Ml) og til neste måle­ punkt (M2).

Retningsboring

Tangentmetoden Den aller enklaste metoden er tangentmetoden (eng.: tangent method), som tek utgangspunkt i at brønnbanen mellom målepunkta er ei rett linje. Berre brønnvinkel (I) og brønnretning (A) frå det siste målepunktet kan nyttast når vi vil rekne ut DL-vinkelen. Ut frå fi­ gur 9.15 har vi da: ATVD = AMD cos I2

Endring av vertikal koordinat

AD

= AMD sin I2

Endring i horisontal avstand mellom målepunkta

AN

= AMD sin I cos A2

Endring av nord/sør-koordinatar

AEI

- AMD sin I sin Å2

Endring av aust/vest-koordinatar

Gjennomsnittsvinkelmetoden Med gjennomsnittsvinkelmetoden (eng.: average angle method) bruker vi begge målepunkta (I og II) når koordinatane skal reknast ut. Mens vi i tangentmetoden berre nytta det siste målepunktet, bruker vi med denne metoden ein gjennomsnittsverdi for dei to siste målepunkta. Det vil seie at vi legg saman brønnvinkel II og brønnvinkel2 og deler på to. Det same gjer vi med brønnretninga (Al og A2). Denne metoden er mykje meir nøyaktig. Formlane blir da: ATVD = AMD • cos - -

- Endring i vertikal koordinat

AD = AMD • sin 11+A- Endring i horisontal avstand mellom 2 målepunkta

AN = AD • cos

A] + A2 Endring i nord-sør-koordinatar 2

AØ - AD • sin -1 -+-^ Endring i aust-vest-koordinatar

Reknedøme DLS og koordinatutrekningar: DL-utrekningar I den nye utgåva av Drilling Data Handbook finn vi uttrykket for DL («dog leg») og DLS («dog leg severity») i Tab. J.21 omforma til (som er noko enklare å bruke): cos|3 - sin I] • sin L • cos (A2 - Aj + cos I] • cos I2 DLS = —DL

Boreteknologi - Kapittel 9

Reknedøme DL/DLS Vi skal rekne ut DL og DLS med desse talverdiane:

I) =48,5° Å! = 12,0° L = 50,0° Å2 = 13,30° Avstanden mellom målepunkta er 15 m. cosp = sin 48,5 • sin 50,0 • cos (13,3 - 12,0) + cos 48,5 • cos 50,0

cos|3 = 0,999509651

b = 1,79°

DLS = r79 ■ 30m = 3>58»/3O m 15 m Vinkelendringa på 1,79 deg var på 15 meter. Vi deler på 15 for å finne vinkelendringa per meter, og multipliserer med 30 for å finne vinkelendringa over 30 meter.

Reknedøme (koordinatutrekningar) I reknedømet nedanfor bruker vi gjennomsnittsvinkelmetoden for å rekne ut posisjonar eller koordinatar ut frå kjende data for målt djupn og (MD) holretning (A) og holvinkel (I).

Desse formlane er brukte i utrekningane:

ATVD = AMD • cos —------ — Endring i vertikal koordinat

AD = AMD • sin

AN = AD • cos

A] + A2

Endring i horisontal avstand mellom målepunkta Endring i nord-sør-koordinatar

Sjølve utrekningane går her ut på å setje dei talverdiane vi har målt, inn i rett formel og rekne ut endringane i koordinatane.

Desse målingane er gjorde: Målt holvinkel (I) og holretning (A) for kvar 30 m. Måleresultata er oppførte i tabellform, og endringane i koordinatar blir utrekna og førte inn i den same tabellen.

Retningsboring

Spørsmål Vi har ikkje rekna ut alle koordinatane og overlet til lesaren å gjere resten av utrekningane som ei øvingsoppgåve. Prøv så å gjere dei same utrekningane med tangentmetoden. Vart det store avvik? MD (m)

AMD (m)

I(deg)

A (deg)

1500

30

52,7

24,8

1530

30

58,5

25,0

1560

30

58,6

25,1

1590

30

58,1

25,4

1620

30

58,4

25,7

1650

30

58,5

25,2

AN (m)

AØ (m)

ATVD (m)

23,04

10,69

15,96

Koordinatendringar frå 1500 m TVD til 1530 m TVD: ATVD = 30 m • cos

£njrjng j vertikal koordinat

57 7 i 5 AD - 30 • sin —--------- ’— Endring i horisontal avstand mellom 2 målepunkta

am nc a 24,81 + 25,0 . . AN = 25,4 m • cos ——--------- Endring i nord-sør-koordmatar HC A ■ 24,8 + 25,0 „ , . 11AØ = 25,4 • sin------ --------- Endring i aust-vest-koordmatar

Oppgåver til kapittel 9 Oppgåve I a Forklar kva vi meiner med desse uttrykka (lag gjerne ei teikning og skriv forklarande tekst): DL («dog leg»), DLS («dog leg severity»), inklinasjonsvinkel (I), asimutvinkel (A). b Korleis byggjer, droppar og held vi vinkelen i ei konvensjonell retningsboring, og kva slags botnholsutstyr blir brukt til styring?

Oppgåve 2 Korleis byggjer, droppar og held vi vinkelen i ei styrleg retnings­ boring, og kva slags botnholsutstyr bruker vi til styring?

Oppgåve 3 Kva for fordelar og ulemper er det med dei ulike metodane for ret­ ningsboring?

Boreteknologi - Kapittel 9

Oppgåve 4 a Du har køyrt ned i holet med ei samansetjing som skal byggje vinkel. Det viser seg at vinkelen blir for liten. Korleis kan du korrigere kursen no? Forklar dette (det blir bora på den gamle måten). b Forklar kva vi oppnår når vi bruker ein undermålarstabilisator på ein borestreng som skal halde ein vinkel når vi borar på den gamle måten.

Oppgåve 5 a Slammotoren (heile systemet) omfattar fleire hovuddelar. Nemn dei og forklar kva som er formålet med dei enkelte kompon­ entane. b Du har køyrt ned i holet med ei samansetjing som skal byggje vinkel. Det viser seg at vinkelen blir for stor. Korleis kan du korrigere kursen no? Forklar dette (du borar med slammotor).

Oppgåve 6 a Nemn dei viktigaste måleprinsippa som blir brukte til å kon­ trollere brønnbanen. b Kva for målingar må vi gjere for å kunne rekne ut brønnbanen? c Kva for måleinstrument nyttar vi for å gjere dei målingane som vi trenge for å rekne ut brønnbanen? Forklar kort korleis dei ulike måleinstrumenta verkar.

Oppgåve 7 Nemn ulike grunnar for at vi bruker retningsboring.

Oppgåve 8 Definer desse omgrepa: koordinatar, MD, AMD.

Oppgåve 9 a Teikn og forklar korleis vi reknar ut dei ulike koordinatane med tangentmetoden. b Teikn og forklar korleis vi reknar ut dei ulike koordinatane med gjennomsnittsvinkelmetoden.

Utstyr for retningsboring

Kapittel 10

Utstyr for retningsboring 10.1 Retningsboring med stabilisatorar utan motor Vi skal her sjå på korleis ein retningsbora før. Nokre store ulemper med denne måten å bore på er at • dersom det blir endringar på den nedste delen av borestrengen, må heile strengen trekkjast ut viss vi vil gjere endringar, og borefarten går kraftig ned • metoden har klare avgrensingar når det gjeld storleiken på holvinkelen. Det er uråd å bore høgavviksbrønnar og horisontale brønnar.

Nytt og betre utstyr har gjort denne metoden gammaldags. Ved å se­ tje saman den nedre delen av borestrengen (BHA) på ulike måtar er det mogeleg å endre holvinkelen. Desse komponentane i den nedste delen av borestrengen kan endrast: • borkrona • stabilisatorane (type og diameter) • avstanden mellom stabilisatoren og borkrona • avstanden mellom dei ulike stabilisatorane • dimensjonen på vektrøret og typen av vektrør Utstyret vi bruker i den nedste delen av borestrengen, vekta på bor­ krona og geologien er parametrar som er med på å avgjere holvin­ kelen. Når vi skal byggje, droppe eller halde ein vinkel, er saman­ setjinga av den nedste delen av borestrengen svært viktig. Diamete­ ren på stabilisatorane kan varierast, og vi bruker dor for å fmjustere holvinkelen.

Vi skal her sjå på ei samansetjing av den nedste delen av bore­ strengen for kvar av hovudendringane byggje, droppe og halde vinkel. Men før vi gjer det, skal vi sjå på kva som ville ha skjedd nede i eit skrånande hol dersom vi ikkje brukte stabilisatorar, men berre vektrør.

10.2 Borestreng utan stabilisatorar i skrånande hol For å kunne retningsbore utan motor med stabilisatorar må vi ha ein viss vinkel på holet. Vi tenkjer oss at vi har opparbeidd ein viss hol vinkel. Vi køyrer borestrengen ned i brønnen og stoppar når bor­ krona når botnen. Borestrengen med krona legg seg mot den nedste sida av holet.

Boreteknologi - Kapittel I 0

Nær borkrona ligg ikkje vektrøra mot holveggen. Dersom vi følgjer borestrengen oppover frå borkrona. kjem vi til eit punkt (P) der vektrøra kviler mot nedsida av holet. Dette er naturleg, sidan vekt­ røra er tunge og blir trekte mot sentrum av jorda. Punktet (P) kallar vi pendelpunktet til borestrengen. Frå dette punktet og ned til bor­ krona ligg ikkje vektrøra mot holveggen. Det gir ei pendelkraft på borkrona. Det vil seie at halve vekta av vektrøra verkar på eller be­ lastar borkrona, mens den andre halvdelen av vekta verkar på eller belastar tangentpunktet. Den vekta som verkar på borkrona, gir ei kraft mot nedsida av holet.

Dersom borestrengen no roterer utan vekt på borkrona (WOB), blir resultatet at borkrona grev i nedkanten av holet til vektrøra ligg ned mot brønnveggen. Den einaste krafta som verkar her, er pendelkrafta. Når holvinkelen aukar, aukar også pendelkrafta mot nedsida av holet.

Kva skjer dersom vi no legg vekt på borkrona (WOB)? Vi pressar borkrona mot botnen av holet, borestrengen blir utsett for krefter, og pendelpunktet blir pressa nedover mot borkrona. Resultatet er at vi får ei mindre pendelkraft som verkar på borkrona (mindre vekt). Men no bøyer vi strengen, og det kjem opp ei ny kraft (B) som ver­ kar motsett av pendelkrafta, altså oppover. Dersom vi stadig aukar vekta på borkrona, aukar også denne krafta, og etter kvart blir ho like stor som pendelkrafta CP). Når vi har denne situasjonen, er kreftene som verkar ned og opp, like store. Da går borestrengen rett fram på grunn av den vekta vi har på borkrona.

Nytt-— pendelpunkt

Stabilisator

Av dette kan vi trekkje ein kort konklusjon: Dersom vi flytter tangeringspunktet (P) oppover, blir holvinkelen mindre. Flytter vi tangeringspunktet nedover, blir holvinkelen større. I fall vi vel å setje inn eit sterkare vektrør, flytter vi også tangeringspunktet oppover. Dersom vi aukar vekta på borkrona (WOB), flytter vi tangerings­ punktet nedover.

10.3 Nedste borestrengsamansetjing (BHA) som minskar vinkelen

Figur 10.I BHA som minskar vinkel

(eng.: angle dropping assemblies) Dersom vi skal få vinkelen til å bli mindre, må vi lage oss ein pendel som er størst mogeleg. Det vil seie at pendelpunktet må flyttast så langt opp som råd. Vi kan flytte det dobbelt så langt opp som det var da vi bora utan stabil i satorar. For å få det til set vi ein stabilisator slik at det gamle pendelpunkt P nesten berør hal veggen (sjå figur 10.1).

Utstyr for retningsboring

Når avstanden blir dobbelt så lang, blir også pendelkrafta dobbelt så stor, og holvinkelen blir mindre. Figur 10.2 viser ei typisk saman­ setjing som minkar vinkelen.

10.4 Nedste borestrengsamansetjing (BHA) som aukar vinkelen Vektrør

Figur 10.2

Figur 10.3 B>HA som byggjar vinkel

-FG

|—Vektrør

-UG (Under gauge)

-FG

Nær borkrone -stabilisator -Borkrone

> Nær borkrone stabilisator (FG)

(eng.: angle building assemblies) For å få borestrengen til å «byggje vinkel» bruker vi prinsippet vi tok til med. Når vi legg vekt på borkrona, flytter vi pendelpunktet nedover. Vi har ingen stabilisator langt oppe, men bruker ein sta­ bilisator nær borkrona. Det gir stabil boring og ein ekstra effekt på den bøyinga du gir borestrengen når du legg på vekt (sjå figur 10.3).

-Borkrone

10.5 Nedste borestrengsamansetjing (BHA) som held vinkelen (eng.: angle holding assemblies) For å få borestrengen til å halde vinkelen må kreftene som verkar oppover, vere like store som dei som verkar nedover. Det får vi til dersom vi lagar ei stiv samansetjing. Dersom det viser seg at bore­ strengen droppar vinkelen no, er det råd å plassere ein stabilisator med litt mindre diameter enn borkrona (eng.: under gauge) som nummer to eller tre. Det gir litt bøyg i strengen og ei lita kraft som verkar oppover. Figur 10.4 viser ein samansetjing som holder vin­ kelen.

Figur 10.4 E>HA som holder vinkel

10.6 Borevæskemotor Det er borevæska som driv borevæskemotoren, PDM (eng.: positive displacement downhole drilling motor). PDM-motoren overfører moment og rotasjonsfart til borkrona. Både moment og rotasjonsfart er kjende faktorar. Momentet er direkte proporsjonalt med trykk­ tapet over motoren, og rotasjonsfarten er proporsjonal med strøymingsraten til slammet.

Med proporsjonal meiner vi at dersom vi doblar den eine verdien, blir også den andre verdien dobla. Dersom væskestraumen blir dobbelt så stor, roterer borkrona dobbelt så fort. Når borevæska blir pressa gjennom motoren, blir rotoren tvinga til å rotere (i klokkeretninga) i forhold til statoren, og det blir overført krefter til borkrona.

Boreteknologi - Kapittel 10

Stabilisator

Omiøpsventil

Rotor

Stator

Det er mange fordelar med å bore med borevæskemotor jamført med tradisjonell boring der vi nyttar tarnmontert boremaskin eller rotasjonsbord. Fordelane er • større rotasjonsfart på boret • større borefart (ROP) med lita vekt på boret (WOB) • redusert slitasje på borerør, vektrør og foringsrør på grunn av re­ dusert rotasjon • enklare retningsboring

Borevæskemotoren (PDM) har fire hovuddelar (sjå figur 10.5): • omiøpsventil (eng.: by pass valve) • motorseksjon med «rotor og stator» • universalledd • lagerdel med (eng.: drive sub).

10.7 Utstyr Omløpsventilen

Universalledd

Borkrone

Omløpsventilen (eng.: by pass valve) gjer det mogeleg for borevæska å passere utanom sjølve motorseksjonen (rotor og stator). Formålet med å kunne føre borevæska utanom motoren er å • kunne fylle borestrengen når han blir køyrd ned i brønnen (eng.: tripping in) • kunne drenere borestrengen når han blir trekt ut av brønnen (eng.: tripping out) • automatisk kunne drenere borerør som stikk over dekk når borerøra blir kopla frå på boredekket

Omløpsventilen fungerer på denne maten: Dersom det ikkje er sir­ kulasjon, eller dersom det er liten sirkulasjon (låg rate), held ei fjør omløpsstempelet i den øvste posisjonen. Omløpsventilen er da op­ en. I denne posisjonen flyt borevæska gjennom ventilen og inn i strengen frå ringrommet eller ut av strengen til ringrommet. Ved om lag 30 % av den største sirkulasjonsraten blir omløpsstempelet pressa nedover, og omløpsventilen stengjer. Når omløpsventilen er stengd, blir borevæska send Open Lukka gjennom motorseksjonen. Der­ som vi stoppar sirkulasjonen, pressar fjøra omløpsventilen til­ bake til den øvste posisjonen og opnar att, sjå figur 10.6).

Figur 10.1 Borevæskemotor med hovudkomponenter

Figur 10.6 Omiøpsventil

Utstyr for retningsboring

Universalleddet Den nedste enden av rotoren og den øvste enden av lagerdelen (eng.: drive sub) er kopla saman ved hjelp av universalleddet (eng.: universal joint shaft). Universalleddet kan ha éin knekk eller to, av­ hengig av utstyret som blir brukt (sjå figur 10.5).

Lagerdel Det lagerstøtta drivleddet overfører rotasjon og moment frå motorseksjonen til borkrona. Ein liten del av den totale sirkulasjonsraten passerer lagra for å smørje og kjøle dei. Hovudtyngda av borevæskestraumen går gjennom drivleddet (eng.: drive sub) til bor­ krona (sjå figur 10.5).

Motorseksjonen Motorseksjonen omfattar ein rotor og ein stator. Statoren har spiralkontur av elastisk materiale i ei stålhylse, og rotoren er spiralforma og laga av stål.

Spiralane blir omtalte som sløyfer (eng.: lobes) (sjå figur 10.7). Statoren er alltid meir «lobe» enn rotoren. 5:6-motor har «femloba» rotor med «seksloba» stator.

’/2 lobe

% lobe

V4 lobe

% lobe

9/w lobe

Figur 10.7

Skilnaden på rotoren og statoren resulterer i mange spiralforma. lukka væskekammer langs lengda av motoren. Når det blir pumpa borevæske gjennom motorseksjonen, blir rotoren pressa til å rotere eksentrisk inne i statoren. Dess meir væske som passerer, dess høgare blir rotasjonsfarten.

Boreteknologi - Kapittel 10

Trykktapet over motoren er direkte proporsjonalt med boremomentet. Det største momentet som motoren kan gi, er avhengig av kor mykje pakninga (statoren) toler før det blir lekkasje. Vi kallar denne grensa grensepakkingsevna til motoren. Momentet er direkte proporsjonalt med kammervolumet mellom rotoren og statoren ved eit gitt trykktap. Ein lang motorseksjon gir større moment enn ein kort motor. Ein annen faktor som speler inn, er talet på «lober». Fleire «lober» gir større moment, men mindre rotasjonsfart. Rotasjonsfarten (rpm) minkar når vi aukar talet på «lober». Kor lang ein motorseksjon kan vere, er avgrensa av handteringsutstyret på bore­ dekket og forma på brønnbanen.

Rotasjonsfarten på borkrona og momentet på borkrona kan reknast ut på boredekket mens operasjonen er i gang. Grunnen til det er at • trykktapet over motoren er direkte proporsjonalt med det mo­ mentet som blir sett på borkrona • rotasjonsfarten er hovudsakleg avhengig av sirkulasjonsraten (litt påverka av momentet)

10.8 Formlar ved bruk av borevæskemotor, PDM (eng.: positive displacement downhole drilling motor) Rotasjonsfarten er direkte proporsjonal med strøymingsraten.

Momentet er direkte proporsjonalt med trykktapet over motoren:

Mekanisk kraft ut (eng.: mechanical horse power output) er pro­ duktet av rotasjonsfart og moment. N P =T— 955

Hydraulisk kraft (eng.: hydraulic horsepower) er produktet av trykktapet og strøymingsraten (eng.: flowrate). ph=^æQ60 000

T=

moment (daNm), der talet 1 er den gamle verdien og 2) den nye verdien

Utstyr for retningsboring

N = rotasjonsfarten (rpm), der talet 1 er den gamle verdien og 2) den nye verdien dP = trykktapet i motor (kPa), der talet 1 er den gamle verdien og 2) den nye verdien Q = strøymingsraten (1 / m), der talet 1 er den gamle verdien og 2) den nye verdien Ph = hydraulisk kraft (kW) Pm= mekanisk kraft ut av rotoren (kW)

Verknadsgrad (eng.: efficiency) (n):

n = 62,8

T•N dPQ

(T i daNm, N i rpm, dP i kPa, Q i 1/m) Døme: Mach 1. 634” Q = 1400 1/m.

T = 345 daNm

P = 4000 kPa (40 bar)

N =180 rpm Ph = 4000 • -l^OO- = 93 kW 60 000 Pm = 345 •

955

= 65 kW

65 93

62,8 • 345 • 180 4000 • 1400 Utrekning av moment (torque) og rotasjonsfart (rpm). Til å rekne ut moment og rpm er det utarbeidd kart som høyrer til dei enkelte motordimensjonane. Kartet tek utgangspunkt i strøymingsraten og dP (eng.: operating differential pressure), og vi kan da lese av rpm og momentet (sjå figur 10.8).

Boreteknologi - Kapittel 10

Figur 10.8 a og b

10.9 Teori når vi bruker retningsboring som kan styrast Vi skal her gjere greie for korleis vi i teorien kan endre retning når vi borar. Dersom vi har tre punkt som ikkje ligg på ei linje, er dei tre punkta på ein sirkelsektor (sjå figur 10.9). Om vi ser på det sys­ temet med PDM-motor som kan styrast, har det ha tre punkt som ligg mot brønnveggen.

Figur 10.9 Trepunkts geometri

Desse tre punkta er (sjå figur 10.10) • borkrona • stabilisatoren på lagerseksjonen • stabilisatoren over motoren, på borestrengen Ut frå trepunktsgeometrien kan vi da rekne ut radien «R» og den vinkelendringa over ein gitt avstand DLS (eng.: dog leg severity) som ein gitt knekkvinkel på motoren gir.

Dei tre punkta er altså punkt på ein sirkelboge som definerer brønn­ banen. Dei faktorane som avgjer brønnbanen. er da • knekkvinkelen a på motorseksjonen a • avstanden frå borkrona og til stabilisatoren på lagerseksjonen (I2) • avstanden mellom stabilisatoren ved lagerseksjonen og sta­ bilisatoren over motorseksjonen (Ij

Figur 10.10 PDM motor

Utstyr for retningsboring

Ein geometrisk analyse viser at desse formlane for radius (R) og DLS (eng.: dog leg severity) kan brukast med tilfredsstillande re­ sultat. n

di + I2) 2 sin oc

DLS = ———— deg / 30 m (I) + I2) DLS blir her uttrykt i 730 m. Dersom vi bruker 200 i staden for 61 i formelen, får vi DLS i 7100 ft.

10.10 Bruk av styremotor Teknikken med styrt retningsboring har fornya retningsboringa. Vi bruker eit «knekt» motorsystem for å endre retninga og har med det gitt retningsboringa nye dimensjonar. Det er no mogeleg å bore brønnbanar som var uråd å bore med det gamle systemet (stabilisatorar).

Når vi skal retningsbore med styresystemet, vel vi mellom to måtar å bore på. Vi kan kombinere dei to måtane og på den måten endre retninga på brønnbanen. Dei to borevala er: • Vi borar utan å rotere strengen. I denne situasjonen er det berre borevæskemotoren som roterer krona. Vi får ei vinkelendring som etter DLS-utrekningane over. • Vi borar samtidig som vi roterer strengen. Strengen går som i ei tradisjonell retningsboring der vi borar med stabil isatorar. Slammotoren er med på å rotere krona i denne situasjonen, og borestrengen går rett fram (held vinkelen). Når vi kombinerer desse to måtane, er det mogeleg å følgje ein fast brønnbane. Eit døme illustrerer dette.

Døme I Vi skal byggje ein vinkel der vi kjenner radiusen. 1 Vi bruker ein knekkvinkel a som gir ein noko større byggjerate enn den vi reknar ut frå formelen. 2 Vi set i gang boreoperasjonen og ser korleis det går. 3 Dersom vi får for liten radius, kan vi rotere strengen i tillegg. Når både strengen og borkrona roterer, går det rett fram. Vi borar på denne måten til vi er på rett kurs att.

Døme 2 Dersom vi har teke til med for liten knekkvinkel a på motorseksjonen, får vi for liten radius. Resultatet kan vere at vi må trekkje ut røret og endre knekkvinkelen a på motoren for å kunne følgje den brønnbanen vi har planlagt.

Boreteknologi - Kapittel 10

10.1 I Ord og uttrykk i tabellar Maksimalt operativt differensialtrykk (eng.: operating differential pressure):

Den største trykkskilnaden vi kan ha på utstyret når borkrona står med vekt mot botnen, minus trykket når borkrona er oppe frå botnen. Trykktapet over motoren når det ikkje er vekt på utstyret (eng.: no loadpres­ sure), er ikkje teke med her. Det samla trykktapet over utstyret er «no load pressure pluss», «operating differ­ ential pressure»

Største differensialtrykk (eng.: max. differential pressure):

Største differensialtrykk som kan setjast på utstyret ov­ er ein kort periode

Største moment (eng.: operating torque):

Momentet ved «operating differential pressure»

Trykktap over motoren utan vekt på borkrona (eng.: no load pressure):

Trykktap over motoren når det ikkje er vekt på utstyret

Motorspesifikasjonar; Mach 1C 2 Tekniske data. Metriske einingar

Tool Size O.D in.

Flow Rate Min 1/ min

Flow Rate Max. 1/min

Bit Speed Rang rpm.

Operating Diff.press.bar*

Operating Torque Nm*

Max. Diff Horsepower Pressure bar ** Rang Kw

3%"

250

700

120-230

55

1200

88

15-43

4%"

300

900

100-300

50

1600

80

17-50

63/4h

700

1800

100-260

50

3800

80

40-103

8

1200

2600

85-190

40

6100

64

54-121

W

1500

2800

100-190

55

9300

88

97-185

IP/2"

2000

4300

80-170

45

13200

72

109-235

*Større belastning enn det nivået som er oppgitt, kan forkorte levetida til utstyret. **Vi må aldri gå ut over største differensialtrykk.

US-einingar

in

gpm.

3%

65

4%

rpm

psi

ft -Ibs

185

120-340

800

890

1276

20-58

80

240

100-300

725

1180

1161

22-67

63/4

185

475

100-260

725

2800

1160

53-139

8

315

685

85-190

580

4500

928

73-163

91/2

395

740

100-190

800

6870

1277

131-249

1P/4

525

1135

80-170

655

9770

1044

149-316

gpm.

psi

hp

Utstyr for retningsboring

Dimensjonar, vekt og koplingar. Mach 1C; D Tool Size

Tilrådd holstorleik

Lengd

Lengd

Vekt

Vekt valve / bit

Gjenge bypass valve / bit

Gjenge bypass

in.

in.

m.

ft

kg-

Ibs

box up

box down

33/4

4% - 57/8

5.1

16.1

200

440

27/8 Reg.

27/8 Reg

4%

57/8-7V8

5.6

18.5

320

710

3% Reg NC 38

3% Reg

63/4

83/8 -97/8

6.6

21.5

780

1720

4% Reg NC 50

4% Reg

8

9/2- 12%

7.9

26

1100

2430

65/8 Reg

65/8 Reg

91/2

12%- 17%

8

26.3

1850

4080

7V8 Reg

65/8 Reg

11%

17%-26

9.4

30.6

2750

6070

7V8 Reg

7V8 Reg

Mach 1C «Reactive Torque Values

Dif.. P.

Dif. P.

Reac Torq

Reac Torq

Reac Torq

Reac Torq

Reac Torq

Reac Torq

Reac Torq

Reac Torq

Reac Torq

Reac Torq

33/4

33/4

43/4

43/4

63%

634/4

8

8

9%

9%

11%

11%

psi

bar

ft-lbs

Nm

ft-lbs

Nm

ft-lbs

Nm

ft-lbs

Nm

ft-lbs

73

5

80

109

118

160

280

380

562

762

145

10

161

218

236

320

560

760

1125

218

15

241

327

354

480

841

1140

290

20

322

436

472

640

1121

365

25

402

545

590

800

435

30

483

655

708

508

35

563

764

580

40

644

655

45

725

Reac Torq

Reac Torq

Nm

ft-lbs

Nm

624

845

1082

1467

1525

1247

1691

2163

2933

1687

2287

1871

2536

3245

4400

1520

2250

3050

2494

3382

4327

5867

1401

1900

2812

3812

3118

4227

5409

7333

960

1682

2280

3374

4575

3742

5073

6490

8800

826

1120

1962

2660

3937

5337

4365

5918

7572

10267

873

944

1280

2242

3040

4500

6100

4989

6764

8654

11733

724

982

1062

1440

2522

3420

5061

6862

5612

7610

9770

13200

50

805

1091

1180

1600

2800

3800

5624

7625

6236

8455

10817

14667

800

55

890

1200

1298

1760

3082

4180

6186

8387

6870

9300

11900

16133

870

60

965

1309

1416

1920

3363

4560

6749

9150

7483

10146

12981

17600

Boreteknologi - Kapittel 10

10.12 Automatisert retningsboresystem - «Auto track» Det skjer stadig forbetringar av utstyret og nye system kjem til for å gjere retningsboringa enklare og meir effektiv. Siste nytt er Auto track-systemet (sjå figur 10.11). Det er for tida under utvikling, men er prøvd i fleire brønnar med gode resultat. Vi skal ikkje gå i detal­ jar på systemet ettersom det tradisjonelle styresystemet enno domi­ nerer. Ulempene med det tradisjonelle systemet er at vi må veksle mellom å • rotere borestrengen når vi borar rett fram, halde vinkelen • berre bruke slammotoren til å rotere borkrona når vi styrer Ei anna ulempe er at det ikkje er mogeleg å endre knekkvinkelen på borevæskemotoren når vi borar. Auto track-systemet gjer det mogeleg å rotere borestrengen samtidig som vi borar, og å endre ret­ ning samtidig som vi roterer borestrengen. I tillegg kan borevæske­ motoren brukast dersom vi ønskjer det. Når vi kan rotere bore­ strengen mens vi styrer, får vi • betre holreinsing • større borefart • lengre brønnar på grunn av mindre friksjon

Auto track-systemet er spesielt godt når vi skal bore nøyaktige brønnbanar gjennom til dømes tynne reservoarsoner, der det trengst kontinuerleg styring og overvaking. Borefarten går opp, slik at vi også sparer pengar.

Verkemåte Auto track-systemet er det første automatiserte retningsboringssystemet. Vi styrer systemet frå overflata og gjer alle endringane på ein datamaskin. Signala blir sende som slampulsar ned til auto trackenheten, og vi tek mot signal på overflata gjennom slampulsar. Vi kan altså gjere endringar eller «snakke» med utstyret og korrigere kursen undervegs. Ikkjeroterande del med styreribbar

Figur 10.11 System for auto­ matisert retningsboring (Auto track)

Dersom vi vil endre holretninga eller holvinkelen til den vinkelen vi ønskjer, bruker vi ei hydraulisk kraft som pressar på tre stempel. Krafta på kvart stempel kan varierast etter den retninga vi ønskjer. Stempla pressar på borestrengen, Utstyrets overside Posisjon til J ikkje-roterande og sidan strengen kan bøyast, del Ikkje-roterande endrar retninga på borkrona seg del P1 (sjå figur 10.15). For å få dette systemet til å fungere er vi avhengige av å ha ei stålhylse som ligg mot holveggen. Ho må ikkje rotere. Innvendig i denne hylsa går den roterande delen av strengen (sjå figur 10.12). aksling

Figur 10.12

Utstyr for retningsboring

10.13 Måleutstyr og utstyr for retningskontroll Vi har til no sett på utstyr vi bruker for å retningsbore, litt teori og kva for parametrar vi må måle for å kunne rekne ut kvar borkrona er. I dette avsnittet skal vi sjå litt nærmare på noko av det måleutstyret som blir brukt for å gjere desse målingane. Vi skal først sjå på tre grunnar til at det er nødvendig å kjenne retninga til brønnbanen: • Vi unngår raske vinkelendringar som kan føre til fastkøyring og etterfølgjande brot i borestrengen. • Vi held den kursen vi har planlagt, slik at vi når målet. • I tilfelle utblåsing («blow-out») skal vi kunne bore avlastingsbrønnar (eng.: relief wells). Å kunne bore ein avlastingsbrønn er viktig for tryggleiken. Det er mogeleg å drepe ein brønn ved å injisere borevæske i reservoaret. Dersom avstanden mellom avlastingsbrønnen og den brønnen som er ute av kontroll, er mindre enn 30 m (i reservoaret), er det gode ut­ sikter til å lukkast. Sjansen for å lukkast minskar med avstanden, og når avstanden er større enn 50 m, blir det vanskeleg. Desse opplys­ ningane gir oss ein idé om kor nøyaktige målingane må vere. For å vise dette betre kan vi notere oss at eit avvik på 1 ° i den same ret­ ninga gir eit totalt avvik på om lag 50 m dersom borelengda er 3000 m. På den norske sektoren borar vi brønnar som har ei total lengd på over 9000 m.

For å finne koordinatane på ein avviksbora brønn kan vi å måle holvinkel (I), holretninga (A) og avstanden til borkrona (MD). Slike målingar har tradisjonelt vore gjorde etter varierande intervall og djupner under eller etter sjølve boreoperasjonen. I dag blir det meir og meir vanleg å måle under boring (MWD). Det gjer at vi kan måle oftare og raskare og dermed også meir nøyaktig. Det finst ikkje måleutstyr i dag som gjer det mogeleg å kartleggje brønnkursen eller sluttpunktet (botnen) på brønnen så nøyaktig som vi kjenner frå veg-, bru- og tunnelarbeid.

Sensor Det finst i dag fleire typar sensorar, som verkar etter ulike prinsipp. Det vanlegaste er sensorar som • bruker gravitasjonskrafta som måleprinsipp • måler det magnetiske feltet i jorda • er baserte på gyroskopprinsippet Som nemnt er utrekningane av brønnbanen baserte på tre målingar: holvinkel (I), holretning (A) og målt djupn (MD). Dersom vi må endre kursen, må vi kjenne retninga som oversida av motoren peik­ er i. Den blir kalla utstyrsretning (eng.: tool face).

Vi skal kort sjå på korleis vi måler desse parametrane, og så komme tilbake til korleis måleinstrumenta funksjonerer og verkar.

Boreteknologi - Kapittel 10

10.14 Lengdemåling (MD) Det er vanleg å bruke to metodar for å kartleggje kva slags djupn (MD) måleinstrumentet er på: • Vi legg saman alle einingslengdene på dei elementa borestren­ gen omfattar. Desse lengdene kjenner vi med ein feilmargin på ±5 mm. • Vi måler med kabel når vi skal måle etter at foringsrøret er sett.

10.15 Måling av inklinasjonsvinkel (I) Inklinasjonsvinkelen er vinkelen mellom vertikalaksen og banetangenten til brønnen på eit visst punkt. Det er fleire måtar å finne inklinasjonsvinkelen på, og dei er baserte på desse prinsippa: • Ved hjelp av pendelprinsippet kan vi finne retninga av tyngde­ krafta. Prinsippet gir ikkje særleg nøyaktige resultat, og det er lite brukt i dag på den norske sektoren. • Akselerometer: Det finst to hovudtypar av akselerometer. Vi skal ikkje gå nærmare inn på dei her, men berre konstatere at grannsemda er betre enn 1/10°. Den største fordelen med akselerometeret er at det toler tøff behandling. Pendelsystema er mykje meir følsame. Det er også ein av grunnane til at akselerometeret blir mest brukt i dag. Når vi måler samtidig som vi borar (MWD), utset vi måleutstyret for store belastningar. Akselerometeret er også meir komplisert og mykje dyrare.

10.16 Måling av holretning (A) Holretninga til eit punkt er vinkelen mellom banetangenten i punk­ tet overført til horisontalplanet og referanseplanet (normalt magne­ tisk nord eller sann nord). Magnetisk nord refererer seg til det mag­ netiske feltet til jorda på ein kjend plass. Avviket mellom retninga til magnetisk nord og retninga til sann nord varierer svært mykje frå stad til stad. Avviket varierer også med dei tidspunkta målingane blir gjorde på (årstalet). For å måle holretning kan vi som nemnt nytte fleire måleprinsipp: • Kompassmålingar nyttar vi i «single shot»- og «multi shot»-instrument. I desse instrumenta blir det brukt eit «flytande» kom­ pass, som blir avfotografert, kombinert med ein pendel som måler holretninga (I). • Magnetometra toler forholda i holet mykje betre enn kompasset, og dei er derfor svært vanlege i MWD-system. På same måten som med akselerometeret kan vi bruke tre magnetometer og på den måten rekne ut holretninga (A). I ein brønn må vi verne ut­

Utstyr for retningsboring

styr som måler magnetisme. Normalt vil det seie at vi bruker ikkje-magnetiske materiale i delar og vektrør (eng.: non magnetic sub or drill collar). • Gyro. A måle holretninga (A) med gyro er ei «relativ måling». Med det meiner vi at vi måler endringar i retninga ut frå ei kjend retning avhengig av brønnhovudet eller plattformdekket. Vi skal ikkje gå i detaljar når det gjeld gyroen heller, men kort sjå på prinsippet. Eit hjul roterer med høg fart og held da ei fast­ sett retning i rommet. Ei kursendring jamført med denne ret­ ninga blir registrert (fotografert). Det finst variantar av dette in­ strumentet - gyro med film, som forklart ovanfor, og gyro med elektrisk kabel, som gjer det mogeleg å lese av retninga under­ vegs.

Vi karakteriserer ofte måleinstrumenta ut frå desse hovudpunkta: • kor mange målingar dei kan gjere • om vi får resultatet straks (elkabel) eller seinare • råd eller uråd å bruke når vi borar • behovet for kabeloperasjonar (eng.: wireline). • utstyrsdiameter og lengd • operasjonsprosedyrar, om det er nødvendig med stopp eller ikkje • kostnader med målingane Tabellen under viser nokre måleinstrument, med bruksområde og andre data.

Utstyr for retningsmålingar Instrument

M el. G

Tal på målingar

Type

Diameter (in)

Tilknyting til plattforma

Prosedyrar

Tid

Single-shot Multishot Steering tool Teleco (MWD) Schlumberger (MWD) Fri gyro Kabel gyro Ferranti Schlumberger sonde

M M M M M

1 300 Uavgrensa Uavgrensa Uavgrensa

Optisk Optisk Elektrisk Elektrisk Elektrisk

P/4

Borestopp

Djupnavhengig

Under boring Under boring Under boring

Djupnavhengig

8 in DC 8 in DC

Wireline Wireline Singel-leder Ikkje Ikkje

G G G G

300 Uavgrensa Batteri beg. Uavgrensa

Optisk Elektrisk Elektrisk Elektrisk

3 3 10-Vs 3 54

Wireline Singel leiar Wireline Logging

Borestopp Borestopp Borestopp Borestopp

1(4 P/4

Djupnavhengig Djupnavhengig Svært rask

Boreteknologi - Kapittel 10

10.17 «Single-shot» og «multi-shot» Konstruksjonen av «single-shot»-instrumentet er omtrent lik kon­ struksjonen av «Totco holvinkelmålar» (ikkje omtalt her). Holvinkelmålaren (inklinometeret) har eit lodd og ei papirskive med ein mekanisk utløysar. I «single-shot»- og «multi-shot»-instrument er papirskiva erstatta med ein film som fotograferer av eit kuleforma «flytande» kompass. Ein tidsbrytar som er innstilt før utstyret blir køyrt i holet, løyser seg ut når bileta skal eksponerast, og kontroll­ erer eksponeringstida til filmen. Filmen blir framkalla etter at ut­ styret kjem ut. Biletet viser kompasset med aksane til instrumentet, og vi kan lese av holvinkelen og holretninga. Med dette instru­ mentet kan vi finne holretninga med ei grannsemd på 1 ° grad der­ som holvinkelen er over 10°. Holvinkelen kan finnast med ei grannsemd på(4o. Kompasset i «multi-shot»-instrumentet er det same som det som finst i «single-shot»-instrumentet. Filmen er kontrollert med ein motor som samtidig trekkjer filmen fram. Normalt fotograferer eit «multi-shot»-instrument med 20 eller 30 sekunds mellomrom, i alt mellom 300 og 400 fotografi, alt etter storleiken på filmrullen. Fi­ gur 10.13 viser eit magnetisk «multi-shot»-instrument.

Figur 10.13 Måling av hullretning og hullvinkel

10.18 Måling av holvinkel og holretning med MWD Dersom vi skal måle samtidig som vi borar, kan vi ikkje bruke «single-shot»- eller «multi-shot»-instrument, for dette utstyret er svært vart for vibrasjonar (forhold nede i holet). Det utstyret vi

Utstyr for retningsboring

bruker i MWD for å måle holvinkelen, er akselerometeret. For å måle holretninga bruker vi eit magnetometer. Vi skal nedanfor gi ei enkel forklaring på korleis dette utstyret verkar.

Akselerometer Sjå figur 10.14 saman med forklaringa på korleis akselerometeret verkar.

Figur 10.14 Prinsipp for akselerometer

Ein testmasse som berre kan flytte seg i ei retning, langs ein akse, blir halden i posisjon. Når dette utstyret er i boreholet, freistar gravitasjonskrafta langs denne aksen (rørsleretninga til massen) å flytte massen. Rørsla gir opphav til ein ubalanse, og det blir sendt straum gjennom coilen. Denne straumen skaper ei motsett kraft, som balanserer ut den krafta som gravitasjonen verkar med på massen. Dersom gravitasjonskrafta aukar, må vi føre til meir straum for å halde massen i same posisjonen. Spenningsfallet over ein kjend motstand gir oss derfor ei direkte måling av gravitasjonskrafta langs aksen av massen. Ut frå slike data kan vi rekne ut holvinkel­ en (I).

Magnetometer Eit magnetometer er ein sensor som måler styrken på det magnet­ iske feltet på jorda langs faste aksar. Figur 11.19 viser ein jernkjerne med kabel snurra rundt kjernen. Dersom denne kjernen er plassert i eit vekslande magnetisk felt, blir ein magnetisk straum konsentrert gjennom kjernen, og det blir generert straum i kabelen. Straum-

Figur 10.15 Prinsipp for magnetometer

Boreteknologi - Kapittel 10

styrken er avhengig av arealet av kjernen som blir eksponert for det magnetiske feltet. Dersom kjernen er plassert med 90° mot feltretninga, blir straumstyrken stor. Ettersom vi roterer kjernen, blir eit mindre areal utsett for det magnetiske feltet, og straumstyrken blir mindre.

Dette prinsippet kan brukast for å måle vinkelen mellom det mag­ netiske feltet og coilen. Ut frå slike data kan vi så rekne ut holretninga.

Oppgåver til kapittel 10 Oppgåve I Gjer greie for Auto track-boresystem og vurder det opp mot den retningsboringa med motor som blir brukt i dag.

Oppgåve 2 Forklar kva eit «multi shot instrument» er, og korleis det fungerar.

Oppgåve 3 Teikn og forklar prinsippet/verkemåten for eit aksekrometer.

Oppgåve 4 Teikn og forklar prinsippet/verkemåten for eit magnetometer.

Oppgåve 5 Teikn og forklar korleis eit BHA som haldar, byggjer eller minskar vinkel er sett saman.

Oppgåve 6 Gjer greie for dei fire hovuddelane i ei PDM-motor. Teikn og for­ klar.

Oppgåve 7 Forklar trepunktgeometrien og vis at den stemmer.

Oppgåve 8 Korleis styrer/retningsborer vi med ei PDM-motor (byggje-, minske-, halde vinkel)?

Underbalansert boring

Kapittel I I

Underbalansert boring

I I. I Boring i underbalanse Den tradisjonelle boremetoden byggjer på at det skal vere større trykk i brønnen enn i formasjonen. Vi kallar det å bore i overbalanse, sjå også under avsnittet om trykkontroll. Det er ei enkel forklaring på kvifor denne metoden har vore einerådande, og det er tryggleiken. Om vi held oss til den norske sektoren, fortel boreforskriftene oss korleis vi skal bore. Det skal alltid vere to barrierar, ein primær og ein sekundær. Den primære barrieren er boreslammet, som gir eit større trykk i botnen av brønnen enn det formasjonsvæska har. I denne situasjonen er det ikkje mogeleg for ei væske å strøyme inn i brønnen. Det er van­ skeleg å seie på førehand kva for trykk vi møter på når vi borar spesielt når vi borar leitebrønnar. Dersom vi borar inn i ei høgtrykkssone der formasjon stry kket er større enn brønntrykket, får vi ei innstrøyming (eng.: kick) i brønnen, og brønnen er ute av kon­ troll. For å vinne att kontrollen stengjer vi utblåsingssikringa (BOP). BOP-ventilen er i dette systemet den sekundære barrieren. Når vi borar i underbalanse, er det hydrostatiske trykket i brønnen mindre enn trykket i formasjonen.

11.2 Fordelar med å bore i underbalanse Underbalansert boring (eng.: underbalansed drilling) dreiar seg i dag først og fremst om å bore i og gjennom sjølve reservoaret. Store delar av boreoperasjonen går da ut på å bore i overbalanse på tradi­ sjonelt vis. Grunnen til det er at del er få fordelar før vi kjem ned til sjølve reservoaret. Den største fordelen med å bore i underbalanse i toppholseksjonen er borefarten (ROP), som vi har omtalt tidlegare.

Før vi ser nærmare på dei ulike metodane for underbalansert boring, skal vi kort gå gjennom fordelane med å bore i underbalanse gjen­ nom sjølve reservoarsona. • Vi får inga filterkake. Som alt forklart lagar det seg ei filter­ kake på brønnveggen når vi borar i overbalanse. Filterkaka ut­ viklar seg fordi det er større trykk i brønnen enn i formasjonen. Formålet med filterkaka er å hindre tap av brønnvæske til formasjonen. Det er filtertap, materiale i boreslammet som legg

Boreteknologi - Kapittel I I

seg på holveggen og tettar han. Filterkaka må fjernast dersom sona skal sementerast. fordi vi da får best mogeleg heft eller feste mellom bergarta og sementen.

• Skadar i reservoarsona blir kraftig reduserte. Før filterkaka har vorte heilt tett, har ein god del filtrat trengt inn i formasjon­ en. Dette filtratet, som er væskefasen til boreslammet, skader da sjølve reservoarbergarta, og vi har ikkje lenger ei urørt bergart.

11.3 Ulemper og problem med å bore i underbalanse • Stabiliteten til boreholet. Stabiliteten til sjølve boreholet er av­ gjerande for om det er mogeleg å bore i underbalanse eller ikkje. Dersom formasjonen er laust pakka (lite konsolidert), kan vi få store innrasingar i brønnen, og borestrengen kan køyre seg fast. Formasjonen er avhengig av konsolideringsgraden for å kunne tole ein viss underbalanse. Kor stor underbalanse vi kan bore i, varierer frå formasjon til formasjon. Underbalansen kjem sjeldan over 10 bar (150 psi). • Produksjon av hydrokarbon. Eit stort trykkfall frå formasjon­ en og inn i brønnen (eng.: draw down) gir ofte stabilitetsproblem. Samtidig gir eit stort trykkfall frå reservoaret og inn i brønnen større produksjon av hydrokarbon (sjå Produksjons­ teknikk 7). Med større produksjon av hydrokarbon treng vi større separasjonsutstyr oppe på plattforma.

• Trykkontroll. Når vi borar i underbalanse, produserer reser­ voaret samtidig som vi borar. Det stiller nye krav til det utstyret som skal vere med og sikre at vi har kontroll over brønnen. Vi har ikkje lenger ei væskesøyle som kontrollerer formasjonstrykket. Den tapte væskesøyla må erstattast med anna utstyr og andre tiltak. Vi skal ikkje gå inn på desse problema her. Sidan vi produserer samtidig som vi borar, blir trykkontrollen meir ein prosesskontroll, slik vi kjenner det frå produksjon av olje og gass. Ut frå dette kan vi trekkje denne konklusjonen: Vi ønskjer ikkje at det skal byggje seg opp noka filterkake, og at reservoaret skal bli skadd. For å hindre det må vi bore i balanse, men underbalansen må ikkje vere stor.

Underbalansert boring

I 1.4 Ulike metodar for å bore i underbalanse Det er i dag mogeleg å bore i underbalanse på ulike måtar. Dei tre hovudkonsepta er å bore • i underbalanse med tradisjonell borerigg • med rigg for hydraulisk brønnoverhaling (eng.: snubbing) • med kveilerør (eng.: coiled tubing) o

A bore i underbalanse med «snubberigg» og å bore underbalansert med ein tradisjonell rigg har mange felles trekk. Å bore med kveile­ rør skil seg ut på ein del område, og vi kan seie at alle metodane har sine fordelar og ulemper. Boresystema er utvikla for at dei skal kunne brukast på produksjonsplattformer eller når vi borar produksjonsbrønnar.

Vi borar i underbalanse med ein tradisjonell rigg når vi skal bore nye lange brønnar. I desse brønnane treng vi kraftig utstyr som gjer det mogeleg å bore lange horisontale seksjonar. Når vi borar med ein «snubberigg», har vi ikkje dei same kreftene å rutte med, og det set sine grenser. Det same gjeld når vi borar med kveilerør, som på si side har mindre krefter enn «snubberiggen». Men det har andre fordelar å bore med kveilerør og «snubberigg». Dette utstyret er laga for å kunne gå ned i levande produksjonsbrønnar (sjå Produk­ sjonsteknikk 7). Boring i gamle produksjonsbrønnar (eng.: re-entry drilling) har gitt nytt liv til brønnar som har slutta å produsere, eller som produserer lite. Med det kan truleg oppgradere olje- og gassreservane våre kraftig.

Felles for alle metodane er ei overflatepakke som kan • regulere botntrykket, «strupeventilsystem» (choke manifold) • separere gass og faststoff (innløpsseparator) • separere væsker og gass ved trykkreduksjon (trefaseseparator) • reinse borevæska, «borevæsketank med degassarutstyr» • føre borevæska tilbake til brønnen • føre olje, gass og vatn inn på prosessystemet på plattforma • samle opp faststoff og om nødvendig frakte faststoffet til land • gjere det mogeleg å injisere nitrogen Vi skal kort sjå på dei tre løysingane.

Boreteknologi - Kapittel I I

11.5 Boring i underbalanse med tradisjonell rigg Denne løysinga krev som nemnt ei overflateseparasjonspakke. Nede i brønnen bruker vi det same utstyret som før. I tillegg til overflate systemet er trykkontrollsystemet spesielt. Når vi borar i ov­ erbalanse, må vi bruke kraft for å pumpe borevæska rundt i system­ et. Når vi borar i underbalanse, strøymer væska opp av seg sjølv, og vi må fylle på med borevæske. Det vil seie at vi må ha eit sikringssystem som gjer det mogeleg å bore (rotere strengen), samtidig som vi held ringrommet stengt. Det problemet er her løyst med ein ny type ringromsventilar som toler den påkjenninga ventilen blir utsett for når han roterer eller er i rørsle på andre måtar. Ein slik ventil kallar vi ei roterande utblåsingssikring (eng.: rotating blow out pre­ venter), RBOP. Denne utblåsingssikringa er plassert over den van­ lege BOP-ventilen. Returen frå brønnen blir teken ut under og/eller i RBOP-ventilen og ført til ein strupeventil (eng.: choke manifold) og vidare til overflateseparasjonssystemet. På strupeventilen kontrollerer vi botnholstrykket (BHP), og vi kan styre kor stor underbalanse vi skal ha. Dess større opninga er på strupeventilen, dess større trykkfall får vi nede i reservoaret.

11.6 Boring med hydraulisk brønnoverhaling Det er fullt mogeleg å bore med «snubbe»-utstyr, og det er eit alternativ til å bore med kveilerør og til den tradisjonelle borerig­ gen. Sjølve boreprosessen skil seg ikkje frå det vi gjer når vi borar med vanleg rigg. I hovudsak er det riggen og dei løysingane han har, som er hovudskilnaden. Ein «snubberigg» kan brukast for å bore vanlege brønnar i overbalanse, men han passar spesielt godt til å gå ned i levande brønnar. Det vil seie at riggen har det sikringsutstyret som trengst for å gjere ein slik operasjon.

Med «snubberiggen» kan ein gjere parallelle operasjonar på ein fast installasjon. Med det meiner vi at når boreriggen på plattforma er oppteken med å bore ein ny brønn, kan vi gå ned i ein av dei brønnane som alt eksisterer på plattforma, og bore vidare ut frå han. Dermed kan vi bruke gamle brønnar som har slutta å produsere olje, som utgangspunkt for nye brønnbanar. På den måten sparer vi plass oppe på plattforma, vi slepp å bore toppseksjonen, som inneheld mykje lausmassar, og vi kan vinne ut meir olje frå reservoaret. Borerøret blir skrudd saman rør for rør, det vil seie at «snubberig­ gen» treng ei momenttong som gjer det mogeleg å skru røra saman med korrekt moment. I tillegg skal borkrona roterast. Til det kan vi bruke ein slammotor. Det er også mogeleg å gi sjølve borestrengen

Underbalansert boring

ein rotasjon. Det blir gjort med eit rotasjonsbord oppe på arbeids­ plattforma.

Opprigginga over brønnhovudet blir høg. For å frakte borerøra opp til arbeidsplattforma er det nødvendig å ha ei mast og heiseutstyr. Trykkontrollutstyret er sjølvsagt svært sentralt i alle boreoperasjonar, men når vi skal bore i underbalanse eller gå ned i ein levande brønn, trengst det meir utstyr. Overflateutstyret er som omtalt under avsnittet om boring i und­ erbalanse med tradisjonell rigg. Sidan vi i «snubbe»operasjonar er avhengige av å skru røra saman, gir det dei same avgrensingane som tradisjonell boring når det gjeld å få måleresultat opp frå botnen av brønnen. På dette området er det aller best å bore med kveilerør.

I 1.7 Boring med kveilerør Kveilerør (eng.: coiled tubing) har lenge vore brukte i samband med vedlikehald i brønnar. Det er først i dei seinare åra det har vorte aktuelt å bore med kveilerør.

Vi kjenner att trommelen, gåsenakken, injektoren, sikringssystemet med dei ulike ventilane og separasjonssystemet. Sidan det er aktu­ elt å bore med kveilerør, må det vere fordelar med denne boremetoden framfor den tradisjonelle. Nokre av fordelane har vi nemnt tidlegare, andre er • • • •

lågare borekostnader MWD-data kan overførast raskt betre styreevne, «retningsboring», og betre retningskontroll kontinuerleg sirkulasjon

Lågare borekostnader A drive ein kveilerørsrigg kostar omtrent halvparten av det det ko­ star å drive ein «snubberigg», og å drive ein «snubberigg» kostar igjen omtrent berre halvparten av det ein tradisjonell borerigg kostar i operasjon. Hovudgrunnen er raskare operasjonar på grunn av lett utstyr.

I 1.8 Måling (MWD) under boring med kveilerør Kveilerøret er den einaste løysinga som kan overføre målte data frå MWD-utstyret nede i brønnen og opp til overflata svært raskt. Data kan overførast gjennom ein kabel eller gjennom fiberoptikk som er trekt gjennom kveilerøret på førehand. Det er mogeleg sidan kveile­ røret berre omfattar eitt rør, og vi får maksimal utnytting av MWD-

Boreteknologi - Kapittel I I

Kveilerør

Kopling

Frakoplingsmekanisme

Orienteringsdel (verktøy)

Styreverktøy

utstyret i BHA. I prinsippet fungerer MWD på same måten som tradisjonell logging med kabel. Når vi borar med «snubbing» og tradisjonell rigg, skrur vi rørlengdene saman. Sidan røra er skrudde saman, er det vanskeleg å få trædd nokon kabel gjennom dei.

Retningsboring og retningskontroll Vi har tidlegare sett på prinsippa for retningsboring og retningskon­ troll. Det er vanskeleg å regulere knekkvinkelen på motoren når vi borar. Det er berre det nye «autotrack»-systemet som greier det. Når vi borar med kveilerør, er det mogeleg å regulere knekkvinkelen på motorseksjonen utan å trekkje ut. Det kan gjerast elektrisk eller hydraulisk. Det er berre å trekkje kabelen eller hydraulikkrøret gjennom kveilerøret på førehand. Effektiv styring når vi borar sa­ man med MWD gjer det såleis effektivt å bore med kveilerør. Figur 11.1 viser den nedste delen av borestrengen (BHA) som blir brukt i ei kveilerørsboring.

Kontinuerleg sirkulasjon

Motor

Sidan vi ikkje skal skru rør saman, kan vi bore kontinuerleg. Der­ som vi må stoppe mens vi borar for å skru saman rør, kan vi få fast­ køyring, eller borekakset kan setje seg. Det unngår vi når vi borar med kveilerør.

Ulemper med kveilerørsboring Metoden har også ulemper og avgrensingar. Dei faktorane som av­ grensar boring med kveilerør mest, er at Bøyd foring

• det er ikkje mogeleg å rotere borestrengen • vi får avgrensa holdimensjon og kveilerørsdimensjon • vi får avgrensa sirkulasjonskapasitet

Ikkje mogeleg å rotere borestrengen Borkrone

Figur ll.l

Sidan kveilerøret er kveila opp på ein trommel, seier det seg sjølv at det blir vanskeleg å rotere sjølve borestrengen (kveilerøret). For å få rotert borkrona er vi avhengige av ein botnholsmotor. Det har ikkje så mykje å seie for rotasjonen av borkrona eller sjølve retningsboringa, men det har ein del å seie for friksjonen mellom holveggen og kveilerøret. Når det er mogeleg å rotere borestrengen, blir friksjon­ en redusert, og vi greier å bore lengre horisontalt.

Avgrensingar i holdimensjon og kveilerørsdimensjon Dersom vi skal greie å bore lange horisontale seksjonar, treng vi store dimensjonar på kveilerøret for å auke styrken. Da aukar vekta mykje, og vi får problem når kveilerøret skal om bord på plattforma. Kranene greier ikkje vekta. Problemet kan løysast med påspolingsoperasjonar frå båten og opp på riggen eller ved å skøyte kveilerør­ et ute på sjøen. Ein kan også la kveilerørstrommelen stå på ein båt mens operasjonen er i gang. Men denne metoden krev lange peri­ odar med fint vér.

Underbalansert boring

Boreoperasjonar med store borkroner er også problemfylte når vi borar med kveilerør. Stor borkrone gir stort moment og krev sterke rør. Skal vi få sterke rør, må vi opp med stålkvaliteten og vekta, og det gir oss som kjent problem. Sidan vi har vektavgrensingar, fører denne løysinga automatisk til avgrensingar i sirkulasjonen. Når borekakset skal sirkulerast opp til overflata frå ein horisontal sek­ sjon eller høgavviksbrønn, treng vi stor fart. Dersom kveilerøret har liten dimensjon, kan det bli vanskeleg å få stor nok sirkulasjonsfart opp ringrommet.

Oppgåver til kapittel 11 Oppgåve I Teikn og forklar kva vi meiner med underbalansert boring.

Oppgåve 2 Kva for fordelar er det med å bore i underbalanse?

Oppgåve 3 Kva for krav må vi stille til overflateutstyret som blir brukt i sam­ band med underbalansert boring?

Oppgåve 4 Med kva for metodar og utstyr kan vi i dag bore i underbalanse? Gj­ er kort greie for metodane.

Oppgåve 5 Gjer greie for fordelar og ulemper med å bore i underbalanse med tradisjonell rigg, snubbing og kveilerør.

Boreteknologi - Kapittel 12

Kapittel 12

Boreprogram Eit boreprogram er eit dokument som gjer greie for alle operasjonar som skal gjerast frå boringa tek til og til brønnen er ferdig bora og klar for komplettering. Eit boreprogram inneheld ei forklaring på desse detaljane og operasjonane: • seismikk • kart • brønnprofil • mål og koordinatar • krav til nøyaktig boring • litologi • brønninformasjon • framdriftsplan • foringsrørprogram • sementeringsprogram • slamprogram • loggeprogram

Som vi ser, omfattar denne lista mange og store tema. Vi skal ikkje gå inn på detaljar, men sjå kort på eit utdrag frå eit boreprogram og på den måten få ei forståing av dette dokumentet. Omfanget av boreprogrammet fortel noko om den kunnskapen ein borar eller boresjef må ha om boreoperasjonen.

12.1 Mål og koordinatar Som vi nemnde da vi gjennomgjekk retningsboring, fortel koor­ dinatane til målet oss kvar boreoperasjonen skal stoppe. Det dreiar seg som oftast om fleire mål vi skal nå når vi borar ein brønn. Bore­ programmet fortel også kvar utgangspunktet for koordinatane ligg. Normalt refererer koordinatane seg til senter av brønnhovudet. Vi kan kalle dette punktet origo. For å kunne finne eit punkt i dette sys­ temet må vi kjenne tre talverdiar. Desse verdiane er nordkoordinaten, austkoordinaten og djupna TVD. For ein brønn som skal innom tre mål, blir måla omtalte slik: Mål

Nord (m)

Aust (m)

TVD (m)

Mål 1 Mål 2 Mål 3

1153,5 1941,8 2720

63,7 104,7 141

3805 3852 3945

Boreprogram

Krav til nøyaktig boring Med nøyaktig meiner vi i denne samanhengen kva som er tillate av­ vik frå dei koordinatane vi har planlagt. Det kan til dømes dreie seg om ±40 meter horisontalt eller ±12 meter vertikalt.

12.2 Brønnprofil Brønnprofil er teikningar av brønnbanen. Teikninga viser normalt to profil. Den eine teikninga viser brønnbanen frå sida, den andre vis­ er brønnbanen ovanfrå. I det snittet som viser brønnbanen frå sida, kan vi sjå korleis brønnen endrar inklinasjonsvinkelen (I), og setjedjupna for dei enkelte foringsrøra er markert. Teikninga som viser brønnbanen ovanfrå (fugleperspektiv), viser koordinatane frå og retninga på brønnbanen, som eit kart med ein bilveg innteikna. Figur 12.1 viser eit brønnprofil.

Figur 12.1 Brønnprofil

Boreteknologi - Kapittel 12

Litologi Dette er eit kart som viser brønnbanen frå sida. I det same kartet er det teikna inn ein djupakse. På denne djupaksen er setjedjupna for dei ulike foringsrøra normalt markert. Men den viktigaste informa­ sjonen vi får frå dette kartet er informasjon om dei bergartene vi finn nedover (litologien), med tidsepoke og namn på dei forma­ sjonane vi møter.

12.3 Brønninformasjon I dette kapittelet i boreprogrammet blir til vanleg holdimensjonane til brønnen, lengda på ein holseksjon (TVD og MD), setjedjupna for dei ulike foringsrøra (TVD og MD), foringsrørdimensjonane og sementeringshøgda omtalte.

Framdriftsplan Framdriftsplanen for ein brønn er vanlegvis ei grafisk framstilling som viser den boreoperasjonen som er planlagd, med setjing av foringsrør og sementering. Det er også vanleg å plotte inn den verkelege situasjonen i det same kartet for å kunne samanlikne kvar vi er jamført med det som var planlagd framdrift.

12.4 Foringsrør og sementeringsprogram Det er vanleg å leggje omtalen av foringsrøra og sementen inn i det same kapittelet i boreprogrammet. Foringsrørprogrammet gir ein omtale av setjedjupn, dimensjonar, vekt og stålkvalitet på dei foringsrøra som skal brukast, mens sementprogrammet omtaler den sementblandinga som skal brukast til kvart foringsrør. Av sement­ programmet kan vi også finne samansetjinga av sementblandinga, som vassbehov, kjemikal som skal brukast, og sementmengda. Annan viktig informasjon er styrken etter 24 timar, densiteten, ut­ byttet og andre eigenskapar med sementblandinga.

12.5 Borevæske- og loggeprogram Denne delen av boreprogrammet gjer greie for den borevæska vi skal bruke når vi borar dei ulike seksjonane. Viktig informasjon i slamprogrammet er holdimensjon, djupn (TVD og MD), slamtype, densitet, flytegrense (YP), kloridinnhald, filtertap, pH-verdiar, reometeravlesingar og tilsetjingsstoff i slammet.

Loggeprogramet gjer greie for kva slags loggar vi skal køyre i dei ulike seksjonane, kva for loggeutstyr vi skal bruke, og kor ofte vi skal logge.

Boreprogram

Oppgåver til kapittel 12 Oppgåve I Kva er eit boreprogram?

Oppgåve 2 Forklar desse delane av boreprogrammet kort: a foringsrør- og sementeringsprogrammet b borevæske- og loggeprogrammet c Mål og koordinatar

Stikkordregister

Stikkordregister Mykje brukte engelske faguttrykk er tatt med der dei er gjengitt med

forklåring. Dei står med kursiv skrift. Det er dg teke omsyn til at termer

i denne boka finst på både nynorsk og bokmål.

additiv 27 agitator 28 akselerator 107 akselerometer 188, 191 akselforskyvning 66 angle building assemblies 176 angle dropping assemblies 176 angle holding assemblies 176 annular preventer 20 asimut 166 auto track 186f average angle method 170 avlastingsbrønn 164, 165 avlednings/avleiingssystem 22, 24 avtrykksblokk 142 avviksboring 12

balansebjelke 63 ballastsystem 39 banehastighet/fart 63 banetangent 188 barytt 65 bentonitt 65 bergart, hardhet 43 BHA 58 bind back-off 135 blind fråskruing 135 blind ram 20, 21 blindventil 21 blow out 164 booster line 23 boot basket 139 BOP. sikkerhetsventil 19 boredekk 53 borehastighetsindikator 69 borehol/borehull 11 borelinefeste 52 boremaskin, tårnmontert 53, 54 boremodul 45ff boremoment 124 boreproblem 124ff boreprogram 200ff borerør 92f borerør (spesifikasjoner) 94 borerørs flytegrense 111 borerørs geometriske data 111 borerørs gradkode 111 borerørs mekaniske egenskaper 111 borerørs stålkvalitet 111 borerørs vektkode 111 borerørskobling 93 borerørsventil 20 boreskip 18 boreslam (densitet) 65 boreslam (strømningsegenskaper) 65 borestrengberegninger 113f borestrengsamansetjing som minskar, aukar, held vinkelen 176f borevaier 50

borevæske 59 borevæskemotor 177 borevæskeprogram 202 borevæskerensing 31 boring i underbalanse 193ff boring, høyttrykks- 64 borkaks 65 borkrone 98 borkrone, vekt 64 borkrone med rullende konuser 98 borkrone, diamant- 100 borkrone, PDC- 1 botnforing/bunnforing 73, 76 botnramme/bunnramme 61 brenner 38 brennerbom 38 bruddårsaker 108f brønn, avlastings- 164. 165 brønn, fleirgreins- 166 brønn, horisontal 166 brønn, langtrekkjande 165 brønn, skrot i 128 brønnbane 170, 183 brønnbygging 73ff brønnhode 56 brønnhodehus 55 brønnhodeplattform 15 brønnhodesystem 76 brønnkontrollsystem 19 brønnprofil 201 f bulksystem 28, 39 bunnforing/botnforing 73, 76 bunnramme/botnramme 61 buoyancy factor 115 burner 38 burner boom 38 burst 80 by pass valve 178 casing 73 casing patch 140 casing shoe 59 casing, collapsed 129 casing, conductor 73 casing, intermediate 73 casing, production 73 casing, surface 73 cat head 49 catwalk 48 cement slurry 25 choke manifold 36 choke valve 36 choke, adjustable 37 choke, fixed 37 cleaning, poor hole 128 coiled tubing 197 collapse 82 collapsed casing 129 conductor casing 73, 74

Boreteknologi - Stikkordregister

core barrel 147 core head 147 crown block 50

data header 36 DDH 77ff, 111 DDH-merking 94 deadline anchor 50, 52 degasse r 33 densitet 25. 65 desilter 34 detektor 67 diamantborkrone 100 die collar 145 differential sticking 125 diverter 24 djupn, målt 167, 187 DL 167, 171f DLS 167. 171f, 183 dog leg 167 dog leg severity 167, 183 dope 95 draw works 50 dreiemomentindikator 68 drepe- og strupemanifold 22, 23 drill floor 53 Drilling Data Handbook 77ff, 111 Drilling Data Handbook (terminologi) 78 drilling line 50 drilling system, guideline 54 drilling system, guidelineless 54 drilling, high pressure 64 drilling, re-entry 195 drilling, underbalanced 193 drivrør 53 dumpetank 32 dyp, se djupn dødvaierfeste 50 egenvekt, se densitet eksplosjonsfarlig område 41 eksplosjonstrekanten 42 EU 94 external upset EU 94 Ex-utstyr 41

fastkøyring av borestreng 124f faststoffinnhold 65 filterkake 193 fiskemagnet 143 fiskeoperasjon 133ff fixed-system 18 float collar 59 floating-system 17 flytegrense for metall 79 flytegrense, borerørs 111 flytekrage 59 forankringsrør 73, 75 forbiboring 12 foringsrør 73 foringsrør, dimensjonering 79f foringsrørprogram 73, 202 foringsrørsko 59 foringsrørskrape 144 foringsrørskuttar 141 foringsrørslapp 140, 141 foringsrørspyd 145 formasjon, frakturert 127 formasjon, høgttrykks- 127

formasjon, mobil 127 formasjon, reaktiv 126 formasjon, ukonsolidert 126 formasjonstest (leak-off-test) 57, 58 fracturing pressure 85 fraktureingstrykk 85 frakturering 57 framdriftsplan (boring) 202 fres 140. 143 fripunktsindikator 133 føler 67 gassutskiller 33 gassystem 40 geometriske data, borerørs 111 gjengepasta 95, 97 gjennomsnittsvinkelmetoden 170, 171 grade 111 gradkode, borerørs 111 gravitasjonsplattform 13 grensepakkingsevne 180 grunn gass 56 gumbo tank 32 gyro 189 havbunnskomplettert brønn 11 havbunnsystem/havbotnsystem med/uten ledevaier 54 heater 37 heave compensations system 53 heisespill 50 high pressure drilling 64 hjelpesystem 41 hjelpevaiertrommel 50 holopnar, sjå hullåpner holreingjering 128 holretning 166, 187 holvinkel 166, 187 hullrengjøring, se holreingjering hullåpner/underrømmer 56, 103 hurtigkopling 138 hydrosyklon 34 høyttrykksboring 64 IEU 94 impression block 142 inclination 166 indikator 67 indikator, borehastighet- 69 indikator, dreiemoment- 68 indikator, fripunkts- 133 indikator, tonnkilometer- 69 indikator, vekt- 68 intermediate casing 73 internal external upset IEU 94 internal upset IU 94 1U 94

jar 106 jar intensifier 143 jet basket 140 jetkorg 140 junk basket 140

kabelhengjar 138 kabelhovud 138 kelly 53 key seating 128 keyseat wiper 143

Stikkordregister

kilebelte 95 kilebelteseksjon 140 kili and choke line 22, 23 kjemeattvinning 160 kjemeboringsutstyr 147 kjerneborkrone 147 kjemebrot/brudd 160 kjemehaldar 151 kjernerør 147 kjernesylinder 153 kompassmåling 188 kompensatorsystem 52, 53 koordinatar 168 korrosjonsskade 110 kronblokk 50 kuleledd 24 kuttar, foringsrørs- 141 kutteelement 101 kutteventil 20, 21 kutting 135 kveilerør 196, 197

leak-off-test 57, 58 lederamme/leieramme 55 letehull/leitehol 11 litologi 202 lobe 179 loggeprogram 202 løpeblokk 50, 52

magnetometer 188, 191 margin of overpull 113 mekaniske egenskaper, borerørs 111 mellomforing 73, 76 mesh 32 miksemodul 27 miksesystem, primært 28 miksesystem, sekundært 28 mill 140 minimum yield strength 11 mixing tank 28 momenttrekker 49 MOP 113, 118 MSL 59 multilaterale well 166 multi-shot-instrument 190 MWD 197 målestasjon 36 måletank 19, 38 måleutstyr 187 måling, relativ 189 nokk 49, 50 nord, magnetisk 188 nøkkelholkost 143 nøkkelspor 128 nøytralpunktet 115

offset 66, 99 oljesystem 41 omiøpsventil 178 operasjonsprosedyre 157 operating torque 184 opningsrør/åpningsrør 73, 74 oppdriftsfaktoren 115 oppsprekking 57 overflate-testtre 36 overshot 144

PDC-borkrone 1 PDM-motor 177 pendelprinsipp 188 pipe rack 45 pipe ram 20 platform, tension leg 60 plattform, brønnhode- 15 plattform, gravitasjons- 13 plattform, nedsenkbar 16 plattform, oppjekkbar 17 plattform, pælet 14 plattform, strekkstag- 14 plattformtyper 13ff pore pressure 85 poretrykk 85 posisjonsutrekning 170 pressure prognosis 85 pressure, no load 184 pressure, operating differential 184 preventer, annular 20 production casing 73 produksjonsanlegg på havbunn 16 produksjonsforing 73, 76 produksjonshull/hol 11 produksjonsskip 16 prosessystem 40 pulsdemper 30 pumpeslag 68 pumpetrykk 69, 157 ram rig 62 RBK 59 RBOP 196 reliefwell 164 reservetrekkraft 113 retningsboring 164ff, 183, 198 retningsboring, automatisert 186f retningsboring, utstyr 175ff retningskontroll 198 retningsmåling 59 ringromsventil 20, 21 riser 23 rock bits 98 ROP 63 rotasjonshastighet/rotasjonsfart 64, 68, 180 rotasjonssystem 53 rotor 179 roughneck 50 rpm 64 rullerømmer 105 rørbro 48 rørbromaskin 48 røreverk 28 rørhåndteringssystem 45, 49 rørkoblingsmaskin 50 rørlager 45 rørventil 20 safety joint 144 saltdom 165 samanpressa foringsrør 129 sammenpressing (i foringsrøret) 82f sand line reel 50 sand trap 33 sandfelle 33 seal assembly 76 sementblander 25, 26 sementblanding 25 sementering, topluggs- 57

Boreteknologi - Stikkordregister

sementmatetank 27 sementprogram 202 sementpumpe 28 sementsystem 25 senteravvik 99 sentrifuge 34 separator 37 settedyp 85 shale shaker 32 shallow gas 56 shear ram 20, 21 side track 124 sideboring 12 sidesteg 165 sidetracking 165 signal, analogt 67 signal, digitalt 67 signal, elektrisk 66 signal, hydraulisk 66 signal, pneumatisk 66 signaltyper ved borekontroll 66 sikkerhetsventil, BOP 19 sikringsledd 144, 149 siktemaskin 32 single-shot-instrument 190 sinker bar 138 sirkulasjonslinje 23 sjokkdemper 107 skrapeeffekt 99 skrot i brønn 128 skrotkorg 139 slagrør 106, 138 slagstuss/støytstong 138 slamdensitetsmåler 70 slamprogram 202 slip joint 24 slip section 140 snubberigg 196 sone 0 43 sone 1 43 sone 2 43 soneklassifisering 41 spear head 138 sprengning (i foringsrøret) 80f spud mud 59 spydhovud-”overshot” 138 stabilisator 104 stabilitet 194 standpipe manifold 22 standrørmanifold 22 stator 179 stempelpumpe, dobbeltvirkende 29, 30 stempelpumpe, enkeltvirkende 29 stigerør 23, 53 strekk (i foringsrøret) 84f strekkbelastning 113 strekkstagplattform 14, 60 strekksystem 53 strengskot/skudd 134 strupe- og drepemanifold 22, 23 strupeventil 36 strupeventil, fast 37 strupeventil, justerbar 37 strupeventilmanifold 36 strømningsrate 68 stuck pipe 124 støytstong/slagstuss 138 støytstongforsterkar 143 ståltau 51

surface casing 73 surface test tree 36 surge tank 27 svivel 148. 150 svivel. marin 145 sylinderløftrigg 62

tangent method 170 tangentmetoden 170. 171 taper tap 145 teleskopledd 24 tensile 84 tension leg platform 60 tension loading 113 testbrønn 11 testtre 36 tettering 76 tetthet, se densitet tilsetningsstoff 27 TLP 60 tonnkilometerindikator 69 tool face 187 top drive 53 topluggssementering 57 traveling block 50 traverskran 46 trigonometri 168 trykkavlastingssystem 150 trykkluftsystem 28 trykkontroll 194 trykkprognose 85 tubing, coiled 197 tåmboremaskin 53, 54 tårnmontert boremaskin 53, 54 under gange hole 128 underbalansert boring 193ff undermålar 128 underreamer 56 underrømmer/hullåpner 56, 103 universal joint shaft 179 universalledd 179 utblåsing 164 utblåsingssikring, roterande 196 utstyrsretning 187

varmeveksler 37 vektindikator 68 vektkode, borerørs 111 vektrør 103, 138 vektrør, ikke-magnetisk 104 vinkelendring 167 vinkelendring per lengdeeining 167 virvelsøker 34 vortex finder 34 væskemengdemåler 70 well head 56 well head housing 55 WOB 64, 113

åpningsrør/opningsrør 73, 74