Boreteknologi. 1 [1] 8241200587 [PDF]

Zitiervorschau

nbr-depotbibuoteket POSTBOK3 273 8601 MO

Boreteknologi Bind 1 Redigert av Einar Framnes Med bidrag av Trygve Arnesen, Einar Framnes, Svein Gleditsch, Kjell Thorbjørnsen og Rune B. Vik Felles språklig utgave

Vett&Vitenas

© Vett & Viten A/S 1993 ISBN 82-412-0058-7

Omslag: Stein Davidsen Illustrasjoner: Anne Berulfsen, Susanne Kihle, Bjørn Norheim når annet ikke er nevnt. Språket i dette to-bindsverket er dels nynorsk, dels bokmål, i henhold til brev av 28.1.1987 fra Kirke- og Undervisningsdepartementet: «.. .lærebøker for små elevgrupper (under 300 i året) lages som fellesspråklige utgaver med ca. 40% av innholdet på den ene målform. Ordningen gjøres som en prøveordning for tre år. Deretter vurderes ordningen.« (Ordningen er pr.d.d. ikke endret.)

Det må ikke kopieres fra denne boka i strid med åndsverkloven og fotografi­ loven eller i strid med avtaler om kopiering som er gjort med Kopinor, interesseorgan for rettighetshavere av åndsverk. Printed in Norway 1993: Østlands-Postens Boktrykkeri, Larvik

Utgiver: Vett & Viten A/S Postboks 3, 1355 Bærum PT

Forord

«Boreteknologi 1» dekker sammen med «Boreteknologi 2» og «Bore­ plattformen med utstyr», fagplanen for boretekniske fag i teknisk fag­ skole. Bøkene er også skrevet ut fra industriens behov og reflekterer arbeidsoppgaver som studentene vil møte i arbeidslivet. Jeg vil benytte anledningen til å takke forlaget for en uendelig tålmo­ dighet med meg og mine medforfattere under arbeidet med bøkene.

Stavanger, 17. mars 1993

Einar Framnes

Innhold

1. Trykk-kontroll av Trygve Arnesen 9 1.1. Innledning 9

1.2. Trykk i bergarter 10 1.2.1. Overlagringstrykk (Overburden pressure) 10 1.2.2. Oppbrytningstrykk’(Fracture pressure) 10 1.2.3. Poretrykk (Pore pressure) 11 1.3. Årsaker til dannelse av unormalt høyt poretrykk 12 1.3.1. Piezometrisk væskenivå 12 1.3.2. Reservoarstruktur 13 1.3.3. Temperaturforandringer 14 1.3.4. Sedimentavsetning 14 1.3.5. Bevegelser i jordskorpa 14 1.3.6. Lekkasje langs forkastningssoner eller foringsrør 15 1.3.7. Oppsprekking 15 1.3.8. Diagenesefenomener 16 1.4. Metoder for å registrere høytrykksoner 16 1.4.1. Seismiske undersøkelser 17 1.4.2. Borehastigheten (rate of penetration) 17 1.4.3. D-eksponenten 18 1.4.4. Formasjonsvæske i boreslammet 19 1.4.5. Tetthet av leire (shale density) 20 1.4.6. Slamtemperatur 20 1.4.7. Leirskiferkarakteristikk 21 1.4.8. Etter boring 22 1.5. Statiske trykkforhold i brønnen 22 1.5.1. Hydrostatisk trykk 22 1.5.2. Trykkgradienter 24 1.5.3. Ekvivalent slamtetthet 26 1.5.4. Overbalanse 27 1.5.5. Formasjonsstyrketest 31

1.6. Volum og pumpeberegninger 34 1.6.1. Volumberegninger 35 1.6.2. Pumpeslagsberegninger 37 1.6.3. Tabeller 39

1.7. Dynamiske trykkforhold i brønnen 43 1.7.1. Friksjonstap i sirkulasjonssystemet 43 1.7.2. Ekvivalent sirkulasjonstetthet (ECD - equivalent circulating density) 46 1.7.3. Chokeline/struperør-friksjonen 46 1.8. Gassegenskaper 47 1.8.1. Gass i vannbasert slam 47 1.8.2. Gass i oljebasert slam 50

1.9. Grunn gass 51 1.9.1. Geologi 51 1.9.2. Boring fra flyterigg 53 1.9.3. Boring fra faste innstallasjoner 54 1.9.4. Indikasjoner på grunn gass 56 1.9.5. Pilothull 58 1.9.6. Håndteringsprosedyrer 59 1.9.7. West Vanguard-ulykken 61 1.10. Forhold som kan lede til en innstrømning 65 1.10.1. For lav slamtetthet 66 1.10.2. Tapt sirkulasjon (lost circulation) 67 1.10.3. Bore inn i en høytrykksone 68 1.10.4. Hullet er ikke fylt med slam 68 1.10.5. Suging (swabbing) 68 1.10.6. Gass i slammet (gas cut mud) 71 1.10.7. Bore inn i en oppladet formasjon 74 1.10.8. Tap av hydrostatiske trykk i stigerør 75 1.10.9. Bore inn i en nabobrønn 75 1.11. Indikasjoner på en ustabil brønnsituasjon 75 1.11.1. Økning av borehastigheten (drilling break) 75 1.11.2. Økning av returstrøm 76 1.11.3. Nivåøkning i slamtankene (pit gain) 77 1.11.4. Forandring av pumpetrykk 77 1.11.5. Gass i boreslammet (gas cut mud) 78

1.11.6. Vann i slammet (water cut mud) 78 1.11.7. Brønnen tar ikke rett mengde slam ved uttrekking/innkjøring av borestrengen eller annet utstyr 78

1.12. Innstengning og håndteringsprosedyrer 80 1.12.1. Grunn-gass-håndtering fra flyterigg 80 1.12.2. Grunn-gass-håndtering fra en fast installasjon 84 1.12.3. BOP-stakk montert - flyterigg 84 1.12.4. BOP-stakk montert - fast installasjon 86 1.13. Innstengningsberegninger og betraktninger 86 1.13.1. Innstengningstrykk 86 1.13.2. Beregning av ny slamvekt (kili mud weight - KM W) 92 1.13.3. Beregning av tettheten til en innstrømning 93 1.13.4. Maksimum allowable annular surface pressure (MAASP) 96 1.13.5. Grafisk framstilling 98 1.14. Utsirkuleringsmetoder 100 1.14.1. Vente og veie-metoden. Ingen chokeline-friksjon 101 1.14.2. Vente og veie-metoden. Med chokeline-friksjon 109 1.14.3. Borers metode (Drillers metode) 118 1.14.4. Volumetrisk metode 119

2. Foringsrør av Svein Gleditsch og Einar Framnes 123 2.1. Foringsrørets funksjoner 123 2.2. Typisk foringsrørsprogram 123 2.2.1. Åpningsrør (conductor casing) 123 2.2.2. Forankringsrør (surface casing) 125 2.2.3. Mellomforing (intermeditate casing) 126 2.2.4. Produksjonsforing (production casing) 126 2.2.5. Forlengelsesrør (liner) 126

2.3. Forberedelser 127 2.3.1. Generelt 127 2.3.2. Transport, behandling og lagring av foringsrør 127 2.3.3. Forberedelser på riggen 128 2.3.4. Forberedelser i brønnen 129

2.4. Installasjon av foringsrør 130 2.5. Prosedyre for boring ut av foringsrør 130 2.6. Brønnhodeutstyr 131 2.6.1. Innledning 131 2.6.2. Høytrykksbrønnhode 131 2.6.3. Operasjonsprosedyre 132 2.6.4. Testing av brønnhode og sikkerhetsventil 133 2.6.5. Brønnhodets slitasjeforing 135 2.6.6. Slitasjeforingsverktøy 137 2.6.7. Klargjøring av 13 3/8” foringsrørshenger, pakningsenhet og lande verktøy 138 2.6.8. Målemetode for å bestemme avstand fra foringsrørhengersete til topp av lastring 145 2.6.9. Montering av 13 3/8” slitasjeforing 147 2.6.10. Frigjøring av 13 3/8” slitasjeforing 149 2.6.11. Montering av 9 5/8” foringsrørhenger og pakningselement 149 2.6.12. Forberedelse for den videre boreoperasjonen 149 2.6.13. Bruk av kompensator og sikkerhetsventil ved sprengningstest (leak-off test) ved 9 5/8” foringsrørsko 151 2.6.14. Landing av 7” foringsrør 157 2.6.15. Montering av 7” slitasjeforing og testplugg 158 2.6.16. Utskifting av pakningsenhet (seal assembly) 159 2.6.17. Nødpakningsenhet 160 2.6.18. Andre typer pakningsenheter/låseringer 160

3. Sementering av Rune B. Vik 166 3.1. Innledning 166 3.2. Grunnleggende matematikk 167 3.2.1. Volumberegninger 167 3.2.2. Trykkberegninger 170 3.2.3. Standard sementpastaberegninger 174 3.2.4. Treningsoppgaver 177 3.3. Sementeringsmetoder 179 3.3.1. Primærsementering 182 3.3.2. Reparasjonssementering 189

3.4. Pluggsementering 199 3.4.1. Dump Bailer-metoden 200 3.4.2. Balansert sementplugg-metode 200 3.4.3. To-plugg-metoden 202 3.4.4. Mulige problemer under setting av en balansert-sement-jobb 205 3.4.5. Beregning og gjennomføring av en balansert-sementpluggjobb 209 3.5. Andre sementeringsmetoder 212 3.5.1. Innerstrengsementering 212 3.5.2. Sementering av forlengelsesrør 213 3.5.3 Utvendig- eller ringromssementering 216 3.5.4. Sementering av dype brønner 216 3.5.5. Sementering av retningsborede hull 218 3.6. Eksempler på mislykket sementering 220 3.7. Metoder for å kontrollere en sementeringsjobb 224 3.7.1. Temperaturlogg 224 3.7.2. Radioaktiv sporlogg 225 3.7.3. Sonisk logg (CBL - VDL) 226 3.7.4. Trykktesting 229 3.7.5. Perforering og testing 230 3.7.6. Produksjonshistorie 231

3.8. Testspørsmål 231 3.9. Sementblandesystemer 231 3.9.1. Jetblandesystem 232 3.9.2. Resirkulerende blandesystem 237 3.9.3. Satsblanding (batch mixing) 238

3.10. Oppbevaringsmåter for sementen 239 3.11. Sementeringsenheter 242 3.12. Egenskaper ved sementpastaen 242 3.12.1. Viskositet 244 3.12.2. Separasjon av vann 246 3.12.3. Væsketap 246 3.12.4. Størkningstiden 247

3.12.5. Trykkfasthet 248 3.12.6. Tetthet 248 3.12.7. Sammensetning og klassifisering av sementen 248

3.13. Skillevæsker (spacer fluids) 251 3.14. Tilsetningsstoffer 251 3.14.1 Akseleratorer 252 3.14.2. Forsinkere 252 3.14.3. Vektreduserende additiv 252 3.14.4. Vektøkende additiv 253 3.14.5. Væsketapskontrollerende additiv 254 3.14.6. Friksjonsreduserende additiv 254 3.14.7. Tapt sirkulasjonsadditiv 254 3.14.8. Andre 254 3.14.9. Spesielle forhold i forbindelse med flytende tilsetningsstoffer 255 3.15. Beregning av innpumpningshastigheten til sementpastaen 256 3.15.1. Kontakttiden til sementpastaen 257 3.15.2. Viskositet til væsker 257 3.15.3. Strømningsegenskaper til væsker benyttet i olje/gassbrønner 258 3.15.4. Fortrengningsteorier - plugg strømning mot turbulent strømning 261 3.15.5. Nødvendig settetid for å kunne utføre sementjobben 262 3.16. Beregning av forskjellige sementeringsjobber 262 3.17. Bruk av PC-baserte programmer til å beregne sementjobber 272

4. Borevæsketeknologi av Kjell Thorbjørnsen TT1 4.1. Innledning 277 4.2. Borevæskens funksjoner 280 4.2.1. Transport av borekaks 280 4.2.2. Trykkontroll 285 4.2.3. Danne filterkake 287 4.2.4. Holde borekaks i suspensjon 287 4.2.5. Smøre og kjøle borestrengen 288

4.3. Borevæsketyper 288 4.3.1. Vannbaserte borevæskesystemer 288 4.3.2. Oljebaserte borevæsker 293 4.4. Borevæskekjemikalienes fysiske egenskaper 295 4.4.1. Leirer/vannbaserte borevæsker 296 4.4.2. Viskositetsøkende stoffer 299 4.4.3. Filtertap 301 4.4.4. Gelstyrke 303 4.4.5. Tetthet 303 4.4.6. Borevæskekjemikalienes egenskaper 304 4.4.7. Oljebaserte borevæskekjemikaliers egenskaper 306

4.5. Kjemikaliene i ulike borevæsker 308 4.6. Borevæske retur- og rensesystemer 308 4.6.1. Fortynning 312 4.6.2. Erstatning med ny borevæske 312 4.6.3. Utfelling 312 4.6.4. Utstyr for oppredning/vedlikehold av borevæsker 313 4.6.5. Blandebord/automatiske doseringssystemer for sekkmaterialer 316 4.6.6. Slamtanker 316 4.6.7. Røreverk 317 4.6.8. Slampumper 317

4.7. Kvalitetskontroll av kjemikalier/borevæskesystemer 324 4.7.1. Testing og analysering av borevæsker/kjemikalier 324 4.7.2. Laboratorieutstyr på rigg 325

5. Kjerneboring av Einar Framnes 335 5.1. Innledning 335 5.2. Kjerneboringsutstyr 335 5.2.1. Ytre og indre rør 335 5.2.2. Sikkerhetsledd 337 5.2.3. Trykkavlastingssystem 337 5.2.4. Svivel 338 5.2.5. Borekroner 340

5.2.6. Kjerneholdere 340 5.2.7. Tilleggsutstyr 342 5.3. Sammensetting av kjernesylinder 343 5.4. Operasjonsprosedyrer 347 5.4.1. Forberedelser 347 5.4.2. Operasjonsprosedyrer 349 5.4.3. Brekking av kjerne 352 5.5. Gjenvinning av kjerne 352

6. Slamloggesystemet av Einar Framnes 356

KAPITTEL 1

Trykk-kontroll av Trygve Arnesen

1.1. Innledning Boring etter olje og gass vil alltid være forbundet med risiko for en ukontrollert utblåsing med fare for personell, utstyr og miljø. En ukontrollert utblåsing vil alltid starte med en såkalt «kick», dvs. en innstrømning av olje og gass inn i brønnen. Det er en av boremannskapenes hovedoppgaver å oppdage og håndtere en slik innstrømning før den utvikler seg til en utblåsing. Under boreprosessen vil slamsøylen i brønnen utøve et hydro­ statisk trykk som overstiger det trykk som formasjonsvæskene har. Dette er den primære kontrollen man har over brønnen. Skulle man miste denne kontrollen og en innstrømning oppstår, må boreriggens sikkerhetsventilsystem aktiveres slik at innstrømningen stoppes. Deretter må innstrømning håndteres slik at primærkontroll ved hjelp av slamsøylen igjen opprettes. En stor del av de brønnkontrollproblemer som har oppstått i løpet av årene kan føres tilbake til menneskelig svikt. Det kan være at faresignalene ikke er oppdaget i tide eller at retningslinjer og prosedyrer ikke er fulgt. I dette kapitlet om trykk-kontroll vil det bli fokusert på grunnleg­ gende teori om trykkforhold i formasjonen og i brønnen. Årsaker til og indikasjoner på en innstrømning vil bli gjennomgått i detalj, og viktigheten av disse emneområdene kan ikke presiseres sterkt nok. Videre vil grunnleggende håndteringsprosedyrer og metoder for en innstrømning bli gjennomgått. Neste bok vil gå i dybden innen de ulike emneområder. Riktig håndtering av en innstrømning er viktig, men det viktigste er å hindre at en innstrømning oppstår.

9

1.2. Trykk i bergarter 1.2.1. Overlagringstrykk (Overburden pressure) Trykket som oppstår i en bergart pga. vekten av de overliggende formasjonslag kalles overlagringstrykk. Overlagringstrykket er altså lik tyngden av alle overliggende materialer dividert med area­ let som bærer dette. Ved å benytte gjennomsnittsverdier for porøsitet, tetthet av saltvann og mineralkorn kan teoretiske verdier for overlagringstrykket beregnes. Vanligvis uttrykkes overlagrings­ trykk ved hjelp av trykkgradient, dvs. trykkøkning pr. meter. Overlagringsgradienten er i gjennomsnitt ca. 0,20-0,25 bar/m, men kan ha både en lavere eller høyere verdi avhengig av havdybde og hvor dypt man er i formasjonene.

Fig. 1.2.1. Eksempel på overlagringsgradient.

1.2.2. Oppbrytingstrykk (Fracture pressure) Oppbrytningstrykket er det minste trykket som vil forårsake at formasjonen brytes opp. Dersom slamtrykket i brønnen overstiger oppbrytningstrykket vil formasjonen sprenges og slam vil trenge inn i formasjonen. Tapt sirkulasjon kan bli resultatet, dvs. at slamreturen reduseres eller mistes helt. 10

Vanligvis øker oppbrytningstrykket med dybden, dvs. at forma­ sjonene blir sterkere jo dypere de ligger. Det svakeste punktet i brønnen vil derfor som oftest være rett under foringsrørskoen, og man er derfor interessert i å bestemme oppbrytningstrykket der. Dette gjøres ved å trykkteste formasjonen. En slik test betegnes ofte for en «leak-off test» eller en «formation integrity test» (se kapittel 1.5.5). Selv om det svakeste punktet i en brønn antas å befinne seg like under foringsrørskoen kan man aldri se bort i fra at svakere soner påtreffes dypere. Det finnes flere eksempler på dette forholdet.

1.2.3. Poretrykk (pore pressure) Poretrykket - også kalt formasjonstrykket, er det trykket som en væske eller gass utøver i porene i en sedimentær bergart. Trykket i porene må ikke forveksles med overlagringstrykket. Normalt poretrykk er definert som det hydrostatiske trykket av en saltvannssøyle fra bunnen av brønnen til havnivå. Dette tilsvarer en gradient lik ca. 0,101 bar/m. Med unormale poretrykk menes trykk som er høyere eller lavere enn normalt trykk. Lavere poretrykk enn det normale er sjeldent. Fig. 1.2.2 viser en forenklet fremstilling av overlagringstrykk, oppbrytningstrykk og poretrykk.

Fig. 1.2.2. Trykk-kurver. 11

o

1.3. Årsaker til dannelse av unormalt høyt poretrykk Som tidligere nevnt defineres normalt poretrykk som det hydro­ statiske trykket av en saltvannssøyle fra bunnen av brønnen til havnivå. Man tenker seg at den porøse formasjonen man borer igjennom, strekker seg opp til havbunnen og at den er mettet med saltvann i porene. En vesentlig betingelse for dannelse av overtrykk i en bergart er at det må være en eller annen form for forsegling av bergarten. Av kjente forseglingsmekanismer kan nevnes massive skifre og saltlag, anhydritt, gips, tette kalkstener. mergler og dolomitter. Forkastninger kan også være tette og representere effektiv for­ segling. De fleste av disse forseglingsmekanismer er kjent fra Nord­ sjøen. I et enfasesystem (vann) kan det ikke dannes overtrykk dersom ikke systemet er forseglet totalt. Men dersom det er et flerfasesystem (vann - olje - gass), kan det dannes unormalt trykk pga. oppdriftseffekten av hydrokarbonene i vann, uten at bunnen er forseglet. Det kan da være hydrostatisk trykk i vannet, mens det i hydrokarbonene over, kan være unormalt trykk. I det følgende vil vi berøre de vanligste årsaker til lokal oppbyg­ ging av unormalt høyt trykk.

1.3.1. Piezometrisk væskenivå Dersom den aktuelle formasjonen munner ut på et nivå som er høyere enn toppen av brønnen, vil en få et poretrykk som er høyere enn normalt. Det forutsettes at formasjonen er porøs og permeabel.

Piezometrisk væskenivå

Fig. 1.3.1. Piezometrisk væskenivå. 12

1.3.2. Reservoarstruktur I forseglede reservoarbergarter, f.eks. linseformede, hellende for­ masjoner og antiklinaler, vil formasjonstrykket være normalt i de dypeste deler av reservoaret. Dette trykket vil bli overført til de øverste deler av reservoaret, og danner her overtrykk dersom reservoaret er fylt med olje og/eller gass.

Fig. 1.3.2. Reservoarstruktur.

Eksempel. Som fig. 1.3.2 viser består reservoaret av gass og vann. Trykket i vannfasen er normalt siden bunnen av reservoaret ikke er forseglet. Ved å bruke formelen for hydrostatisk trykk (se kapittel 1.5.1), kan overtrykket i toppen av reservoaret regnes ut. Dybde til gass/vann kontakt: 1600 m Toppen av reservoaret: 1300 m Tetthet av saltvann: 1,03 g/cnr 0,25 g/cm3 Tetthet av gass:

Hydrostatisk trykk i gass/vann-kontakten = 0,0981 • 1.03 • 1600 = 161,7 bar. Hydrostatisk trykk av gassøylen = 0,0981 • 0,25 • 300 = 7,4 bar.

Trykk i toppen av reservoaret = 161,7 bar — 7,4 bar = 154,3 bar.

Normalt trykk på toppreservoarnivå er: 0,0981 • 1,03 • 1300 = 131,4 bar, dvs. at overtrykket i toppen av reservoaret er 154,3 — 131,4 = 22,9 bar. 13

1.3.3. Temperaturforandringer Væsker utvider seg ved oppvarming. Dersom formasjonen synker vil temperaturen øke fordi temperaturen i formasjonene generelt øker med dybden. Dette fører til at formasjonsvæskene utvider seg, og dersom formasjonen er forseglet vil det dannes et overtrykk.

1.3.4. Sedimentavsetning Sedimenter som avsettes, vil alltid ha vann i porene. Det kan være saltvann eller ferskvann. Dette er avhengig av om sedimentene er avsatt i en innsjø eller i havet. Nye lag som avsettes, vil presse sedimentkornene tettere sammen i lagene under. En del av vannet som ligger i porene, blir derfor presset ut. Dersom porevannet ikke kan unnslippe, må porevannet bære vekten av en del av de overlig­ gende materialene. Poretrykket vil derfor bli høyere enn normalt. En sandlinse som er omgitt av leirskifer, vil som oftest ha et høyt trykk da porevannet ikke kan unnslippe fordi leirskifer er ugjen­ nomtrengelig (upermeabelt). I tykke leirskifre vil en også som regel ha unormale trykk av den samme årsaken som er nevnt ovenfor.

Fig. 1.3.3. Sandlinse i leirskiferpakke.

1.3.5. Bevegelser i jordskorpa Forkastninger, saltstokker og erosjon kan føre til at lukkede forma­ sjoner bringes nærmere overflaten. Poretrykket i disse vil dermed bh høyere enn normalt trykk fordi de «tar» med seg trykket opp­ over. Forutsetningen her er at trykket befinner seg i et lukket system. 14

Eksempel: Før heving:

Etter heving:

Fig. 1.3.4. Bevegelser i jordskorpa.

Før heving antar vi normalt trykk; 0,0981 • 1,03 • 2000 = 202 bar. Etter heving ligger sandlinsen på 1500 m og trykket i sandlinsen vil fortsatt være 202 bar dersom linsen er helt forseglet. Det hydrostatiske trykket på dette dypet vil normalt være: 0,0981 • 1,03 • 1500 = 152 bar, dvs. at overtrykket i sandlinsen er 202 — 152 = 50 bar.

1.3.6. Lekkasje langs forkastningssoner eller for­ ingsrør Porøse formasjoner kan få øket trykk dersom de kommer i forbin­ delse med dypere høytrykksreservoar. Slike forbindelser kan oppstå på utsiden av foringsrør i gamle brønner med dårlig sementering eller ved lekkasjer langs forkastningssoner.

1.3.7. Oppsprekking Sprekker (store/små), i f.eks. tykke kalksteinsformasjoner, kan oppstå ved saltbevegelse. Hydrostatisk trykk fra store dyp kan 15

VÆSK ESØY L E < S S S S S S S S S

HAVBUNN

Fig. 1.3.6. Overtrykk i forbindelse med oppsprekking.

forplante seg gjennom dette sprekksystemet og opp i grunnere formasjoner.

1.3.8. Diagenesefenomener Diagenese omfatter dannelse av nye mineraler, redistribusjon og krystallisasjon i sedimentene. Et resultat av dette kan være tap av porøsitet. Dersom frigitt væske ikke unnslipper, bygger det seg opp et unormalt høyt trykk.

1.4. Metoder for å registrere høytrykksoner Før en brønn bores og under selve boreoperasjonen er det viktig å kunne oppdage eventuelle høytrykksoner. Dette for å minimalisere risikoen for en innstrømming av formasjonsvæske (kick). Erfaring tilsier at den beste måten å unngå dyre feiltolkninger av høytrykksoner på, er å benytte flere trykkindikatorer. Det finnes en rekke metoder for å detektere høytrykksoner på. Ikke alle er like mye brukt, og ikke alle er like gode, men ved kombinasjon av flere metoder kan man få bedre resultater enn ved bruk av få.

1.4.1. Seismiske undersøkelser Fra geologiske og seismiske undersøkelser kan man oppdage om­ råder hvor det kan være unormalt høye trykk. Lydbølgenes hastig­ het er avhengig av tettheten til bergartene. Jo høyere tetthet en bergart har, desto høyere hastighet har lydbølgene. I høytrykks16

soner er ikke bergartene så sammenpresset som under normale trykk. Med andre ord vil høytrykkssonen ha en større porøsitet og dermed lavere tetthet og lavere hastighet enn normalt for tilsvaren­ de dyp. De seismiske undersøkelsene kan gi grunnlag for grov lokalis­ ering av høytrykkssoner i et område. De vil sjelden være istand til å avsløre tynne, lokale høytrykksformasjoner. Det er også mulig å identifisere forkastninger, tykke strukturer, m.m., hvor en kan forvente å finne unormale trykk. Dersom det er boret andre brønner i området, vil disse være til stor hjelp i denne sammenheng. Dersom eventuelle høytrykks­ formasjoner som er observert i nabobrønnene strekker seg inn i området hvor den nye brønnen skal bores, kan dette oppdages ved å studere seismiske profiler og geologiske kart.

1.4.2. Borehastigheten (rate of penetration) Borehastigheten er avhengig av flere variable:

• • • • • •

vekt på borekronen rotasjonshastigheten formasjonstype det hydrauliske program slitasje av borekronen differensialtrykket.

Dersom alle parametrene over er tilnærmet konstante vil det være en direkte sammenheng mellom borehastigheten og differensial­ trykket. Differensialtrykket (også kalt overbalanse) er forskjellen mellom det hydrostatiske trykket av slammet og poretrykket (AP = Ph - Pp)Ved stort differensialtrykk, dvs. at slamtrykket er mye større enn poretrykket, vil det være et stort nettotrykk som presser borekuttet (cuttings) mot bunnen av brønnen og forhindrer dette i å løsrive seg fra formasjonen under boring. Dette fører til lav borehastighet. Dersom det er et negativt differensialtrykk. dvs. at poretrykket er større enn slamtrykket, vil dette medføre at bergartsfragmenter lett løsrives fra formasjonen. Dette gir en høy borehastighet. Fig. 1.4.1 skisserer sammenhengen mellom borehastighet og dif­ ferensialtrykk (overbalanse). Dersom man under boring får en økning i borehastigheten er dette et varsel om lavere differensial­ trykk i brønnen og følgelig høyere formasjonstrykk. En økning i borehastigheten kalles på fagspråket for en «drilling break». Problemet med denne deteksjonsmetoden er de normale varia­ sjoner i formasjonstyper og vanlig slitasje av borekronen som påvir-

17

Fig. 1.4.1. Sammenheng mellom differensialtrykk og borehastighet.

ker borehastigheten og dermed vanskeliggjør tolkningen av en dril­ ling break. Fig. 1.4.2 viser et typisk forløp.

Dybde

Fig. 1.4.2. Variasjoner i borehastighet.

1.4.3. D-eksponenten Metoden over er som sagt avhengig av mange variable. For å eliminere effekten av disse variable ble d-eksponenten innført. Denne beregnes etter følgende formel:

log (R/60 N) log (12 W/106 D)

18

hvor R - borehastighet (ft/h) N - rotasjonshastighet (rpm) W - vekt på borekronen (Ibs) D - diameter på borekronen (in) Verdier for d-eksponenten beregnes etterhvert som det bores dypere. Ved å plotte disse verdiene mot dybden kan vi dra en trendlinje (se fig. 1.4.3). Avvik fra trendlinjen kan indikere en mulig høytrykksone.

Fig. 1.4.3. Eksempler på d- og dc-eksponent.

Modifisert d-eksponent (dc) For også å kunne korrigere for variasjoner i slamvekt, er det innført en normalisert d-eksponent for den effektive slamvekten. d-eksponent korrigert for slamvekt gir en bedre markering av høytrykksoner. Dette sees klart utfra fig. 1.4.3. Den er uttrykt på følgende måte:

dc = d • (MW]/MW2) der dc = korrigert d-eksponent MW] = normal slamvekt MW2 = aktuell slamvekt

1.4.4. Formasjonsvæske i boreslammet Oppdages spor av formasjonsvæske i slammet kan dette være tegn på at det bores inn i en høytrykksone. En må her skille mellom innstrømming og formasjonsvæske fra utboret formasjon. Man har følgende muligheter: a) innstrømning fra en formasjon med lav permabilitet.

19

b) såkalt «connection» eller «trip gas». Dette er gass som er sugd inn i brønnen pga. stempeleffekten nar borestrengen heises opp uten at slamsirkulasjonen er i gang. c) utboret gass (drilled gas). Dette er gass som blir frigjort fra de utborede formasjonsmaterialer, dvs. at slik gass kan opptre selv om vi har overbalanse i brønnen. Gass i boreslammet er nærmere omtalt i kapittel 1.10.6.

1.4.5. Tetthet av leire (shale density) Tettheten av leire vil øke med økende dybde pga. økende overlag­ ringstrykk. Tetthetsmålinger av borekakset utføres ved hjelp av forskjellig måleutstyr og blir plottet som en funksjon av dybde. Den vil da danne seg en trend som gir økende tetthet med økende dyp, slik som fig. 1.4.4 viser. Avvik i fra denne trenden i form av at tetthet­ en ikke øker eller den avtar, tolkes som et tegn på økning i pore­ trykk. Dette har sammenheng med at leire i en høytrykkssone er mindre komprimert og følgelig har lavere tetthet enn normalt.

Fig. 1.4.4. Tetthet av leire.

1.4.6. Slamtemperatur Leirformasjoner med høyt trykk leder varme forholdsvis dårlig. Varme nedenfra slipper ikke så lett igjennom et slikt leirlag, og

20

varme blir derfor akkumulert under høytrykkssonen. Dette med­ fører at formasjonen får en høyere temperatur enn normalt. Tilsva­ rende vil lagene over en høytrykksleirformasjon ha en lavere tem­ peratur. En typisk temperaturfordeling i nærheten av en leirformasjon med høyt trykk er vist i hg. 1.4.5 hvor toppen på høytrykksformasjonen er på ca. 900 m.

Fig. 1.4.5. Plott av temperatur/dyp fra en Nordsjø-brønn.

Formasjonens temperatur kan måles indirekte ved å sammen­ ligne returslammets temperatur med temperaturen på det slammet som pumpes ned i brønnen. Dette er en enkel metode, men den er forbundet med mange feilkilder, som må tas i betraktning når vi skal tolke resultatene. En markert økning i temperaturen kan også ha andre årsaker enn høyere formasjonstrykk. Det kan ganske enkelt være en forandring i typen bergart det bores i.

1.4.7. Leirskiferkarakteristikk Ut fra formen på borekaks kan man i visse situasjoner se når det bores inn i en høytrykkssone. Boreraten øker og større borekaks kommer til overflaten. I tillegg vil formen på borekakset forandre seg, slik at det oppstår skarpe kanter og hjørner. 21

1.4.8. Etter boring Etter at boringen av brønnen er ferdig, benyttes log-data for å lokalisere eventuelle høytrykksformasjoner. Denne informasjonen brukes dersom man skal bore flere brønner idet samme området. Unormale trykkformasjoner kan bestemmes ut fra resistivitetslogger og soniske logger. En leirformasjon med unormalt trykk har forholdsvis høy porøsitet. Den inneholder derfor mer saltvann, og derfor vil den lede strøm bedre enn «normale» leirformasjoner. En resistivitetslogg registrerer elektrisk motstand (resistivitet). Om­ råder med lavere resistivitet enn normalt kan derfor være en høytrykkssone. Sonisk logg registrerer lydhastigheten i en bergart. Lydhastighe­ ten er avhengig av porøsiteten til bergartene og dermed også for­ masjonens gjennomsnittlige tetthet. Generelt vil en bergart med høy porøsitet ha lav lydhastighet. De formasjoner som har en lavere lydhastighet enn trenden, kan således inneholde høyere trykk.

1.5. Statiske trykkforhold i brønnen 1.5.1. Hydrostatisk trykk Slamsøylen utøver et hydrostatisk trykk i brønnen som er avhengig av slammets tetthet. Dette trykket må være større enn poretrykket for å hindre at formasjonsvæske trenger inn i brønnen, og følgelig vil overvåking og registrering av slamvekten være en viktig arbeids­ oppgave for boremannskapene. Til tross for automatiske tetthetsmålere, blir slammet som pumpes inn i brønnen samt returslammet manuelt sjekket regelmessig. Det hydrostatiske trykket av slammet beregnes fra følgende for­ mel:

PH = 0,0981 • p- TVD hvor PH - hydrostatisk trykk (bar) p- tetthet (g/cm3) TVD - vertikal dybde (m) (true vertical depth) Fig. 1.5.1 viser hvilket arbeidsområde vi har for det hydrostatiske slamtrykket. Velger man for høy slamtetthet vil formasjonen sprenges. Blir slamtetthet for lav derimot kan en innstrømming oppstå.

22

Dybde

Fig. 1.5.1. Arbeidsområde for slamtrykk.

Det hydrostatiske trykket på bunnen av brønnen forårsaket av slammet, blir betegnet BHP (bottom hole pressure). Overbalansen, dvs. forskjellen mellom det hydrostatiske trykket av slammet og poretrykket, holdes vanligvis på et minimum for å: a) redusere muligheten for oppsprekking av formasjonen. b) minimalisere faren for differensiell fastkjøring av borestrengen eller foringsrørene. c) oppnå maksimal borehastighet. Ved beregning av hydrostatiske trykkforhold i en brønn må man alltid bruke vertikale dybder (TVD). Dette er spesielt viktig ved retningsboring der det er stor forskjell pa brønnens målte dybde (MD) og vertikale dybde (TVD). Eksempel 1. Slamtetthet i brønnen er 1.34 g/cmT Beregn det hydrostatiske trykket på bunnen av brønnen (se hg. 1.5.2).

PH = 0,0981 • p • TVD = 0,0981 • 1,34 • 1500 = 197 bar Eksempel 2. Brønnen er fylt med slam med tetthet pa 1.45 g/cm3 ned til 1100 m MD (700 m TVD) og tetthet pa 1.32 fra 1100 m til 2200 m MD (1500 m TVD). Beregn bunnhvllstrykket (se hg. 1.5.3).

Pji = 0.0981 • 1.45 • 700 + 0,0981 • 1,32 (1500 - 700) = 203 bar

23

Fig. 1.5.2. Brønndybde/vertikal dybde.

Fig. 1.5.3. Illustrasjon for eksempel 2.

1.5.2. Trykkgradienter Trykkgradienter brukes for å uttrykke trykkforhold i formasjonen eller i en brønn. En trykkgradient er definert som trykkøkning pr. meter, og fremkommer ved å dividere trykket på en gitt dybde med dybden (TVD).

AG = P/TVD hvor AG - trykkgradient (bar/m) P - trykk (bar) TVD - vertikal dybde (m)

24

Er trykkgradienten kjent, kan trykket på en gitt dybde enkelt beregnes.

Eksempel 1. På 1500 m er det hydrostatiske trykket 165 bar. Hva er trykkgradienten og hva er det hydrostatiske trykket på 3600 m? Trykkgradient: AG = 165 bar/1500 m = 0,11 bar/m Hydrostatisk trykk på 3600 m:

PH = 0,11 bar/m • 3600 m = 396 bar Eksempel 2. Slamtettheten er 1,49 g/cm3 Hva tilsvarer dette i trykkgradient?

PH = 0,0981 • p • TVD Divider begge sider med TVD så får man

= 0,0981 • p.

Gradienten vil bli; AG = 0,0981 • p = 0,0981 • 1,49 = 0,146 bar/m

Fig. 1.5.4 viser hvordan trykkgradienter kan brukes for å uttrykke trykkforhold i formasjonen for et gitt område.

Eig. E5.4. Trykkgradient (bar/m)

Eksempel 3. Beregn henholdsvis poretrykk og oppbrytningstrykk på 2000 m og 3000 m TVD utfra fig. 1.5.4. 2000 m: Poretrykk = 2000 -0,125 = 250 bar Oppbrytningstrykk = 2000 • 0,173 = 346 bar 3000 m: Poretrykk = 3000 • 0,142 = 426 bar

25

Oppbrytningstrykk = 3000 • 0.183 = 549 bar Gradientene leses ut fra figuren.

1.5.3. Ekvivalent slamtetthet Ekvivalent slamtetthet brukes også for å uttrykke trykkforhold i formasjonen og i en brønn. Med ekvivalent slamtetthet menes den tetthet som et homogent slam må ha for å gi et hydrostatisk trykk som er lik trykket på en gitt dybde.

P Pekv " 0,0981 • TVD hvor pekv - ekvivalent slamtetthet (g/cm3) P - trykk (bar) TVD - vertikal dybde (m)

Eksempel 1. En brønn har en vertikal dybde på 2600 m og bunnhullstrykket er 420 bar. Hva er den ekvivalente slamvekt? Pek v —

420 bar = 1.65 g/cirr 0,0981 • 2600

Eksempel 2. En brønn er 2250 m TVD. Brønnens øvre del, 850 m, er fylt med sjøvann med tetthet 1.03 g/cirr. Resten av brønnen er fylt med slam med tetthet 1.46 g/cm\ Hva blir den ekvivalente slamtetthet i brønnen? Bunnhullstrykket PH = 0,0981 • 1.03 • 850 + 0,0981 • 1,46 (2250850) = 286 bar

2250 m TVD

Fig. 1.5.5. Eksempel 2. 26

Ekvivalent slamtetthet 286 i -in / 3 n . =------------------ = 1,30 g/cm Pekv 0,0981 • 2250 &

Eksempel 3. Etter at foringsrør er satt og sementert, bores 3-5 m ny formasjon og formasjonen trykktestes. Dette kan gjøres ved å stenge inn brønnen og trykke opp systemet ved hjelp av sementeringsenheten (se fig. 1.5.6).

Fig. 1.5.6. Formasjonsstyrketest. Dersom brønnen er fylt med 1,32 g/cnr slam og brønnen trykkes opp med 62 bar, får vi følgende ekvivalent slamtetthet: 6? pekv =------------------ + 1,32 = 1,56 g/cm Pekv 0,0981 • 2620 6 På samme måte som trykkgradienter, kan ekvivalent slamtetthet brukes for å uttrykke trykkforhold i formasjonen for et gitt område. Dette er vist i fig. 1.5.7.

1.5.4. Overbalanse Som tidligere nevnt ønsker man å holde overbalansen i brønnen på et minimum under boreoperasjonen. men på en annen side må vi ha en sikkerhetsmargin i forhold til poretrykket. Det er ulike meto­ der for å komme frem til størrelsen av denne sikkerhetsmarginen og man bruker her uttrykk som «trip»-margin og stigerørsmargin (riser margin).

27

Fig. 1.5.7. Trykk-kurver.

a) Trip-margin Når borestrengen trekkes ut av brønnen (tripping) virker borestrengen som et stempel og skaper en sugeeffekt under borekronen som kan forårsake trykkreduksjon på bunnen av brønnen (swabbing). Blir denne trykkreduksjonen tilstrekkelig stor kan formasjonsvæske strømme inn i brønnen. For å kompensere for denne sugeeffekten bruker enkelte operatørselskaper et tillegg i slamtettheten som betegnes trip-margin.

Minimum trip-margin: 0,012 • YP

Ptm

Dhull

D

l

CM CO iT>

co n o

CM •«» CO CO Ml »

8/9 8i

Z Z

T'~-

— æ CM — o CT>

Z£Z rz

CD X

■W Cl CO r— co co cT> -v m o

7.1

- - - 61

O M

91

•cr M

CO CO co » mCM— —

7 7

48

47 46 45

1

49

48 3 47 3

463 60 59 58

60 0 58

50 3 49 0 47 8

52.7 51 4 2

50

54 8

53

52 3

57 8 56 9 55 6 4

54

59

58 3

57 0

55 8

4

5

58 2 57 0

57 9

2

77 2

407 8 *07 2

8X8

OO

S S n

02

267 0

310 0

177 8 177.2

3

7

184

4

397 o :396


Vstål - indikerer innstrømning. Fig. 1.10.3 viser et vanlig «trip-tank-skjema» som brukes for å registrere volum og beregne teoretiske verdier for stålvolum ved kjøring av utstyr inn og ut av brønnen.

1.10.5. Suging (swabbing) Når borestrengen trekkes ut av brønnen virker borestrengen som et stempel som vil redusere det hydrostatiske trykket på bunnen av brønnen (se fig. 1.10.4). Størrelsen av denne trykkreduksjonen er avhengig av faktorer

68

Nr. av stand

Trip-tank volum

r

Teoretisk fortrengningsvolum

Fortrengningsvolum

2r

r

Avvik

7

Fig. 1.10.3. Trip-tankskjema.

Reduksjon i trykket under borekronen

Dette vol. må erstattes ov slam som strømmer til fra Øvre del av brønnen

Fig. 1.10.4. Reduksjon i trykket under borekronen.

som:

• • • •

klaring mellom borestreng, spesielt vektrør, og brønnvegg borestrengens hastighet viskositet og gelestyrke av slammet grad av tilskitnet bunnhullsutstyr (balled equipment) som f.eks. stabilisatorer og borekrone • tykkelse av filterkake på brønnvegg.

69

Blir denne effekten for stor kan formasjonsvæske bli «sugd» inn i brønnen. Tabell 1.10.1 viser størrelsen på «swab»- og «surge»-trykk ved tripping med borestreng. Surge-trykk oppstår når borestrengen kjøres inn i brønnen, noe som vil medføre trykkøkning på bunnen av brønnen.

Tabell 1.10.1. Swab- og surge-trykk på 3650 m, 5"DP og 183 m 6T'DC

Uttrekkings hastighet

Dybde(m)

(sek/stand)

(m/min)

P.V. (Cp)

3650 3650 3650 3650 3650 3650 3650 3650 3650 3050 3050 3050 3050 3050 3050 3050 3050 3050 2440 2440 2440 2440 2440 2440 2440 2440 2440 1525 1525 1525

60 50 40 60 50 40 60 50 40 50 40 30 50 40 30 50 40 30 50 40 30 50 40 30 50 40 30 40 30 20

28 33 42 28 33 42 28 33 42 33 42 56 33 42 56 33 42 56 33 42 56 33 42 56 33 42 56 42 56 84

15 15 15 25 25 25 25 25 25 15 15 15 25 25 25 25 25 25 15 15 15 25 25 25 25 25 25 15 15 15

70

YP (lbs/100ft2)

Swab-surgetrykk mudpower law (bar)

6 6 6 17 17 17 33 33 33 6 6 6 17 17 17 33 33 33 6 6 6 17 17 17 33 33 33 6 6 6

3,6 3,6 4.6 7,5 8.6 10,2 14.9 16,6 19.1 3.1 4.0 6.3 7,5 8,8 11,0 14,3 16,3 19,5 2,6 3,4 5,4 6.2 7,4 9.2 11.9 13,7 16,2 2,5 3,9 8,5

Trip-tanken er et viktig hjelpemiddel for å kontrollere at swabbing ikke medfører innstrømning. Minker ikke volumet i trip-tanken i henhold til trip tank skjema når borestrengen trekkes ut, så vet vi at trykket på bunnen reduseres, og at det er en mulighet for innstrømn­ ing. Dersom brønnen ikke «tar» slam ved uttrekking av borestren­ gen, så skal man gå tilbake til bunnen med borestrengen og sirkulere for å sjekke om formasjonsvæske har strømmet inn. Det er vanskelig å sette eksakte grenser for når dette bør gjøres. Dette avhenger av mange faktorer og læres gjennom praktisk erfaring. Ved trange hull må man ofte arbeide borestrengen opp og ned for å komme ut med borestrengen uten å sette den fast. Dersom det brukes en tilbakeslagsventil (fioat valve) i borestrengen, vil denne virke som en pumpe. Nar borestrengen trekkes oppover, suges slam ut av borestrengen. Når borestrengen kjøres ned, stenger tilbakeslagsventilen og slammet fortrenges opp annulus. Fortsetter man slik så øker nivået i trip-tanken og det kan være vanskelig å skille mellom denne pumpeeffekten og en innstrømming. Borestrengen kan fylles for å avklare om trykkreduksjonen har ført til en innstrømning. Praktisk erfaring og kjennskap til formasjonene er igjen viktig for å håndtere en slik situasjon riktig.

1.10.6. Gass i slammet (gas cut mud) Små mengder av gass i slammet er et vanlig fenomen under boreoperasjonen og kan i enkelte spesielle situasjoner lede til en innstrømning. Selv om gass i slammet vanligvis ikke representerer en kritisk situasjon er det viktig at vi er i stand til å tolke gassignalene riktig slik at vi kan fastslå opphavet til gassen. Små gassmengder eller spor av gass i slammet kan ha flere årsaker: 1) gass fra utboret materiale (drilled gas/background gas) 2) gass fra en formasjon med lav permeabilitet (produced gas) 3) «swabbing» ved sammenskjøting av et nytt borerør (connection gas) eller ved uttrekking av borestrengen (trip gas) 1. Gass fra utboret materiale kan ikke unngås når gassholdige formasjoner bores. Dersom gassen representerer store mengder slik at den effektive tettheten reduseres tilstrekkelig kan dette i en ekstreme situasjoner føre til en innstrømning som f.eks. ved boring i grunne formasjoner med stor diameter på borekronen. Normalt vil bare en mindre reduksjon i bunnhullstrykket oppstå fordi størstedelen av gassekspansjonen skjer nær overflaten. Reduk­ sjonen i bunnhullstrykket pga. «gas cut mud» kan beregnes fra følgende formel eller leses ut av fig. 1.10.5.

71

Fig. 1.10.5. Trykkreduksjon p.g.a. «gas cut mud».

72

AP = 2,3 P

Pgas cut

• log BHP

Pgas cut

hvor AP - reduksjon i bunnhullstrykket, bar p- opprinnelig slamtetthet, g/cm3 Pgas cut _ slamtetthet med gass, g/cm3 BHP - opprinnelig bunnhullstrykk, bar Eksempel. Vi borer på 1570 m TVD og benytter en slamtetthet på 1,39 g/cm' Vi får gass i returslammet og slammet har da en tetthet på ca. 0,9 g/cm3 Hvor stor er trykkreduksjonen på bunnen av brønnen?

/i 3Q_() AP = 2,3 -* log 0,0981 • 1,39 • 1570 = 2,9 bar \ 0,9 / Eksemplet viser at selv om slamvekten reduseres kraftig fra 1,39 til 0,9 g/cm3 vil bare en liten trykkreduksjon oppstå. Dette betyr imidler­ tid ikke at en innstrømning er utelukket, så aktsomhet er selvsagt bestandig nødvendig.

2. En kontinuerlig strøm av gass fra en gassholdig formasjon med lav permeabilitet og inn i brønnen kan utvikle seg til det verre dersom gassen reduserer den ekvivalent slamtetthet gradvis ved at slammet

Dybde

Fig. 1.10.6. Gassavlesninger. 73

resirkuleres uten å benytte degasser. Det er viktig å følge trenden for slike gassmålinger og vurdere å øke slamtettheten dersom det er mulig. 3. Gass som suges inn (swabbing) ved sammenskjøting av borerør eller ved uttrekking av borestrengen eller foringsrørsstrengen frem­ kommer som økte gassavlesninger etter å ha sirkulert «bunnen opp». Fig. 1.10.6 skisserer gassavlesninger som stammer fra gass som suges inn ved sammenskjøting av borerør. Gass som suges inn i brønnen kan representere et problem fordi gassen ekspanderer kraftig nær overflaten. Dette kan redusere det hydrostatiske trykket i brønnen i en utstrekning som medfører en ny innstrømning. Det må understrekes at gassavlesninger er en av de viktigste parametre vi har for å tolke forholdene i brønnen og det er svært viktig at vi tolker disse gassavlesningene riktig.

1.10.7. Bore inn i en oppladet formasjon Dersom det ved boring av en brønn oppstår en underjordisk utblås­ ing. kan formasjoner lades opp med høyere trykk enn de opprinnelig hadde. Det samme kan hende dersom sementeringen rundt for­ ingsrør er utilstrekkelig og en lekkasje oppstår mellom formasjonene og foringsrøret.

Hendelse. Fig. 1.10.7 viser en situasjon som førte til en innstrømning av olje og gass pga. et oppladet formasjonslag. Oppladningen har skjedd som en følge av en underjordisk utblasning i en tidligere nabobrønn (brønn B), som ble boret ca. 150 m bortenfor. Det forventede formasjonstrykket i brønn A var 1,1 g/cm' ekvivalent, men man måtte opp i en slamvekt på 1,75 g/cm' for å overvinne det oppladede trykket.

74

1.10.8. Tap av hydrostatiske trykk i stigerør Dersom stigerøret som brukes ved boring fra flytende rigger svikter eller fjernes, vil bunnhullstrykket reduseres. Dette kan medføre en underbalanse i brønnen og påfølgende innstrømming. Man kan forsikre seg mot dette dersom det i overbalansen inkluderes en stigerørsmargin der dette er praktisk mulig. Beregning av stigerørsmargin er omtalt i kapittel 1.5.4.b.

1.10.9. Bore inn i en nabobrønn Når man borer brønner fra en produksjonsplattform kan avstanden mellom brønnslissene f.eks. være 2,5 m. Antall brønner varierer fra 10 til 40, og faren for at det kan bores inn i en produserende nabobrønn er tilstede. Denne faren er størst ved boring av øvre hullseksjoner, og en eventuell innstrømning kan få katastrofale konsekvenser. Ved hjelp av god brønnplanlegging og god kontroll over hullbanene skal dette normalt ikke by på problemer, men forhåndsregler som nedstengning av nabobrønner og bruk av lytteut­ styr montert på nabobrønner må vurderes.

1.11. Indikasjoner på en ustabil brønnsituasjon Under de forskjellige fasene av boreoperasjonen, vil man få indika­ sjoner dersom en ustabil brønnsituasjon oppstår. Følgende indika­ sjoner skal vi se nærmere på: • • • • • • •

økning i borehastigheten økning av returstrøm nivåøkning i slamtankene forandring i pumpetrykk gass i slammet (gas cut mud) vann i slammet (water cut mud) hullet tar ikke rett mengde slam ved uttrekking av borestrengen eller annet utstyr.

1.11.1. Økning av borehastigheten (drilling break) Som nevnt i kapittel 1.4.2 er borehastigheten bl.a. avhengig av differensialtrykket. Bores det inn i en høytrykksone avtar differensialtrykket og borehastigheten vil i de fleste tilfeller øke. Dette kalles for en «drilling break» og skal tolkes som en mulig økning i formasjonstrykket og dermed fare for en innstrømming. Etter en drilling break

75

Fig. 1.11.1. Reduksjon i differensialtrykk (P) kan medføre kraftig økning i borehastighet.

skal man foreta en strømningssjekk (flowcheck), for å avdekke en eventuell innstrømning så tidlig som mulig. Fig. 1.11.1 viser hvordan en reduksjon i differensialtrykk kan medføre økning i borehastigheten. Ofte vil derimot en drilling break være et resultat av en forandring i formasjonstype.

1.11.2. Økning av returstrøm Ved normal boring vil væskemengden som kommer i retur til overfla­ ten være lik den væskemengden som blir pumpet ned borestrengen. En økning av returstrømmen vil indikere at formasjonsvæske strøm­ mer inn i brønnen, og skal oppfattes som et klart faresignal. Det finnes flere typer strømningsmålere, men da vi bare er interessert i forandringer i strømningsrate brukes f.eks utstyr som vist i fig. 1.11.2.

Str®mnmgs hastighetsmåler

— På borepanelet

Fig. 1.11.2. Væskestrømmåler i returrøret.

76

Dette er et svært godt hjelpemiddel for å oppdage en innstrømning så tidlig som mulig. På en flyterigg vil strømningshastigheten variere pga. riggens vertikale bevegelser og følgelig virke forstyrrende, men det finnes utstyr som kan monteres i stigerøret for å eliminere dette.

1.11.3. Nivåøkning i slamtankene (pit gain). Strømmer det mer slam ut av brønnen enn det som pumpes inn, medfører dette en økning av nivået i slamtankene. Oppstår det en uventet økning i slamvolum så skal man foreta en strømningssjekk umiddelbart. En vanlig feil som gjøres er å sjekke med pumperom og slambehandlingsrom for å finne årsaken til volumøkningen samtidig som kick-situasjonen forverrer seg. Husk: Jo fortere en innstrømning stoppes, desto mindre blir innstrømningsvolumet og desto større blir muligheten for en vellyk­ ket utsirkulering. Ved boring av øvre hullseksjoner taes det ut store mengder borekaks av hullet. Dette medfører at det aktive slamvolum avtar gradvis under boring og vanskeliggjør dermed avdekking av en innstrømning. Økning i returstrøm er den absolutt beste indikasjon ved boring av øvre hullseksjoner. Det kan ikke poengteres sterkt nok at borer, «mudlogging»operatører og tårnmenn hele tiden har full kontroll over slamvolum i tankene og kommuniserer godt når slam forflyttes fra tank til tank. Det har gjennom tidene vært mange unødvendige hendelser som har oppstått pga. dårlig kommunikasjon.

1.11.4. Forandring av pumpetrykk Ved en innstrømming vil pumpetrykket teoretisk stige litt for så å avta gradvis. Trykkøkningen skyldes at innstrømmingen flokkulerer

Fig. 1.11.3. Økning/minsking av pumpetrykket. 77

slammet og på den måten øker viskositeten og dermed pumpetryk­ ket. Etterhvert som innstrømmingen fyller annulus vil vi få en U-rørs effekt som igjen resulterer i lavere pumpetrykk. Dette er spesielt merkbart ved gassinstrømming.

Slam

Slam

Innstrømning

Fig. 1.11.4. U-rørseffekten.

1.11.5. Gass i boreslammet (gas cut mud) Gass i slammet kan være en indikasjon pa at mindre mengder gass har strømmet inn i brønnen. Som nevnt i kapittel 1.10.6 er gassavlesninger et viktig redskap for å tolke forholdene i brønnen og vi må alltid foreta en nøye vurdering av disse data.

1.11.6. Vann i slammet (water cut mud) Dersom en vannbærende formasjon bores og det siver vann inn i brønnen, vil dette forandre egenskapene til slammet. Hvis vann­ mengdene er små og ikke igjenspeiles i form av økt returstrøm og økt slamvolum vil dette kunne avdekkes ved redusert slamtetthet og økt kloridinnhold i slammet.

1.11.7. Brønnen tar ikke rett mengde slam ved uttrekking/innkjøring av borestrengen eller annet utstyr Når borestrengen eller annet utstyr trekkes ut av brønnen må brønnen etterfylles hele tiden for at væskenivået ikke skal synke. Dette kontrolleres ved hjelp av etterfyllingstanken. Dersom det etterfylte volum er mindre enn de teoretisk beregnede verdier

78

indikerer dette i utgangspunktet at formasjonsvæske har trengt inn i brønnen. Dersom dette er konklusjonen skal borestrengen, eller aktuelt utstyr, kjøres tilbake til bunnen slik at eventuell innstrømning kan sirkuleres ut av brønnen.

Hendelse-, Vinland. Boreplattformen Vinland måtte evakueres pga. en gassutblåsning i 1984. Brønndata; 9F foringsrør satt til 4790 m 7" forlengelsesrør satt til 5142 m 5" forlengelsesrør satt til 5735 m gjennom et vindu i 7" forlengelsesrør på 5115 m. Testing ble foretatt i forskjellige dybder og siste test ble utført på 5191 m og 5199 m.

Hendelsesforløp. Etter siste test var 5" forlengelsesrør plugget med en mekanisk plugg og en 5 m sementplugg lagt på toppen av denne. Pluggen var testet til 345 bar ovenfra. De var på vei ned i hullet med 8F borekrone, 9F casing-skraper og 31" borerør. Inne i borerøret var en tilbakeslagsventil (float valve) montert. Da borekronen var ved 2700 m reduserte de slamvekten fra 2,1 g/cm3 til 1,2 g/cm' før neste formasjonstest (DST). Før man fortsatte å gå inn i hullet igjen, ble det pumpet 8 m3 slam med tetthet 1,68 g/cm3 inn i borestrengen for å holde balansen mot det tyngre slammet lengre ned (slug). Følgende skjedde: 1) Gikk i hullet med 2 stands og fikk ca. 450 liter tilbake i triptanken. 2) Deretter 5 stands og fikk 1600 liter tilbake. Det ble nå stans fordi 2 stands 31" borerør falt ut av innfestningen i boretårnet. Borer gikk ut av «drillerbua». 3) Da borer var tilbake i drillerbua oppdaget han at det var kraftig innstrømning i trip-tanken. 4) Han observerte at en overføringspumpe var i bruk og trodde at denne var tilkoblet trip-tanken. Han ba slamingeniøren om å sjekke dette, og fikk negativ tilbakemelding. 5) Borer sendte assisterende borer ned i pumperommet for å sjekke om man pumpet inn i trip-tanken, men fikk negativ tilbakemeld­ ing6) Brønn ble sjekket før strømning, og det viste seg at slam strømmet ut. 7) Drivrøret (kelly) ble montert. 8) Slam strømmet nå opp gjennom rotasjonsbordet. 9) Boresjef aktiverte øvre ringromsventil uten at dette reduserte utstrømningen. Slam sprutet nå ut over hele boredekket. 79

10) Rotasjonsbordet ble løftet opp og drivrøret løsnet fra kroken og falt til siden av boretårnet. Borerøret hang da i «slipset» i rotasjonsbordet. 11) Boresjef greide ikke å operere utblåsningsventilen fra panelet i drillerbua pga. slamsprut, og han sprang derfor ned til den hydrauliske kontrollenheten og stengte skjærventilen. 12) Utstrømningen stoppet, men startet igjen etter kort tid. 13) Plattformen ble evakuert.

Vurderinger. Brønnen skal stenges inn. dersom det foreligger indik­ asjoner på at den er ustabil. I dette tilfellet burde brønnen vært stengt inn på et langt tidligere tidspunkt.

1.12. Innstengning og håndteringsprosedyrer Tidlig detektering og riktig håndtering av en innstrømning er en av boremannskapenes viktigste oppgaver. Dersom faresignalene ikke oppdages i tide eller prosedyrer ikke blir fulgt ved håndtering, kan en innstrømningssituasjon få katastrofale følger. Innstengnings- og håndteringsprosedyrer for en innstrømning vari­ erer fra rigg til rigg avhengig av operatørselskap og det utstyret som brukes. Dette kapitlet beskriver prosedyrer som tradisjonelt brukes av de fleste operatørselskaper, men alternative metoder finnes. Da flere alternative prosedyrer finnes er det viktig at man kjenner det prosedyreverk som benyttes på den rigg eller installasjon som man arbeider på. Første delen av dette kapitlet består av grunn-gass-håndtering og andre del beskriver prosedyrer som benyttes når BOP-stakken er montert. Bare de viktigste prosedyrene er tatt med her.

1.12.1. Grunn-gass-håndtering fra flyterigg Konvensjonelt avledersystem (ref. kapittel 1.9.2). Boring. Ved indikasjon på innstrømning 1) heis opp «kelly» eller «top drive» slik at rørkobling er i arbeidshøyde. 2) stopp pumpene. 3) foreta strømningssjekk (flow check).

Dersom brønnen ikke strømmer, vurder å gjenoppta normal operas­ jon. Dersom brønnen strømmer: 4) åpne overbordventil avhengig av vindretning (skal være forhåndsbestemt). 80

5) steng «shaker»-ventil. 6) steng avlederelement (diverter). 7) øk trykket på pakningselementet for teleskopleddet til maksi­ mum. 8) start å pumpe ned borestrengen med maksimal rate. 9) vurder følgende: - å åpne «sub-sea dump valve» dersom en slik ventil er tilgjenge­ lig- å pumpe «kili mud» dersom et slikt slam er tilgjengelig. 10) forbered flytting av riggen. 11) pump sjøvann når boreslammet er brukt opp. Merk! På enkelte rigger vil sekvens 4 til og med 6 være koblet sammen som en autosekvens.

Tripping med borestreng. Det er svært viktig at man foretar grundige strømnings-sjekker når borestrengen skal trekkes ut av brønnen. En strømningssjekk skal taes før: • •

man starter å trekke borestrengen ut bunnhullsutstyret (BHA) trekkes ut og avlederelement fjernes.

Husk at når avlederelementet er ute er vi ikke i stand til å bruke avledersystemet og en eventuell gassinnstrømning vil komme opp på boredekk. Dersom brønnen strømmer ved tripping: 1) åpne overbordventil avhengig av vindretning (skal være forhåndsbestemt) 2) steng trip-tank ventiler 3) steng avlederelement 4) øk trykket på pakningselementet for teleskopleddet til maksi­ mum 5) samtidig som de ovenstående punkter utføres, installer en borestrengsventil (kelly valve) 6) monter «kelly» eller «top drive» 7) pump ned borestrengen med maksimal rate 8) vurder følgende: - å pumpe «sub-sea dump valve» dersom en slik ventil er tilgjengelig - å pumpe «kili mud» dersom et slikt slam er tilgjengelig 9) forbered flytting av riggen 10) pump sjøvann når boreslammet er brukt opp

Merk! Sekvens 1 til og med 3 kan på enkelte rigger være koblet som en autosekvens. 81

Ute av hullet. Dersom brønnen strømmer: 1) monter avlederelementet dersom dette er ute 2) åpne overbordventil avhengig av vindretning 3) steng trip tank ventiler 4) steng avleder 5) øk trykket på pakningselementet for teleskopleddet til maksimum 6) forbered flytting av riggen. Dersom avlederelementet er ute og man ikke lykkes med å montere dette i avlederhuset, må man vurdere å flytte riggen snarest.

Sub-sea avlederstakk (ref. kapittel 1.9.2). Boring. Ved indikasjon på innstrømning: 1) heis opp «kelly» eller «top drive» slik at en rørkobling er i arbeidshøyde 2) stopp pumpene 3) foreta strømningssjekk. Dersom det ikke strømmer, vurder å gå tilbake til normal operasjon. Dersom brønnen strømmer: 4) åpne overbordventil avhengig av vindretning (skal være forhåndsbestemt) 5) steng «shaker»-ventil 6) steng avlederelement 7) åpne «sub sea dump valve» 8) steng «sub sea»-avleder 9) pump ned borestrengen med maksimal rate. Vurder å pumpe «kili mud» dersom et slikt slam er tilgjengelig 10) pump ned «boosterline» (dersom tilgjengelig) for å fjerne even­ tuell gass fra stigerøret 11) forbered flytting av riggen 12) pump sjøvann når boreslammet er brukt opp.

Dersom man ikke lykkes i å stoppe gasstrømmen eller at gass kommer opp rundt riggen, kan man stenge dumpe ventilen og ta gassen opp gjennom «kili»- og «chokeline». På denne måten fås mer informasjon om forholdene i brønnen slik at man er i bedre stand til å vurdere videre handling, som f.eks. å stenge inn brønnen helt.

Tripping med borestreng. Dersom brønnen strømmer: 1) åpne overbordventil avhengig av vindretning (skal være forhåndsbestemt) 2) steng trip-tank ventiler 3) steng avleder element 4) åpne «sub-sea dump valve» 5) steng «sub-sea» avleder

82

6) samtidig som de ovenstående punkter utføres, så monter en borestrengsventil 7) monter «kelly» eller «top drive» 8) pump ned borestrengen med maksimal rate. Vurder å pumpe «kili mud» dersom et slikt slam er tilgjengelig. 9) pump ned «boosterline» (dersom tilgjengelig) for å fjerne even­ tuell gass fra stigerøret 10) forbered flytting av riggen 11) pump sjøvann nar boreslammet er brukt opp. Man kan også i denne situasjon stenge dumpeventilen slik at gassen kan strømme opp «kili»- og «chokeline» slik som nevnt tidligere.

Ute av hullet. Dersom brønnen strømmer: 1) åpne «sub-sea dump valve» 2) steng «sub-sea» avleder. Dersom en kutteventil (shear ram) er tilgjengelig, så steng denne 3) forbered flytting av riggen 4) vurdere handlinger som: - å pumpe ned «kili»- og «chokeline» - å stenge dumpe ventilen slik at gassen kan strømme opp «kill»og «chokeline» - kjøre inn i brønnen med et «slick» bunnhullsutstyr (BHA) slik at man er i stand til å pumpe slam. Boring uten stigerør Dersom indikasjoner på en innstrømming registreres: 1. Iverksett nødvendig tiltak for å informere riggens personell ved hjelp av generell alarm og annonsering over PA-systemet. 2. Riggledelse iverksetter beredskapsplanen og forbereder riggen for en kontrollert flytting dersom dette blir nødvendig. Samtidig vil prosedyrer for boreaktiviteten være: 3. Ved boring: a) fortsett å sirkulere med høy hastighet og pump «kili mud». b) dersom det tyngre slammet ikke dreper brønnen, fortsett å pumpe sjøvann samtidig som høyere slamvekt mikses. Fortsett slik til brønnen er drept. c) dersom gass når overflaten og fører til fare for personell og rigg, dropp borestrengen (dersom mulig) og flytt riggen fra lokasjon i følge beredskapsplanen. 4. Ved «tripping»: kjør borestrengen til bunnen av hullet dersom dette er mulig og fortsett som under punkt 3 over. 5. Ute av hullet: la brønnen blåse og følg prosedyre del 3c som beskrevet ovenfor.

83

1.12.2. Grunn-gass-håndtering fra en fast installasjon Konvensjonell håndtering Boring. Ved indikasjon på innstrømning: 1) heis opp «kelly» eller «top drive» slik at en rørkobling er i arbeidshøyde 2) stopp pumpene 3) foreta strømningssjekk.

4)

5) 6) 7) 8) 9)

Dersom brønnen ikke strømmer, vurder å gå tilbake til normal operasjon. Dersom brønnen strømmer: åpne overbordventil avhengig av vindretning (skal forhåndsbestemmes) steng «shaker» ventil steng avlederelementet pump ned borestrengen med maksimal rate. Vurder å bruke «kili mud» dersom et slikt slam er tilgjengelig. forbered evakuering av plattformen pump sjøvann når boreslammet er brukt opp.

Tripping med borestreng. Dersom brønnen strømmer: 1) åpne overbordventil avhengig av vindretning (skal forhåndbestemmes) 2) steng «trip tank» ventiler 3) steng avlederelement 4) samtidig som de ovenstående punkter utføres, så monter en borestrengsventil 5) monter «kelly» eller «top drive» 6) pumpe ned borestrengen med maksimal rate. Vurder å bruke «kili mud» dersom et slikt slam er tilgjengelig. 7) forbered evakuering av plattformen 8) pump sjøvann når boreslammet er brukt opp. «Gullfaks/Veslefrikk-håndtering» av grunn gass (ref. kapittel 1.9.3) På Gullfaks-plattformene og Veslefrikk er utstyret bygd opp med tanke på en alternativ håndteringsmetode for grunn-gassinnstrømninger. Ved en innstrømning stenges brønnen og gassen håndteres ved hjelp av en såkalt dynamisk volumetrisk metode.

1.12.3. BOP-stakk montert - flyterigg Vanlige innstengningsprosedyrer kan benyttes etter at BOP-stakken er montert på havbunnen. Unntaket er i brønner hvor 20" foringsrør er satt så grunt at formasjonen kan være for svake til å tåle en

84

innstengning. Slike forhold må vurderes for hver enkelt brønn slik at prosedyrene kan tilpasses de til enhver tid rådende forhold. Det har i de siste årene vært diskutert en del omkring den såkalte «soft shut-in» kontra «hard shut-in».

Soft shut-in Denne metoden går ut på at den automatiske strupeventilen (choke) står åpen under boreoperasjonen. Ved en innstrømning åpnes «failsafe» ventilene for chokeline på BOP-stakken slik at slammet kan strømme gjennom strupemanifolden når ringromsventilen (annular preventer) stenges. Etter at ringromsventilen er stengt, kan strupe­ ventilen stenges rolig, slik at brønnen blir helt stengt. Mange hevder at dette er den mest skånsomme måten å stenge en brønn på og at man unngår noen form for sjokkbelastning på formasjonen, en såkalt «water hammering effect». Hard shut-in Mange er uenige i det som er beskrevet ovenfor og benytter en såkalt «hard shut-in» ved innstengning av en brønn. Filosofien baseres på det faktum at en ringromsventil bruker 30-35 sekunder for å stenge rundt borestrengen. Det er en utbredt oppfatning at innstengning ved hjelp av ringromsventilen uten at chokeline først åpnes ikke vil utsette formasjonen for noen ekstra belastning. Nedenfor beskrives aktuelle innstengningsprosedyrer basert på en «hard shut-in». Forutsetningen for disse prosedyrer er at strupeventilene er stengt under boreoperasjonen. Boring. Ved indikasjon på en innstrømning: 1) heis opp «kelly» eller «top drive» slik at en rørkobling befinner seg i arbeidshøyde. 2) stopp pumpene 3) foreta en strømningssjekk (flow check). Dersom brønnen ikke strømmer, så vurder å gå tilbake til normal operasjon. Dersom brønnen strømmer: 4) steng øvre ringromsventil (annular preventer) 5) åpne «failsafe» ventilene på chokeline 6) dersom «kelly» benyttes: - steng nedre «kelly» ventil - sett «kelly» i rottehullet - installer borerør med sirkulasjonshode (kick joint) 7) posisjoner borestrengen 8) heng av borestrengen på øvre «pipe ram» og lås pipe ram 9) åpne øvre ringromsventil 10) fortsett med drepeprogrammet

85

Tripping av borestreng. Ved indikasjoner pa innstrømning: 1) installer en borestrengsventil i borestrengen og steng denne 2) steng øvre «annular preventer» 3) åpne «failsafe» ventiler pa chokeline 4) installer borerør med sirkulasjonshode (kick joint) eller top drive 5) dersom ønskelig: land borestrengen på øvre «pipe ram» og lås samme 6) åpne øvre «annular preventer»

1.12.4. BOP-stakk montert - fast installasjon Prosedyren vil være på linje med de som brukes ved boring fra en flyterigg (ref. kapittel 1.12.3). bortsett fra at man vanligvis ikke henger av borestrengen. da det ikke eksisterer hivbevegelser i riggen.

1.13. Innstengningsberegninger og betraktninger Felles for de forskjellige utsirkuleringsmetoder er at de baserer seg på å holde et konstant bunnhullstrykk gjennom hele utsirkuleringen som balanserer poretrykket inntil brønnen igjen er stabilisert ved hjelp av tyngre slam. For å kunne gjøre dette riktig må man bestemme bunnhullstrykket (= poretrykket) etter innstengning så nøyaktig som mulig. Dette gjøres ved å benytte innstengningstrykkene som avleses etter at brønnen er stengt inn. Mye av det som blir omtalt i dette kapitlet er av grunnleggende art hvor vi tar utgangspunkt i vertikale brønner. Forholdene vil forandre seg ved høyavviksbrønner og horisontale brønner noe som vil bli omtalt i neste bok. Kapitlet har i tillegg tatt utgangspunkt i at borekronen befinner seg på eller svært nær bunnen av brønnen.

1.13.1. Innstengningstrykk Etter at brønnen er stengt inn ved en innstrømming vil trykkene bygge seg opp pa borestreng- og annulussiden. Disse trykkene betegnes henholdsvis for SIDPP (shut-in drill pipe pressure) og SICP (shut-in casing pressure). Fig. 1.13.1 viser situasjonen. Hvor fort trykkene bygger seg opp og hvor lang tid det tar før de stabiliserer seg. avhenger av en rekke faktorer som permeabilitet, slam egenskaper, type innstrømning. hull geometri, osv. Fig. 1.13.2 viser et tradisjonelt forløp av innstengningstrykket på borestrengsiden (SIDPP), etter innstengning. 86

SIDPP - shut-in drill pipe pressure

SICP - shut-in casing pressure

Fig. 1.13.1. Innstengningssituasjonen.

Dersom permeabiliteten til formasjonen er god, vil innstengningstrykkene stabilisere seg fort slik at trykkene kan leses av etter kort tid. Som fig. 1.13.2 skisserer vil trykkutviklingen videre være avhengig av hvilken type innstrømningsvæske man har fått inn i brønnen. Ved en gassinnstrømning er mulighetene tilstede for at gass

Fig. 1.13.2. Forløp av innstengningstrykk på borerørssiden - SIDPP.

87

vil migrere oppover i brønnen pga. tetthetsforskjellen mellom gass og slam, og dette vil resultere i en gradvis trykkøkning både på bores­ treng og annulussiden. En olje- eller vanninnstrømning har mye mindre tetthetsforskjell i forhold til slam og vil følgelig ikke migrere noe nevneverdig. Trapped pressure Flere operatører ønsker å sjekke for såkalt «trapped pressure» etter en innstengning. Dette gjøres for å sikre at de avleste innstengningstrykk gjenspeiler poretrykket og ikke er påvirket av andre faktorer, som f.eks. en slampumpe som ikke helt var slått av, osv. Dette gjøres ved å blø av ca. 50-100 1 ved strupeventilen samtidig som trykkene observeres. Dersom trykkene faller, så kan det indik­ ere «trapped pressure» og man bør vurdere å blø av mer inntil trykkene stabiliserer seg. Det er viktig at man bruker riktige innstengningstrykk nar utregn­ ingene gjøres. Float valve Dersom det benyttes en tilbakeslagsventil (float valve) i borestreng­ en uten hull for trykkutgjevning, vil man ikke være i stand til å registrere noe innstengningstrykk på borestrengsiden (SIDPP). For å finne SIDPP må tilbakeslagsventilen åpnes og det kan gjøres på følgende måte: 1. Etter innstengning registreres annulustrykket, SICP. Sjekk for «trapped pressure» om det er ønskelig. 2. Start å pumpe forsiktig ned borestrengen til man registrerer en trykkøkning pa annulussiden (SICP) f.eks. 3-5 bar. 3. Stopp pumpingen og les av trykket på «standpipe»-manifolden 4. Beregn SIDPP slik: SIDPP = «standpipe»-trykk - økning i annulustrykk. (1.13.1). Eksempel. Innstengning: SIDPP = 0 SICP = 34 bar

Pumpene startes og man pumper til SICP viser 38 bar. Pumpene stoppes og «standpipe»-trykket leses av til 26 bar. SIDPP blir da: SIDPP = 26 - (38 - 34) = 22 bar

U-rørs presentasjon Fig. 1.13.3 viser hvordan man antar at innstengningssituasjonen er ved utførelse av teoretiske beregninger. Man antar at formasjonsvæsken ligger som en uniform søyle i annulus mellom borestrengen og brønnveggen. Denne fremstillingen av en innstengningssituasjon 88

avviker fra de praktiske forhold der formasjonsvæsken ligger mer eller mindre fordelt oppover i annulus. Det er viktig å ta dette i betraktning når de teoretiske beregninger gjøres da det erfaringsmes­ sig kan oppstå betydelige forskjeller mellom teoretiske beregninger og praktiske målinger ved handteringer av en innstrømning. Dette kommer vi tilbake til. SIDPP

BHP = Ppore

Fig. 1.13.3. Stengt brønn ved innstrømning. Illustrasjonen til høyre på fig. 1.13.3 kalles en U-rørs fremstilling, og er en vanlig måte å fremstille innstengningssituasjonen på. Søylene representerer henholdsvis borestrengen og annulus. Som vi ser vil innstengningstrykket på borestrengen, SIDPP. fortelle oss direkte hvor mye vi må øke det hydrostatiske trykket i brønnen for å gjenvinne hydrostatisk trykkbalanse ved hjelp av tyngre slam. Bores­ trengen antas å være fylt med slam etter at en innstrømning er stengt inn slik at bunnhullstrykket kan beregnes slik:

BHP = SIDPP + 0,0981-p-TVD

(1.13.2)

Merk at størrelsen av SIDPP bare er avhengig av poretrykket og slamtrykket i borestrengen, og ikke av størrelsen på innstrømningen. Innstengningstrykket i annulus. SICP, er avhengig av volumet og tettheten på innstrømningen. Ved økende volum av innstrømning vil vi få et økende innstengningstrykk. SICP (ikke alltid riktig ved horisontalboring. noe som vi kommer tilbake til). Høyere SICP kan i mange situasjoner være ensbetydende med vanskeligere håndtering av innstrømningen. Det er av den grunn meget viktig a minimalisere

89

innstrømningsvolumet ved å detektere en innstrømning og stenge inn brønnen så tidlig som mulig. En gassinnstrømning vil gi mye høyere SICP enn en olje- eller vanninnstrømning fordi gass har lavere tetthet. Dette faktum sam­ men med gassens egenskaper som ekspansjon og migresjon, gjør at vi ser på en gassinnstrømning som en vanskeligere innstrømning å håndtere enn olje- eller vanninnstrømning. (Dette er ikke alltid riktig når vi borer med oljebasert slam.)

Dersom man kjenner tettheten og volumet til en innstrømning, kan bunnhullstrykket regnes ut på følgende måte: BHP = SICP + 0,0981-pi-H + 0,0981-p(TVD - H,)

(1.13.3)

hvor p, - tettheten av innstrømningen, g/cm1 H, - høyden av innstrømningen, m p - slamvekten. g/cm1

Det ma presiseres at usikkerhet i målinger av innstrømningsvolum og tetthetsberegninger av innstrømningen gjør at denne type beregning gjøres bare for å bedre forståelsen innen trykk-kontroll og ikke som beregning av bunnhullstrykk i en praktisk situasjon. I en praktisk situasjon brukes som regel alltid borestrengssiden dersom det er mulig (ref. formel 1.13.2). Nedenfor illustreres bruken av U-røret ved hjelp av noen regneek­ sempler.

p

= 1,25 g/cm3

Fig. 1.13.4. Eksempel 1.

90

Eksempel 1. En brønn er fylt med boreslam som har en tetthet på 1,25 g/cm3 Brønnens vertikale dybde er 3000 m, og brønnen er ikke stengt. Beregn bunnhullstrykket. Brønnen er altså åpen, og slammet er ikke i sirkulasjon. Bunn­ hullstrykket blir dermed lik det hydrostatiske trykket av en av de to slamsøylene (borestreng eller foringsrør): BHP = 0,0981-1,25-3000 = 368 bar SICP

3

Fig. 1.13.5. Eksempel 2.

Eksempel!. Den ene grenen av U-røret er fylt av vann med en tetthet på 1,0 g/cm3 Den andre delen av røret er fylt av boreslam med tetthet 1,5 g/cm3 Brønnen har en vertikal dybde på 4500 m, og den er stengt igjen med SIDPP lik null. Beregn bunntrykket og SICP. Vi benytter slamsiden av U-røret til å beregne bunnhullstrykket. Bunnhullstrykket er det samme som det hydrostatiske trykket av slamsøylen: BHP = 0 + 0,0981-1.5-4500 = 662 bar

SICP finnes som differansen mellom bunnhullstrykket og det hydro­ statiske trykket av vannsøylen SICP = 662 - 0,0981-1,0-4500 = 221 bar.

Eksempel 3. I dette eksemplet skal vi se på en aktuell innstrømningssituatjon hvor saltvann med en tetthet på 1,06 g/cnr har strømmet inn i brønnen og står 100 m opp i ringrommet.

91

Resten av U-røret er fylt med boreslam som har en tetthet på 1,3 g/cm3. Brønnens vertikale dybde er 5000 m. SIDPP er malt til 30 bar. Beregn bunnhullstrykket og SICP. Bunnhullstrykket er gitt som summen av SIDPP og det hydrostatiske trykket av slamsøylen. BHP = 30 + 0,0981- 1.3-5000 - 668 bar ' SICP finnes som differansen mellom bunnhullstrykket og det hydrostatiske trykket av de to væskesøylene på annulussiden: SICP = 668 - 0,0981-1,06-100 - 0.0981-1,3-4900 = 33 bar

Fig. 1.13.6a. Eksempel 3.

1.13.2. Beregning av ny weight - KMW)

slamvekt

Nar brønnen er stengt og innstengningstrykkene vi beregne tettheten på det nye slammet som er å gjenvinne balansen i brønnen. Denne slamvekten kan bare beregnes utfra trykket på borestrengsiden, SIDPP. som en følge som kom frem i forrige punkt. Den nye slamvekten (KMW) finnes slik:

(kili

er avlest, kan nødvendig for innstengnings­ av de forhold

SIDPP Pkmw “ 0,0981-TVD + P

hvor Pkmw ~ tetthet nytt slam (KMW - kili mud weight) 92

mud

(1.13.4)

p - slamtetthet i brønnen ved innstrømning (OMW - original mud weight).

Slamvekten som fremkommer fra formel 1.13.4 balanserer pore­ trykket, og er en riktig slamvekt å sirkulere ned i brønnen. En­ kelte operatørselskaper bruker å legge til en sikkerhetsmargin i tillegg til den beregnede «kili mud» vekt, og det kan ha både positive og negative følger noe som vi vil diskutere i neste bok.

Eksempel. I en brønn på 3000 m TVD har vi fått en innstrømning av gass eller væske, SIDPP og SICP er lest av til å være henholdsvis 23 og 30 bar. Beregn ny slamvekt, pKMW

23 PKMW = 0,0981-3000 + ,J3 = ’’21 g/cm Alternativ beregningsmåte: BHP = 0,0981-1,13-3000 + 23 = 356 bar og

Pkmw

0,0981.3000

h21 g/cm-

SIDPP = 23 bar

SICP = 30 bar

p

= 1,13 g/cm3

TVD = 3000 m

Fig. 1.13.6b.

1.13.3. Beregning av tettheten til en innstrømning Høyde av en innstrømning For å beregne innstrømningens tetthet, må man først kjenne til hvor høyt innstrømningen står i annulus. Dette må være den vertikale høyde dersom det bores avviksbrønner.

93

Høyden av en innstrømning er gitt ved følgende ligning: (1.13.5)

Hi = 'c^dc/oh

hvor H, - høyde innstrømning (m) Vj - volum av innstrømning (1) Cdc/oh - kapasitet mellom vektrør og hull (drill collar/open hole) (1/m) Dersom den beregnede høyden, Hr er større enn lengden av vektrørene, blir beregningen litt annerledes fordi en del av innstrømn­ ingen da står mellom borerørene og brønnveggen. Vi går da frem på følgende mate:

Først beregnes volumet mellom vektrørene og hullet, Vdc/oh: Vdc/oh = Lde* Qc/oh

(1.13.6)

hvor Ldc er lengde av vektrørene (m). Høyden av innstrømningen blir da:

H, = Ldc + V| ~ Cdc, 0% => 0% =>

jCAPACITY

X X X 0% => 66 X 0% => 48 X TOTAL LINER SLURRY VOLUM

D D D L L F

370 9 150

106,3 3718,9 53,1 10,6 531,3 637,5 4333,0 5501,815

@100KG KGS KGS KGS LTR LTR LTR LTR

VOLUME

11,78 s 51,21 12,08

5667 461 1813 1590 903 10434

24,25 18,82 =

=> => => => => => => =>

LTR LTR LTR LTR LTR LTR

10,6 TONS

3,7 0,1 0,0 153,5 184,2 1252,2 3,46

TONS TONS TONS LPT LPT LPT TANK!

DISPLACEMENT VOLUMES/STROKES CALCULATIONS

TOTAL DISPLACEMENT VOLUME (LINER + RUNNING STRING) VOLUME TO SHEAR WIPER PLUG VOLUME TO BE DISPLACED WITH CEMENT UNIT VOLUME TO BE DISPLACED WITH RIG PUMPS RIG PUMP STROKES 50% OF SHOETRACK MUST BEADOEDI!

Fig. 3.17.4.

276

|

43010| LTR 34145| LTR 43010| LTR

I

4 LTR

I_______ o| STK+MAX

KAPITTEL 4

Borevæsketeknologi av Kjell Thorbjørnsen

4.1. Innledning Målet med denne delen av borevæsketeknologien er å gi en gene­ rell informasjon om det kompliserte samspillet mellom boreutstyr, borevæskene og de ulike borevæskesystemer, som benyttes i oljein­ dustrien, fra de helt enkle leirsuspensjonene som bentonittslam, til mere avanserte polymersystemer. I tillegg er det utviklet bore­ væsker som er basert på ulike mineraloljer, etc. Krav fra myndighetene om reduksjon av miljøskadelige oljer og kjemikalier har resultert i stor aktivitet i utviklingen av nye bore­ væskesystemer som er basert på bl.a. syntetiske oljer, forskjellige planteoljer, glykoler og glykolestere. Om disse vil få en fremtre­ dende rolle er avhengig av myndighetenes krav til sammensetning, og borevæskenes evne til å møte de ulike boretekniske kriteriene.

De fire hovedoppgavene til en borevæske er: • Kontrollere trykket i borehullet. • Fjerne borekakset fra borekronen (spyleeffekt). • Transportere borekakset til overflaten og holde det i suspensjon under stans i sirkulasjonen. • Redusere friksjonen mellom borestreng og hullvegg. I tillegg til disse fire hovedfunksjonene skal borevæsken smøre og kjøle borekronen, dekke hullveggen med en tynn filterkake, fjerne borekaksen på overflaten, gi boreutstyret oppdrift, hindre skade på formasjonene og sikre at en får mest mulig informasjon om de geologiske lag en borer gjennom. Dette setter store krav til borevæskens sammensetning og dens fysiske egenskaper. Feil kan medføre store operasjonelle proble­ mer som svelling av formasjonsleirene, utvasking, fastkjøring av borestreng/foringsrør, utilfredsstillende sementeringsjobber osv. med påfølgende store kostnader. Derfor er det av stor betydning at en har en optimal tilpasning mellom borevæskens sammensetning og de ulike formasjonstypene en skal gjennom, og at boreprosedyrene tilrettelegges etter dette. Et vel definert produktspekter er derfor nødvendig når borevæskesystemene skal bestemmes. Tidligere var det vanlig at borevæskeselskapene hadde sine beskyttede produkter under dekknavn 277

som ikke tilkjennegav hva de besto av. I 1983 ble det fra myndighe­ tenes side reist krav om at produktene skulle merkes med faremerking, og at helse og sikkerhetsdatablad skulle utarbeides for hvert enkelt produkt. Denne prosessen har bl.a. medført at kjennskapen og forståelsen av sammensetningen til kjemikaliepakkene har endret seg sterkt, og det er i dag svært vanlig blant operatørselska­ pene at disse selv bestemmer typer produkter og deres konsentra­ sjoner under ulike operasjonelle forhold. Dessuten har forskningen innen bergmekanikk og leirkjemi medført at en har fått utvidet kunnskap om de reaksjoner som skjer mellom borevæsken og formasjonsmaterialene. og en kan derfor lettere spesifisere tilsetnings­ stoffene etter dette. En annen endring en har sett i de senere årene, er at en har begynt a gå vekk fra kompliserte systemer med mange forskjellige kjemikalier, til systemer med færre tilsetningsstoffer. Dette gjør det enklere å vedlikeholde borevæskene, samt oppdage feil som oppstår eller utilsiktede reaksjoner i formasjonene. De formasjonstypene som det vanligvis bores gjennom i Nord­ sjøen, kan deles inn i fem geologiske perioder: • Tertiær • Kritt • Jura • Trias • Perm

Av disse utmerker tertiærformasjonen seg idet den boreteknisk har en lite gunstig mineralogi, er lite konsolidert, samt at leirene ikke er nok diagenetisk omvandlet. Dette er leirer bestående av høye konsentrasjoner smektitt og illitt som sveller i kontakt med vannfa­ sen i borevæsken, nar formasjonsmassene finmales av borekronen og mellom hullveggen og borestrengen. Det er denne reaksjonen som skaper de største hullproblemene under boreoperasjonen. Av andre typer leire som skaper hullproblemer er de kaolinrike formasjonene som bl.a. finnes i Ekkofiskområdet. Disse er ikkesvellende leirer, men gir store problemer ved at de blir plastiske ved mekanisk og kjemisk påvirkning. Statistiske data for produksjonsboring i Nordsjøen viser at slike typer hullproblemer utgjør ca. 11 % av totalkostnadene. Dette har medført at oljeindustrien idag investerer store beløp i forskning omkring borehullstabilitet. Forruten ovennevnte problemer som forarsakes av svelleirer, har en tapt sirkulasjon, fastkjøring pga. differensialtrykk, utilsiktet avvik fra normalt rett hull, opphopning av borekaks i hullet, for å nevne noen. Borevæskene inndeles i gruppene vannbaserte- og oljebaserte 278

borevæsker. avhengig av den dominerende væskefasen i systemet. Hovedingrediensene kan deles inn i følgende grupper: • Væskefase (vann, olje) • Reaktivfase (KC1, CaCl2) • Kjemikalier (polymerer) • Ikke reaktivfase (barytt)

De mest brukte systemene vil bli omtalt under kapittel 4.3. Selve oppredningen av borevæsken foregår i store åpne tanker på plattformen. Disse er utstyrt med røreverk for å hindre utfelling av de faste partiklene som til enhver tid finnes i væsken. Tilførselen av kjemikalier skjer vanligvis både manuelt gjennom «hopper» og automatisk. I de senere årene er det utviklet helautomatiske syste­ mer som bidrar til større sikkerhet og bedre arbeidsmiljø i slamrommene. Oljebaserte borevæsker blir helt eller delvis laget på basene på land og fraktet ut til brukerstedet med båt. Denne type borevæsker blir brukt under vanskelige boreoperasjoner som; ved høy tempe­ ratur, i formasjoner som avgir sure gasser (CO2 eller H2S), i sensi­ tive reservoarer, når en har ekstremt svellende leirer og under lange høyvinkelbrønner, og under horisontal boring. Internasjonale avtaler om reduksjon av oljeutslipp i forbindelse med deponering av oljekaks i sjøen, har medført at myndighetene har satt strenge krav til fremtidige utslipp. Dette vil medføre at en må belage seg på å ta oljeholdig borekaks til land for videre rensing og deponering på fyllplass. Dette er også et krav vi etterhvert far når det gjelder boring med vannbaserte borevæsker i særlig sårbare områder som i Barentshavet og nær land. Selve rensesystemet for borevæsken ombord på plattformen består av: • Siktemaksiner • Sandutskillere • Siltutskillere • Sentrifuger • Utstyr for avgassing • Sandfeller

I forbindelse med bruk av oljebaserte borevæsker finnes det spesi­ alutstyr for reduksjon av oljevedhenget pa kaksen før den depone­ res i sjøen eller fraktes til land for videre behandling. Som en oppsummering på god borevæskedesign/engineering kan følgende nøkkelpunkter settes opp: • Hullstabilitet må ivaretas • Hullrensingen må være optimal

279

• • • • • •

Friksjon mellom boreutstyr og formasjon må være minst mulig Adekvat borevæskevekt Gelstyrke nok til å holde alle partikler i suspensjon Tilfredsstillende kontroll av partikkelinnhold Miljøkravene må møtes Beskyttelse av reservoaret

4.2. Borevæskens funksjoner 4.2.1. Transport av borekaks En av nøkkelfunksjonene til borevæsken er hullrensing eller borekakstransport til overflaten for videre utskilling av uønskede parti­ kler. Avhengig av hullstørrelse, hullengde og vinkel, vil en matte stille ulike krav til borevæskens rheologiske egenskap. Pga. graviteten vil borekaksen falle mot bunnen av hullet eller mot lavsiden ved avviksboring. De kinetiske kreftene som fremkommer ved at borevæsken strømmer ut av hullet ma overvinne gravitetskreftene forat borekaksen skal kunne bli fraktet til overflaten. En dårlig hullrensing kan medføre fastsetting av boreutstyret, samt øke tryk­ ket nede i hullet med fare for oppsprekking av formasjonen og påfølgende tapt sirkulasjon. Videre er det viktig at transporten skjer så raskt at oppholdstiden for kaksen i borevæsken blir mini­ mal. Dette for at en skal redusere videre nedbrytning til mindre partikler med påfølgende forringelse av borevæskekvaliteten og fare for at reaktive leirer begynner å svelle.

De faktorer som påvirker borekaksetransporten er følgende: • Strømningshastigheten • Hullstørrelsen • Rheologien til borevæsken, spesielt yield point (YP) • Størrelsen på borekaksen • Vekt på borevæsken • Hullvinkelen • Boreraten Avhengig av om en har ett rett hull eller en vinkeloppbygning pa hullet vil en ha kaks i ren suspensjon i borevæsken, og nar vinkelen øker, en kombinasjon av suspensjon og kaks som ruller oppover hullveggen. Dette er en derfor nødt til å ta hensyn til når krav settes til væskens løftekapasitet. For å kunne transportere kaksen under ulike operasjonelle vilkår kreves en minimum transportstrømning. Denne må normalt økes ved økning av hullvinkelen, men vil na en topp hvor ytterligere

280

økning resulterer i reduksjon i kravet til strømningshastighet til borevæsken. Behov for maksimal strømningshastighet har en ved vinkeloppbygninger mellom 40° og 60°. Denne vil ofte begrenses av kapasiteten til slampumpene. Det vil også være avhengig av hvor stor reduksjon en vil tillate på penetreringsraten ved å ha høy sirkulasjonshastighet. I mange tilfeller er det bedre å få en reduk­ sjon i penetreringsraten enn å risikere dårlig hullrensing med påfølgende problemer. I forbindelse med strømningshastigheten vil en også få forskjellige strømningsprofiler i de ulike hullseksjonene. Disse er svært viktige parametre for borevæskens løftekapasitet. De mest omtalte strømningsprofilene er: • Laminær strømning • Turbulent strømning

Strømningshastigheten vil være størst i senter av profilen og avtar mot null langs hullveggene (laminær strømning). Dette resulterer i at borekaksen transporteres raskest i senter og flyttes minimalt til ikke i det hele tatt langs veggene. Borevæsker som har en mere uniform strømningsprofil som ved turbulent eller som ved forhold i skjærtynnende borevæsker, vil gi bedre transportbetingelser for borekaksen. Vann vil således kunne gi utmerkede betingelser for hullrensing, da denne er meget skjærtynnende, men kan av andre årsaker ikke benyttes.

Strømningsretning

------------ >• Max. hastighet

Fig. 4.2.1. Laminær strømning. Reynoldstall under 2000.

Hullstørrelsens betydning I den forbindelse tenker en på situasjoner hvor store utvaskninger har funnet sted. Pga. endringer i strømningsprofilen i disse utvidel­ sene av borehullet, vil en kunne risikere at store mengder borekaks blir akkumulert her, og som ved sirkulasjonsstans kan falle ned over boreutstyret og sette dette fast. Ved høyavvik vil borekaksen samles i nedre del av hullveggen og kan ved uttrekking av bore­ strengen medføre fastsetting. 281

Strømningsretning

-----------------

Fig. 4.2.2. Turbulent strømning. Reynoldstall over 3000.

Fig. 4.2.3. Utvasking av formasjonen.

Rheologien Borevæskens flytegenskaper, også kalt rheologiske egenskaper, er av den største betydning for de funksjoner den skal utøve under de ulike operasjonelle forhold, som: • Holde borekaks og vektmaterialer i suspensjon • Fjerne borekaksen fra borekronen • Gjøre minmal skade på formasjonene • Skille ut borekaksen gjennom renseprosessen på overflaten • Gi maksimal informasjon om formasjonen

282

De rheologiske egenskapene karakteriseres som: • Tilsynelatende viskositet (apparent viscosity. AV) • Plastisk viskositet (plastic viscosity, PV) • Flytegrense (yield point, YP) • Gelstyrke (gel strength, Gel) Tilsynelatende viskositet er den viskositeten borevæsken har ved betingelser som tilsvarer 600 rpm (rotasjoner pr. minutt) på Fann rheometer (se kapittel 4.7.2). Plastisk viskositet gir et uttrykk for de mekaniske friksjonskref­ tene som oppstår i en borevæske pga. innholdet av faste partikler, og vil avhenge av mengden av disse. PV vil dessuten være avhengig av friksjonen mellom faste partikler og væsken, dessuten mellom væskeelementene innbyrdes. Flytegrensen, yieldpunktet, er viskositet i borevæsken som skyl­ des de elektrostatiske tiltrekningskreftene mellom de faste parti­ klene. Dvs. at en har ulike krefter mellom partiklene avhengig av om man opererer med enverdige ioner, kalium (K+), eller toverdige, kalsium (Ca+ + ). Gelstyrke er et uttrykk for borevæskens tiksotropiske egenska­ per, dvs. evne til å stivne med henstand. For hullrensing er den viktigste rheologiske egenskapen til borevæsken viskositeten i ringrommet mellom borestreng og hull­ veggen. Etterat borevæsken har forlatt borekronen vil den ha en lav skjærrate. Yieldpunktet vil derfor ha en større betydning enn plastisk viskositet (PV) i forbindelse med kakstransporten. Forsøk har vist at yield-verdi og yield/plastisk viskositet forholdet ikke har noen effekt på kakstransport i turbulent strømning. Imidlertid vil en under laminær strømning kunne oppnå bedre kakstransport ved lavvinkel brønner. Ved høyere avvik er effekten mindre fremtre­ dende. Ved rheologiske målinger på borevæsken (Fann VG-meter, kapittel 4.7.2) er 3 rpm avlesningen viktig ved bestemmelser av væskens løftekapasitet ved lave strømningshastighter. Høy 10 sekund gelstyrke er påkrevet for å kunne holde borekaksen i suspensjon under sirkulasjonsstans. Dette er spesielt viktig ved høyvinkelboring der rask oppbygging av gelstyrken er påkrevet slik at en unngår avsetning av borekaks på lavsiden i hullet med fare for fastsetting av strengen. Gelstyrken må være av en slik karakter at den lett kan brytes når sirkulasjonen ønskes gjennopptatt, ellers kan en risikere at formasjonen sprekker, eller at pumpene ikke er istand til å gjenoppta sirkulasjonen.

283

Størrelsen på borekaksen Ettersom det byr på større problemer å transportere store borekaks enn små, vil denne parameteren ha stor innvirkning pa boreoperasjonen. Størrelsen på borekaksen kan ikke bli kontrollert da den vanligvis er relatert til formasjonene og ikke til selve utformingen av borekronen. Sett fra borevæskekvaliteten er det ønskelig med relativt store fragmenter, ettersom finpartikler vil påvirke bore­ væskens rheologiske og kjemiske egenskaper. Ved bruk av inkapsulerende/inhiberende systemer vil en ved høyt finpartikkelinnhold forbruke unødvendig store mengder kjemikalier. Større borekaksfragmenter kan tilføres ved at hullveggen skaller av. I den forbindelse kreves høyere strømningshastigheter og noen ganger høyere viskositet for a fa borekaksen opp til overflaten. I tillegg til størrelsen på borekaksen vil også selve formen på denne ha betydning for hvor godt en kan rense hullet. Denne vil også kunne gi gode informasjoner om eventuelle hullproblemer. F.eks. vil skarpkantede, store skiveformede fragmenter ved bruk av KC1polymerslam, gi indikasjon på uttørring av hullveggen pga. for høye KCl-saltkonsentrasjoner. Mens bløte, runde borekaks, gir indika­ sjon pa lang oppholdstid i hullet, dvs. dårlig hullrensing. Pr. idag vet en enda for lite om borekaksformens betydning og hvilke krav til rheologiske egenskaper denne vil sette under ulike forhold, men det pågår forskning som muligens vil kunne gi svar på dette.

Vekt på borevæsken Ifølge loven om oppdrift vil en høy vekt pa borevæsken gi bedre borekakstransport. Ettersom vekten normalt blir justert av andre forhold, vil de små endringene en normalt utfører ha liten innvirk­ ning pa hullrensingen.

Hullvinkelen En høyvinkelbrønn er mye vanskeligere å rense for borekaks enn et vertikalt hull. Ved boring av høyvinkelbrønner vil en på lavsiden av hullet få en oppbygging av borekaks som resulterer i større friksjon og fare for diverse hullproblemer. Er hullvinklen større enn 40°, kan en vanskelig unngå dette med strømningshastigheter mindre enn 180 ft/min. Ved hullvinkler fra 40-60°, vil en i tillegg få proble­ mer ved at disse ansamlingene har en tendens til å gli nedover langs borestrengen ved sirkulasjonsstopp og med påfølgende fare for fastsetting av boreverktøyet. Over 60° vil en fremdeles få slik ansamling, men her unngår en at kaksen glir nedover. Faren her er at en kan sette utstyret fast ved uttrekking ved at en får en kaksansamling i forkant.

284

Borestreng

Kaksansamling i forkant av bore\

Formasjon

Fig. 4.2.4. Ansamling av kaks i forkant av borestreng.

Boreraten Ved høye konsentrasjoner av borekaks i ringrommet, og høye penetreringsrater kan en risikere å endre bunnhullstrykket så mye at en får tapt sirkulasjon. Det er derfor av betydning at en justerer penetreringsraten etter hvor effektiv borekakstransport en har ut av hullet. Andre faktorer som influerer på borekakstransporten er bl.a. effekten fra borestrengrotasjonen. I store hullvolum har denne ingen signifikant effekt, mens den i hull med liten klarering mellom streng og hullvegg vil ha stor påvirkning på borekakstran­ sporten. Dette har bare betydning i brønner hvor en vil få kaksan­ samling på lavsiden. I tillegg til rotasjon kan bruk av høy- og lavviskøse piller være effektive. Den lavviskøse pillen sendes da i forkant for å «rive opp» kaksansamlingen, mens den påfølgende høyviskøse «skyver» den ut av hullet.

4.2.2. Trykkontroll I et borehull skiller en mellom det hydrostatiske trykket fra borevæskesøylen PB og formasjonstrykket PF (se fig. 4.2.5). Dersom en ikke er istand til å holde tilbake formasjonen, vil denne rase inn over boreutstyret. Dette skjer av og til under boreopera-

285

sjonene. Normalt vil en tidlig få indikasjoner på at borevæskevekten er for lav ved fastsetting, trangt hull ved rørskjøting og uttrek­ king, og endring i størrelse og fasong på borekaksen. I motsatt tilfelle der borevæskevekten for for høy, vil en ikke ha de samme muligheter til forvarsel, og en kan risikere at formasjo­ nen plutselig revner og en taper borevæsken ut til formasjonene. Spesielt er dette ille ved bruk av oljebaserte borevæsker ettersom disse gir minimal pluggingseffekt sammen med formasjonsmaterialet. I verste fall kan en risikere a miste hele borevæskesystemet ut til formasjonen. I slike tilfeller må en ty til spesielle tapsirkulasjonsremedier. Hvilken borevæskevekt en skal benytte under ulike operasjonelle forhold, avgjøres ved hjelp av tidligere boredata. poretrykkprognoser, trykkprøvinger av formasjoner og borehullstabilitetsstudier. Det er vanlig at en borer med en vekt som er høyere enn formasjonstrykket da dette gir en tryggere og sikrere boreoperasjon. Det er også fordelaktig å ha litt å gå på dersom formasjonsstrykket plutselig skulle stige ved inngangen til en høytrykksone. Videre vil det ha betydning for hull som skal stå lenge åpne før en setter foringer at der er en viss sikkerhetsfaktor. Vekten må likevel avpasses slik at den ligger mellom formasjonens kolapstrykk og fraktureringstrykket. Det er ofte vanskelig å bestemme dette nivået da det er ulike spenninger og styrkeforhold i de ulike bergartene, samt en vil ha endringer i poretrykket nedover i forkastningene.

286

4.2.3. Danne filterkake Hensikten med filterkakeoppbyggingen i et borehull er å få dannet en tynn lavpermeabel hinne som hindrer væskefasen i borevæsken å forsvinne inn i formasjonene. For at denne skal kunne dannes kreves det at en har en trykkdifferanse, en væske/faste partikkelsuspensjon og et filtermedium. Ved boring gjennom ikke permeable soner som leirskifer er ikke filtermediet tilstede, og en vil i slike formasjoner ikke få dannet filterkake. I permeable soner derimot er alle de nevnte elementene der og en vil få en kontinuerlig filterkakeoppbygging. Kontroll med borevæskens filtreringsegenskap er derfor nødvendig når en borer slike formasjoner. En skiller da mellom den dynamiske filterkakeoppbyggingen som kontinuerlig finner sted under boringen, og den statiske oppbyg­ gingen en har under borestans. Den førstnevnte vil dersom bore­ væsken er riktig designet, være tynn og sterk og vil pga. væskestrømmingen stadig slites bort i overflaten, men pga. trykk­ differansen vil ny straks bygges opp. Under statiske forhold vil en over tid få en mye tykkere filter­ kake som kan medføre fastsetting av borestrengen og dårlig utførte sementeringsjobber. Høyt filtertap i reservoaret kan resultere i endringer av reservoaregenskapene slik at forventet oljeutvinning ikke oppnåes. Eksempler på dette kan være vannfuktighet, kjemikaliepåvirkninger, og emulsjonsdannelser i de oljeførende lagene slik at oljen ikke kan utvinnes. En effektiv forsegling av permeable formasjoner oppnåes best ved en tynn, fast og seig filterkake. Lavt filtertap ved borevæsketesting er alene ikke nødvendigvis en indikasjon på god filtreringskontroll, da minimum filtertap ikke alltid er ekvivalent med mini­ mum filterkaketykkelse. Derfor er det nødvendig å kontrollere kakens tykkelse og kvalitet med jevne mellomrom under boringen.

4.2.4. Holde borekaks i suspensjon For å unngå at borekakset/vektmaterialet faller ned på borekronen under sirkulasjonsstans, må borevæsken være i stand til å kunne holde kaksen og vektmaterialet svevende. Dette kontrollerer en ved å gi borevæsken en gelstyrke tilstrekkelig til å oppfylle dette kravet. Hvilke nivå en skal legge denne pa vil være avhengig av borevæskens vekt og den maksimale partikkelstørrelsen (vekt) en forventer å ha i hullet til enhver tid. Det er viktig at gelstyrken inntrer umiddelbart etterat sirkulasjo­ nen har stanset, og at den brytes lett ved oppstart. Vanligvis gjøres dette ved å la borestrengen rotere før en begynner å pumpe. En 287

høy gelstyrke som ikke blir brudt før pumpingen tar til, kan medføre revning av formasjonene. I verste fall kan en ved høye gelstyrker risikere at pumpene ikke er istand til å få igang sirkula­ sjon igjen. Dette kan skje ved at en har fått forurensinger inn i borevæsken under boringen, som ved stans endrer de rheologiske egenskapene til væsken (eksempler er svellende leirer, kalk, salt, etc). Foruten at borekaks/vektmaterialet kan synke til bunnen ved for lav gelstyrke, vil en i tillegg få reduksjon i det hydrostatiske trykket lenger oppe i hullet når dette skjer. Fyll på bunnen kan også medføre at foringsrørene ikke blir satt så dypt som planlagt.

4.2.5 Smøre og kjøle borestrengen Friksjonsvarmen som utvikles mellom borekronen og formasjonen kan bli så høy at borekronen brenner opp. Dette er et kjent feno­ men fra annen industri, og boring av oljebrønner skiller seg i så henseende ikke vesentlig ut. Borevæsken vil ved sin flyt gjennom borestrengen og borekronedysene transportere bort denne varmen. Størrelsen pa de friksjonskreftene som forårsaker varmeutvi­ klingen. øker med økende hastighet på borekronen, vekten den blir påført samt sammensetningen av formasjonsmaterialet den gar gjennom. Dette ma boreren ta hensyn til under boringen. Reduksjon av friksjonen kan gjøres ved at boreslammet gis gode smøringseffekter. Oljebaserte borevæsker gir i så tilfelle den beste smøre og kjøleeffekt. Dette er en av grunnene til at slike system blir foretrukket ved lange høyvinkelbrønner der borestrengen blir liggende mot formasjonsveggen. For vannbaserte borevæsker er det under utvikling friksjonsreduserende tilsetningsstoffer. Disse har ikke vist seg å gi noen overbe­ visende reduksjon til na. Dessuten har de produktene som har vist seg å gi noen effekt vært av uakseptabel miljømessig kvalitet.

4.3. Borevæsketyper 4.3.1. Vannbaserte borevæskesystemer I denne utgaven vil det kun bli gitt en generell beskrivelse av endel av de ulike borevæskesystemene som finnes. Produktspekteret og kombinasjonsmulighetene for vannbaserte borevæskesystemer er meget omfattende, slik at en utvidet diskusjon rundt systemene vil bli for volumkrevende. Vannbaserte borevæsker har vann som kontinuerlig væskefase. 288

De er definert som borevæsker som inneholder enten leirer (bento­ nitt) eller polymerer med høy molekylær vekt for å øke yieldpunk­ tet. I de leirholdige borevæskene vil en oftest ha leiren i en veldispergert tilstand (dispergering vil bli beskrevet under kapittel 4.4.1). Fig. 4.3.1 illustrerer tilgjengelige typer vannbaserte bore­ væsker. Polymerer

Økende bentonittkonsentrasjon

Fig. 4.3.1. Tilgjengelige typer vannbaserte borevæsker.

Vannbaserte borevæsker er de mest utbredt brukte bore­ væskene. For boring av topphull (36" og 26") er leirslammene de mest økonomiske og effektive. Ofte kombineres disse med litt polymerer for å øke hullrensingen og hullstabiliteten. Under boring på store dyp er systemene temperaturstabile, men sensitive for kontamineringer som f.eks. sement og salter. De egner seg også lite for boring i ustabile (reaktive) formasjoner. I disse formasjonene vil det være naturlig å benytte polymerholdige borevæsker som gir signifikant bedre boreegenskaper, og er derfor mer kosteffektive enn de tradisjonelle leirholdige borevæskene. Polymerene gir i tillegg til gode, stabile rheologiske og filtreringsegenskaper en inkapsulerende effekt på borekaksen, slik at den hindres i å svelle (coating). Spekteret av polymerer er stort, og hvilke typer en velger avhenger av faktorer som: • pH • Temperatur • Forventet forurensinger (eks. sement (Ca+ + ) og magnesium, salt osv.)

289

Vannbaserte borevæsker koster mindre å opprede enn oljebaserte, men de er mere kostbare å vedlikeholde under operasjon, ettersom en mister store volum sammen med borekaksen, og ved at en stadig må foreta fortynninger. Vanlig forbruk av borevæske pr. m3 formasjon boret er:

Formasjon : KC1 polymer = 1:6 Formasjon : gips polymer = 1:9 Formasjon : oljeborevæske 1:1 Ser en kun på kjemikaliepakken, vil en ofte totalt komme ut billi­ gere med vannbaserte kjemikalier. Men vurderer en samtidig den ekstra riggtiden en sparer, og muligheten for gjenbruk som en har ved oljebasert slam, vil dette vanligvis bli en billigere løsning. Dette bildet vil nå meget sannsynlig snu seg etter at myndighetene har stilt krav om ilandføring av oljeholdig borekaks, noe som vil medføre økte kostnader for operatørene i form av rensing og depo­ nering, samt oppgradering av boreriggene, etc.

Spud Muds Borevæskesystemene som benyttes til boring av topphullene (36" og 26") kalles på fagspråket «spud muds». Disse omfatter følgende systemer: • • • •

Ferskvann (borevann) og bentonitt Sjøvann og bentonitt (prehydrert) Guar gum (polymer) Bentonitt og CMC (carboxymetylcellulose)

Pga. topphullets størrelse vil strømningshastigheten i ringrommet være lav, med påfølgende hullrensingsproblemer. Dette må en der­ for kompensere med høy viskositet. De ovennevnte systemene vil alle være istand til å gi høy viskositet ved lav borevæskevekt. Det siste må en ha fordi tapt sirkulasjon i topphullet ellers lett vil oppstå.

Krav som stilles til disse typer borevæsker er: • De må være enkelt sammensatt og raske å opprede. • Få komponeneter i blandingen, da store volumer må håndteres over kort tid. • Må være økonomiske da store volumer oppredes, og vil på en flyterigg uten stigerør bli tapt på sjøbunnen. • Systemene må være så enkle at dersom en kommer til kort med et produkt, kan andre produkter adopteres (f.eks. bentonitt erstattes med polymer). Krav til viskositet for en spud mud er at traktviskositeten ligger i overkant av 80 sec/quart (se kapittel 4.7). 290

Ferskvann (borevann) bentonitt. Vannet tilsettes pottaske (soda ash) for å fjerne kalsium. Kalsium (Ca++) har negativ effekt på bentonitten, jfr. sementkontaminering. Ved bruk av bentonitt må en alltid la den prehydrere i ferskvann tilsatt pottaske og kaustisk soda (pH-justering) før eventuelt sjøvann benyttes til den videre fortynningen. Dersom vannet i tillegg skulle innholde magnesium, eliminerer en dennes effekt på bentonitten ved å tilsette kaustisk soda til pH blir ca. 10,5. pH vil i tillegg også innvirke på leirens svellegenskaper ved at svellegenskapene øker ved økende pH. En vanlig resept for en spud mud med traktviskositet på 80-100 sek. vil være: Pottaske: 1-3 kg/nr Kaustisk soda: 1-2,5 kg/m3 Bentonitt: 70-120 kg/m3 Sjøvann og bentonitt. Bentonitt vil ikke svelle i sjøvann, derfor går en frem som foran og foretar en prehydrering før en fortynner med sjøvann (ca. seks timer prehydrering).

Guar gam. Guar gum er en av de enkleste og mest kosteffektive topphullsborevæskene som er tilgjengelig. Polymeren er ikke spe­ sielt sensitiv overfor miksevannet, og setter seg opp allerede etter meget kort tid (en-to timer). Denne type spud mud gir i tillegg til gode rheologiske egenskaper, filtertapskontroll. Dersom den skal lagres over tid må en tilsette bakterisid for å unngå forråtnelse. Som en ser av følgende resept trenger en atskillig mindre mengder av dette produktet for å oppnå 100 sek. viskositet: Kaustisk soda: 0,5-1,0 kg/nr Guar gum: 7,0-10 kg/m"

Bentonitt og CMC (carboksymetylcellulosej. En blanding av bento­ nitt og CMC blir mer og mer benyttet. CMC har forholdsvis høy pris, slik at en benytter den kun for å oppjustere egenskapene til bentonitten. I motsetning til bentonitt. kan en løse CMC i sjøvann. En vanlig resept vil være: Kaustisk soda: 0,5-2,5 kg/m'1 Pottaske: 1,0-3,0 kg/m3 Bentonitt: 30,0-50,0 kg/m1 CMC HIVIS (høyviskøs kvalitet): 2,0-4,0 kg/nr

Lignosulfonatbaserte borevæsker Lignosulfonater som krom- og ferrokrom-lingosulfonater, har vist 291

seg å gi utmerkede fortynnings- og temperaturstabiliserende effek­ ter på vannbaserte borevæsker. Krom vil pga. miljønegative effek­ ter forsvinne og bli erstattet av den mindre temperaturstabilise­ rende ferrolignosulfonaten. I tillegg til de nevnte effekter gir også lignosulfonatene filtertapskontroll ved at de adsorberes på overfla­ ten av leirpartiklene. Dette medfører at en unngår å benytte filtertapregulerende polymerer eller ytterligere leirtisetninger som der­ ved vil gi uønskede viskositetsøkninger. Lignosulfonatenes affinitet til leiroverflatene har gjort dem svært egnet for økning av borehullstabiliteten. Systemene benyttes også ofte i dype brønner med høye temperaturer og høy borevæskevekt. Saltbciserte borevæsker Disse borevæskesystemene inneholder salt (natriumklorid) i kon­ sentrasjoner fra det en finner i sjøvann (ca. 35 g/1) til fullstendig metning (ca. 320 g/1). Slike systsemer kan klassifiseres som inhibitive ettersom natriumionet vil forhindre svelling og hydrering av reaktive leirer. En annen fordel med disse systemene er at de er forholdsvis tolerante overfor kontamineringer, og benyttes i følgende tilfeller:

• • • •

Ved boring av massive saltseksjoner Når miksevannet inneholder salt Ved inhibering av bentonittleirer Ved spesifikke resistivitetsmalinger under logging

Kalsiumbaserte borevæsker Av disse finnes: Gips (CaSO4) polymerbaserte systemer Lime (Ca(OH)2 polymerbaserte systsemer

Disse systemene utmerker seg ved en viss form for inhibering. Det vil ikke være den kvalitet på borekaksen som en ser ved bruk av KCL/polymerbaserte borevæsker. En får her en utveksling av natrium med kalsium mellom leirplatene som gjør at disse holdes sammen og reduserer svelleffekten. Systemene vil ved tilsetning av en deflokkulant opptre som et aggregert, deflokkulert system, hvilket gir lav rheologi og gel­ styrke, samt redusert filtertapkontroll, slik at ytterligere tilsetning av additiver for filtertapkontroll er nødvendig. Disse systemene utmerket seg spesielt ved at de er tolerante overfor høye konsentrasjoner av formasjonsmateriale, da systemet som tidligere nevnt hindrer leirene i å dispergere. Pga. deres rela­ tive lave overskudd av kalsium er de mindre effektive ved høye temperaturer og høy vekt. Dette skyldes at leirene, kalsium og 292

silika fra formasjonene reagerer til et silikatprodukt som opptrer som et sementeringsmiddel. Limesystemet har vist seg mere effektivt i slike situasjoner enn gips. Lignosulfonat har vist seg som et brukbart tilsetningsstoff for å stabilisere rheologien og redusere filtertapet.

Kaliumkloridbaserte borevæsker Av de vannbaserte borevæskesystemene er kaliumklorid (KC1)/ polymer-slammene de mest effektive for inhibering av reaktive leirer. Avhengig av formasjonenes reaktivitet opererer en med KCl-konsentrasjoner fra 58 kg/m? opptil ekstreme verdier som 230260 kg/m3. Filosofien rundt systemet er at kaliumionet (K+) er så lite at det interferer med de hydrerbare leirene i innerlagene med påfølgende dehydrering og reduksjon i tendensen til å svelle. Ved å redusere svellegenskapene til leirene, vil en beholde de bindende kreftene i formasjonsmaterialet, slik at problemer som ustabilitet i hullet, balling av borekronen og ekstrem oppbygging av finpartikler i borevæsken kan bli minimalisert. I tillegg til inhiberingen fra KC1, vil polymerene gi en form for inhibering ved at de binder seg mot overflatene og endene på leirfragmentene og hindrer dem i å dispergere og hydrere. Etterat KCl-polymersystemet ble introdusert, har det kommet et stort antall ulike polymerprodukter på markedet. Flere av disse gir utmerkede borevæskeegenskaper, men det er som tidligere nevnt viktig at en har klart for seg hvilke krav som stiller med hensyn til temperaturer, pH, kontaminering, hvilke formasjonsmaterialer som skal bores osv., når en velger den kjemikaliepakken en vil benytte. Temperatur begrensningen for polymerslam ligger vanlig­ vis på ca. 120-130 °C. Ved dette temperaturnivået vil polymeren brytes ned og en må bygge om borevæsken til et mere temperaturstabilt system med andre typer produkter. Når har en også begynt å tilføre 3% blykol til borevæsken, noe som har medført større borekaks og mindre utslip av borevaske ettersom avrenningen over siktemaskingen synes å øke. Dette er miljømessig positiv

4.3.2. Oljebaserte borevæsker De første oljebaserte borevæskene var bygget rundt diesel/vann som kontinuerlig væskefase. Ettersom forståelsen for de negative påvirkningene det høye aromatinnholdet (ca. 25 %) i diesel hadde på personell og miljøet, utviklet en de lavaromatiske (0.5-2.5 %) borevæskesystemene en opererer med idag. (Det er nå totalforbud mot å benytte diesel i borevæsker på norsk sokkel.)

293

Det har senere vist seg at utslipp av hydrokarboner i sjøen gir negative effekter på det marine miljøet i havet, og det er derfor besluttet at utslipp i forbindelse med oljeaktivitetene skal reduseres til et minimum. Dette har resultert i at en de siste årene har fått ulike typer alternative oljeslamsystemer på markedet som er basert på syntetiske oljer, vegetabilske oljer og glykolestere. I tillegg har industrien intensivert forskningen rundt de vannbaserte systemene for å tilpasse dem til operasjonelle forhold som før bare kunne håndteres med oljebaserte borevæsker. Det finnes som nevnt flere ulike oljebaserte systemer i markedet, men prinsipielt bygger de alle på følgende komponenter: • Basolje • Vannfase tilsatt salt (CaCl2, konsentrasjon avhengig av forma­ sjonens salinitet) • Emulgatorer • Viskositetsfremmende leirer • Filtertap reduserende kjemikalier • Oljefuktere for vektmaterialet • Tynnere • Lime (Ca(OH)2) • Vektmaterialer • Spesialkjemikalier Oljebaserte borevæsker er såkalte inverte emulsjoner, hvilket betyr at en ved tilsetning av emulgatorer er i stand til å holde meget små vanndråper dispergert i oljefasen. Emulsjonen dannes ved at væskeløsningen pumpes ved stor hastighet gjennom fine dyser. 1 en stabil emulsjon vil de dispergerte vanndråpene oppføre seg som faste partikler som blir igjen i filterkaken. Denne egenskapen hindrer at permable formasjoner som bl.a. reservoaret, blir inva­ dert av vann. Forholdet mellom olje og vann vil variere, avhengig av hvilke boretekniske kriterier en har. Det kan være fra 90/10 og helt ned til 50/50 forhold. I tillegg har en systemer hvor væskefasen er 100% olje. Når en setter krav til olje/vann forholdet er det for å oppnå den beste balanse mellom filtertap, viskositet og emulsjonens stabilitet. Det er også meget viktig ved bruk av oljeholdige borevæsker at en har en sikkerhetsmargin for influks av vann, enten det skjer på overflaten eller fra formasjonene. Vann er den verste kontamineringen en oljebasert borevæske kan utsettes for. Behandlling av vanninvasjon er både tidkrevende og meget kostbart. Oljebaserte borevæsker blir foruten til boring benyttet til: • Pakningssvæsker

294

• • • • •

• • • • • •

• • • • • •

Ved midlertidig forlating av brønnene Brønnoverhaling (workover-fluid) Kompletteringsvæske Ved reduksjon av det hydrostatiske trykket dersom en har differensiell fastkjøring (spottingfluid) Kjerneboringsvæsker Disse systemene utmerket seg spesielt under følgende operasjo­ nelle forhold: De reduserer muligheten for differensiell fastkjøring ved at filterkaken er ekstrem tett og tynn Optimale hull kan bores gjennom skifer- og saltseksjoner. Gir meget gode kjerneprøver Kan benyttes i formasjoner med gasser (CO2, H2S) Tolerante overfor høyere temperaturer enn vannbaserte system­ er Ved boring i formasjoner som tilfører borevæsken høyere kon­ sentrasjoner av formasjonsmaterialer, er oljeholdige borevæsker mere tolerante enn vannbaserte Mere skånsom mot enkelte typer reservoarer Har lav korrosivitet Gir gode penetreringsrater Liten utvasking av hullveggene Gode smøreegenskaper Vedlikeholdet av væsken er billig

Selv om oljebaserte borevæsker har mange positive egenskaper, skal en ha klart for seg at der finnes også negative som en må ta opp til vurdering før en bestemmer seg for å benytte slike systemer.

• Det er svært dyrt å bygge et oljebasert system • Mye ekstra mekanisk utstyr trengs på riggen • En vil bli pålagt å bringe borekaksen til land (nye felt fra 1991, ellers fra 1993) • Arbeidsmiljøet forringes • Vanskelig å kurere for tapt sirkulasjon

4.4. Borevæskekjemikalienes fysiske egenskaper Som nevnt tidligere er det i markedet et meget stort antall kjemika­ lier, og det vil være umulig å komme inn på dem alle. I dette avsnittet vil derfor kun hovedgruppene bli beskrevet, og de mest brukte. For dem som ønsker mere detaljer omkring produktene vil 295

som oftest borevæskeselskapene og leverandørene være behjelpelig med informasjon.

4.4.1. Leirer/vannbaserte borevæsker Leirmineralene benyttes som et viktig tilsetningsstoff i borevæsken, både i vannbaserte og i modifisert form i oljebaserte systemer. Vi vet samtidig at det er de ulike leirmineralene i formasjonene som skaper problemer under boreoperasjonene. Derfor er det nødvendig at en forstår de enkelte leirmineralenes reaksjonsmøn­ ster, slik at en kan ta forholdsregler under boringen. I dette avsnit­ tet vil kun de leirer som blir tilsatt borevæskene bli behandlet. Formasjonsleirene og deres påvirkning på hullstabiliteten og boreforholdene vil bli debattert i neste bok, men reaksjonsmønsteret er for flere av disse det samme som en finner i tilsetningsleirene. Leirmaterialene består av kompliserte forbindelser, hvor alumi­ nium og silisium inngår som hovedbestanddeler. Foruten disse vil en finne andre metall-ioner som natrium (Na+ + ), kalsium (Ca+), jern (Fe+ + ), kalium (K+) og magnesium (Mg+). Det er bl.a. tilste­ deværelsen av disse som bestemmer hva slags reaksjonsmønster leirene har når de kommer i forbindelse med en vannfase. Den mest brukte leiren innen oljeindustrien er bentonitt, og da natriumbentonitt (wyoming). Dette er en naturlig natrium montmorillonitt hvis evne til å gi høy viskositet og filtertapreduksjon ved svelling i ferskvann overgår alle andre leirtyper.

TØRR BENTONITT

Fig. 4.4.1. Svelleirers oppførsel under forskjellige tilsetninger. 296

297

Fig. 4.4.2. Mer detaljert framstilling av situasjonen i fig. 4.4.1.

Aggregere

I tillegg til denne har vi den analoge kalsiummontmorillonitten, også kalt «europeisk bentonitt». Denne gir samme yield som wyoming, men ikke den samme filtertap-karakteristikken. Bentonitten leveres på rigg enten i bulk eller i sekker. Den er da tørket og formalt til meget fint pulver (0,5-2,0 mikron) hvilket er en forutsetning for at en skal få optimale svellegenskaper. Kvalite­ ten graderes utifrå APIs spesifikasjoner. Ved tilsetning av vann og kjemikalier hydratiseres leirpartiklene, væskefasens viskositet øker og filtertapet går ned. Dette forklares ved at de enverdige Na+ -ionene holder «pla­ tene» løst sammen, og svelling oppstår når vannet trenger seg mellom disse. Når den europeiske bentonitten sveller (Ca+ + ) vil disse partiklene være sterkere bundet enn Na+ -forbindelsene i wyomingbentonitten, og en vil derfor ikke oppnå hydratisering i samme grad som ved natriummontmorillonitt (bentonitt). Når leir­ partiklene løses i vann kan de innta fire forskjellige tilstander (se fig. 4.4.1 og 4.4.2): • Separasjon (dispergering). Når bentonitt løses i ferskvann vil en få en såkalt dispergert tilstand. Leirpartiklene fordeler seg jevnt, slik at en får en homogen fordeling. Væsken får en viskositetsøkning. Dette er den normale bruksformen på leirer som nyttes til borevæsker. Pga. den plateformete strukturen avsettes en rela­ tivt tynn, ugjennomtrengelig filterkake pa hullveggen, som er svært viktig for hullstabiliteten. • Aggregasjon. Leirpartiklene vil her være bundet sammen flate mot flate. Dette minker antall partikler i suspensjonen, og det vil være ujevn fordeling. Resultatet medfører at viskositeten går ned og filtertapet opp. En slik situasjon får en dersom en løser bentonitt i sjøvann uten å prehydrere den i ferskvann først, dvs. liten økonomisk nytteverdi som borevæske. • Flokkulasjon. I denne tilstanden vil leirpartiklene binde seg sam­ men enten kant mot kant eller kant mot flate. Dette vil resultere i at en får dannet et slags gitter som låser vann inne, og dermed øker viskositeten. Men det medfører at filteregenskapene redu­ seres ved at en ikke får noen tett oppbygging mot filtreringsmediet. Flokkulasjon får en når kalsiumioner (Ca+ + ) tilsettes leirsuspensjonen. Eks. ved sementkontaminering, hvilket er uønsket da borevæsken kan sette seg opp så mye at den ikke lar seg pumpe. En tilsvarende situasjon kan oppstå når en borer inn i kalkrike formasjoner med bentonittslam. • Deflokkulasjon. Dette er den motsatte tilstanden til flokkula­ sjon. Ved tilsetning av kjemikalier, eks. lignosulfonater, kan en redusere kantladningene på leirpartiklene slik at de ikke lenger bindes sammen kant mot kant. Dermed reduserer en slammets 298

flytegrense (yield point), gelstyrke og får samtidig en redusert viskositet. Dette gjøres som tynnende effekt ved boring med leirslam under høye temperaturer. I motsatt tilfelle ville bore­ væsken bli så tykk at den ikke var pumpbar.

4.4.2. Viskositetsøkende stoffer I tillegg til leirene er det utviklet et meget stort spekter av polymerer som gir borevæskene viskositet. Disse produktene gir ofte en kombinasjon av viskositet og filtertapkontroll. og en må derfor ved tilsetning av produktene være bevisst hvilke egenskaper en ønsker å justere. Polymerene er organiske materialer hvor molekylene er knyttet sammen i lange, ofte forgrenede kjeder (poly betyr mange, mer betyr enhet). Disse er ofte enkle kombinasjoner av grunnstoffer satt sammen i repeterende enheter.

Deres funksjon avgjøres av tre faktorer: • Strukturen • Ladningen på molekylet • Størrelsen eller molekylvekten Foruten polymerens egenskap til å gi viskositet og filtertapreduksjon, har de også evne til å adsorberes på overflaten til leirmineralene. Dette skyldes at der er forskjell i ladningene på disse. Vannløselige polymerer kan enten være: • Kationiske (dvs. være positivt ladet). Disse polymerene vil raskt adsorberes på partikkeloverflater som er negativt ladet, f.eks. silikater, og sammenfloke disse slik at de kommer til overflaten som større parikler som kan skilles ut ved hjelp av overflateutstyret på boreriggen. • Anioniske (dvs. være negativt ladet). Polymerer av denne type vil adsorberes på kantene til leirene hvor der er positive ladninger. Dette hindrer disse i å flokkulere med påfølgende fare for viskositetsøkning. Det mest vanlige eksempel på anioniske polymer er lignosulfonater (se fig. 4.3.2 som viser bentonitt suspensjoner). • Nonioniske. Disse typer polymerer er mest brukt i væskefaser med høyt saltinnhold og høy hardhet (kalsium- og magnesiumsalter). Stivelse er et eksempel på denne type polymer. Polymerene deles inn i fire hovedgrupper: • Ekstremt lav molekylvekt (mindre enn 10.000) • Lav molekylvekt (10.000-50.000) • Middels molekylvekt (1-10 mill.) Nedenfor er angitt eksempler på disse gruppenes funksjon og aktu­ elle produkter. 299

Leirpartikler

Polymeren adsorberes på overflate

Fig. 4.4.3.

Polymerer med lav molekylvekt: • Lav molekylvekt • Anionisk (-) Små fragmenter som adsorberes på leirens kanter og øker kreftene som frastøter disse, YP og gel minker (se fig. 4.4.3). Eksempler er lignosulfonater, tanniner, quebracho, polyakrylater. Disse produktene går under betegnelsen deflokkulanter eller tynnere

Polymer

Dannelse av filterkake av polymer og faste partikler

Fig. 4.4.4. 300

Polymerer med middels til stor molekylvekt: • Middels til stor molekylvekt • Nonionisk eller anionisk ( —) Sveller og hydreres. Opptrer som et beskyttende kolloid til parti­ klene. Eksempler er lignitt, stivelse, CMC, PAC. Disse polymerene fungerer primært som filtertapreduserende tilsetningsstoffer, men vil også gi ulike grader av viskositet og inkapulering (se fig. 4.4.4). Eksempel. Filterkakedannelse. Danner filterkake sammen med fas­ te partikler.

Polymerer med stor molekylvekt: • Stor molekylvekt • Anionisk (-) eller nonionisk Binder opp vann (hydrat) ved viskositetsøkning. Eksempler er xantangum og polyakrylamider. Disse produktene er eksempler på polymerer som gir viskositet. Samtlige produkter som er listet her er komersielle og benyttes av de fleste operatørselskapene. De fleste viskositetsfremmende polymerene har sin temperatur begrensning opp til ca. 120-130 °C, men det finnes enkelte produk­ ter som kan benyttes ved noe høyere temperaturer (over 200 °C). I høytemperaturstabile borevæskesystemer vil bentonitt ofte være benyttet i tillegg til polymerene for å stabilisere disse.

4.4.3. Filtertap I tillegg til hullrensing og hullstabilisering er filterkakeoppbyggingen mot permeable soner i formasjonene den viktigste funksjon til borevæskene. Dersom en ikke er istand til å oppnå en forsegling ved hjelp av en tynn, lav permeabel filterkake, vil en kunne risikere store operasjonelle problemer. Derfor er det av stor betydning at en gjennom boreoperasjonene innhenter mest mulig informasjon om formasjonenes litologi, slik at en i soner som er spesielt per­ meable kan ta de nødvendigste forholdsregler med hensyn til borevæskens filteregenskaper. En ineffektiv forsegling karakteriseres ved: a) en tykk filterkake, b) høy filtertaprate, eller c) begge samtidig. Av disse er selve boreoperasjonen mest utsatt ved tykke filterkakeoppbygginger. Tap av større volum filtrat inne i formasjonene kan senere for­ årsake problemer ved logging og testing, og reduksjon er i reservoarets evne til å produsere. En tykk filterkake reduserer diameteren på hullet, med fare for

301

en økning av innsuging og trykkoppbygginger ved trekking og inn­ føring av borestreng og foringsrør. Når borestreng og foringsrør kommer i kontakt med en hullvegg hvor en har en tykk filterkakeoppbygging får en en økning av overflate kontakten som sammen med høyere friksjonskoeffisient øker faren for fastsetting. Det samme vil også gjelde for utstyret som benyttes under logging. En tykk filterkake kan også medføre problemer under semente­ ring av foringsrør, da den vanskelig lar seg fullstendig fjerne. Dette kan medføre kanaldannelser bak foringsrørene med potensielle tap av hydrokarboner, fare for øket trykk i ringrommet, og i verste fall en utblåsing i undergrunnen. Høyt filtertap vil medføre at den opprinnelige formasjonsvæsken, saltvann eller hydrokarboner, vaskes bort fra hullveggen og det vil dermed resultere i tap av viktig informasjon ved logging og formasjonsvæskeinnsamlinger. Filtratinvasjon kan også indusere formasjonsskade ved at reak­ sjoner med den opprinnelige formasjonsvæsken resulterer i løsriving av små partikler som invaderer de fine porene i reservoaret, og dermed nedsetter produksjonsevnen. Tykke filterkaker kan unngåes ved at en gjør en grundig evalue­ ring av produktene under borevæskedesignen. I tillegg må en under operasjonen teste borevæsken ved den temperatur en har i hullet og dersom mulig, det maksimale trykk en forventer i de ulike formasjonslagene.

En vil ha to typer filtertap til formasjonene: • Dynamisk • Statisk

Den dynamiske filterkakedannelsen finner sted under boringen når borevæsken sirkuleres, og det er dannelsen av denne som vil skje umiddelbart etterat formasjonsmaterialet er fjernet. Det er også i denne fasen at en har høyest filtertap til formasjonene. Når filterkaken er dannet på hullveggen, vil den når borevæsken passerer bli delvis slitt bort, men vil gjennoppbygges straks nytt filtrattap oppstår til formasjonen. Etter en tid vil det oppstå en likevekt, og en vil få en konstant tykkelse på kaken samtidig som filtertapet til formasjonen stabiliseres. Statisk filtertap oppstår idet borevæskesirkulasjonen opphører, ved f.eks. trekking, overhaling, fisking osv. Pga. overtrykket i væskesøylen vil et innsig av filtrat til formasjonene oppstå, og det dannes en statisk kake utenpå den dynamiske. Over tid kan en risikere at selv med god filtertapskontroll oppstår det uakseptable tykkelser på kaken som kan forårsake problemer. Under lengre

302

perioder med stans i sirkulasjonen av borevæsken må en foreta avskrapinger av filterkaken i de permeable sonene. Som det fremgår av kapittel 4.4.2, er flere av de produktene som benyttes som filtertapreduserende kjemikalier også viskositetsdannende.

4.4.4. Gelstyrke Gelstyrken er et uttrykk for slammets tiksotropiske egenskaper, dvs. evne til å stivne med henstand. Hvor stor denne styrken skal være avhenger av hvilken vekt fragmentene som skal holdes i suspensjon i borevæsken har. En vil f.eks. måtte ha en annen gel ved boring av foringsrør (milling) enn ved boring av formasjonsmaterialer ettersom stål og leirpartikler har vidt forskjellige egenvek­ ter. Når en designer for gelegenskapene i en borevæske, må en ta hensyn til at disse verken blir for lave eller for høye. I sistnevnte situasjon kan en risikere at en sprekker opp formasjonene ved oppstarting av pumpene (dersom en i det hele tatt klarer å pumpe). Ved innkjøring av borestreng/foringsrør vil en risikere det samme som ved høy gelstyrke i slammet. Stigende gelstyrke i borevæsken under henstand kalles progressiv gel. Den mest ideelle gelstyrken har en når denne raskt setter seg opp til et nivå, flater ut, og lett brytes tilbake til pumpbar væske ved bare noen få rotasjoner med borestrengen (fragil gel).

4.4.5. Tetthet Borevæskens vekt vil påvirke brønnen ved å utøve et hydrostatisk trykk. Dette trykket må tilpasses formasjonstrykket. Det er av stor betydning at borevæskens vekt/tetthet ikke er så høy at det oppstår sprekkdannelser i formasjonene. Men samtidig ikke så lav at en risikerer innrasing. Den minimale borevæskevekten en til enhver tid kan tillate, bør relatere til gradienten for sammenbrudd som beregnes ut fra de lokale formasjonsspenninger, poretrykk og de bergmekaniske tilstander. Slamvekten må være høyere enn poretrykket, men mindre enn frakturasjonstrykket. Grunnen til det førstnevnte er at en må unngå en eventuell innstrømming, «kick». Videre skal en ha en sikkerhetsmargin ved boring inn i eventuelle høytrykksoner. Når en borer ut en formasjonsmasse, vil det oppstå spenningsendringer i formasjonene rundt hullet. Disse vil over tid påvirke 303

hullstabiliteten. Det er derfor nødvendig å ha en viss overbalanse i slike situasjoner dersom en må foreta en uttrekking pga. dårlig vær, borestans, etc. Vekten må være lavere enn formasjonens frakturasjonsgradient, da vi under kjøring av borestreng/foringsrør må ta hensyn til at vi vil få et ekstra trykktillegg til væskesøylen. Tilsvarende trykkøkning får vi ved oppstart i sirkulasjon av borevæsken. For å vedlikeholde borevæskens tetthet benyttes følgende pro­ dukter: • Barytt eller bariumsulfat (BaSO4) som er den mest vanlige. Krav til kvaliteten er spesifisert i API-spesifikasjoner, og den skal utfra disse ha en spesifikk egenvekt på minimum 4,20. En kan ved bruk av dette vektmaterialet oppnå en borevæskevekt på maksimalt 2,40 S.G., som vil ha fast partikkelinnhold på ca. 45 O//o. • Kalsiumkarbonat (CaCO3) med S.G. 2.71, benyttes i bore­ væsker opp til S.G. 1.30. Denne er spesielt gunstig til bruk i reservoarer med lavt trykk, hvor en senere skal utføre syrebehandling (HCL). • Hematitt eller jernoksyd (Fe2O3) med S.G. 4.70 benyttes i dype brønner hvor høy slamvekt kreves, samtidig som en ønsker lavere innhold av faste partikler. Ulempen med dette vektmate­ rialet er at det er delvis magnetisk og i tillegg sliter sterkt på stålet det kommer i kontakt med.

4.4.6. Borevæskekjemikalienes egenskaper Når en designer et borevæskesystem kjemisk må en har klart for seg hva en ønsker å oppna ved de forskjellige kjemikalietilsetningene. Her syndes det svært meget innen oljeindustrien. Videre bør en undersøke på forhånd om de kjemikaliene en blander virker sammen og ikke mot hverandre, dvs. at de er kompatible (bland­ bare). For de vannbaserte borevæskene kan en si at det er få av systemene som tilfredsstiller disse kravene. I oljebaserte borevæskesystemer har en vært mere oppmerksom pa at den kjemiske balansen i systemene er riktig. Væskefasen Normalt regnes ikke vann som et kjemikalie, men det er viktig å ha klart for seg at avhengig av kilden kan det inneholde store mengder uønskede komponenter som må fjernes, eller tas hensyn til under bruk. Vi skiller mellom ferskvann, brakkvann, og sjøvann. Dette kan være komponenter som: • Natrium (Na + )

304

• • • • • •

Klorider (Cl ' Magnesium (Mg‘) Kalsium (Ca+ + ) Kalium (K+) Sulfater (SO4-) Andre

Disse komponentene kan få stor betydning bl.a. for viskositeten (jfr. miksing av bentonitt i sjøvann). pH-justerende kjemikalier Av disse er de mest benyttede: • Kaustisk soda (NaOH) • Kalium hydroksyd (KOH) • Lime (Ca(OH)2)

pH-nivået i borevæsker varierer mellom 7.5-11.5 avhengig av borevæskens kjemiske sammensetning. Det regnes som god filosofi å ha en pH som er lik den en har gjennom formasjonene (oftest 7,5-8,5) da pH over 8,7 påvirker leirenes tendens til å begynne å svelle (jfr. oppredning av bentonitt). Nå er situasjonen den at ikke alle kjemikalietyper vil fungere ved lave/høye pH-verdier, og denne må derfor avpasses etter dette. Av andre operasjonelle situa­ sjoner som krever f.eks. høy pH-verdi i borevæsken. har en situa­ sjoner der det er fare for innsig av sure gasser som H2S og CO2. Ved lav pH-verdi vil disse løses ut og være sterkt korrosive. og for H2S’s del dødelige ved høy konsentrasjon. Feilaktig pH-verdi har følgende innvirkning pa borevæskens egenskaper: • Dårlige rheologiske egenskaper • Reduserte filteregenskaper • Dårlig filterkakekvalitet • Ustabil/bløt borekaks • Høyt forbruk av pH-sensitive kjemikalier • Korrosjonsproblemer Inhiberende kjemikalier Salter. Av disse er kaliumklorid (KC1), natriumklorid (NaCl). og kalsiumklorid de mest brukte. Disse løses i ulike konsentrasjoner i vannfasen for å stabilisere de av formasjonsmaterialene som har tendens til å hydrere (f.eks. smektitter og ilitter). Gips. Gips (CaSO4) tilsettes for å stabilisere leirformasjonene ved at Ca+4 -ionene danner bindingskrefter mellom leirpartiklene. Ca++ -ioner tilføres ofte også ifra lime (Ca(OH)2). jfr. omtale av

305

gips/polymer borevæske. Den siste vil i tillegg øke pH-verdien, og dette må en ta hensyn til dersom den allerede er høy nok.

Andre kjemikalier Disse inngår mer som tilsetning under spesielle operasjonelle for­ hold, eller som spesialbehandling under selve oppredningen av borevæskene. Pottaske (Na2CO3) benyttes f.eks. til utfelling av kalsium i vann­ fasen ved oppredning av vannbaserte borevæsker for å hindre flokkulering av bentonitten. Natrium- og kaliumbikarbonat (NaHCO3 og KHCO3) benyttes også til utfelling av kalsium, men spesielt i forbindelse med sementkontaminering der de er meget effektive. Av tynnere har vi ulike typer: • Ferrolignosulfonat • Ferrokromlignosulfonat • Kromlignosulfonat • Kromlignitt • Tanniner

Tilsist kan nevnes at en alltid vil ha et lager av diverse produkter til behandling av tapt sirkulasjon til formasjonene. Hvilke type og sammensetning en vil benytte avhenger av de formasjonsproblemene som har oppstått. De mest brukte er cellofan, glimmer, valnøttskall, fibermaterialer, og diverse syntetiske produkter.

4.4.7. Oljebaserte borevæskekjemikaliers egen­ skaper Leirer I de oljebaserte borevæskesystemene benyttes bentonitt som er blitt tilført en amingruppe. Denne modifikasjonene gjør det mulig for leiren å dispergere i olje/vannfasen. Leiren er ved denne behandlingen omdannet til en såkalt organofil leire som gir olje/ vannfasen den ønskede viskositet, samt noe filtertapkontroll. Viskositeten en oppnår, vil ofte være avhengig av type basolje som benyttes, aromatinnholdet, mengde mekanisk energi som benyttes under oppredningen, mengde/type emulgator og de oljefuktende egenskaper til systemet, osv.

Viskositetsøkende stoffer/polymerer Også polymerer av ulike slag er utviklet for å gi oljeslam viskositet. 306

Disse polymerene er bl.a. resiner, som er lange polymerkjeder bestående av repeterte grunnelementer. Polymerer for filtertapsreduksjon Ved bruk av oljebaserte borevæsker er det ønskelig å ha et så lavt filtertap som mulig. Dersom en ønsker dette lavere enn det som forårsakes av vanndråpene, vektmaterialet og formasjonsfragmentene, kan filtertapreduserende materialer tilsettes. Asfaltholdige produkter er ofte brukt i denne sammenheng, samt aminbehandlet lignitt.

Væskefasen I Nordsjøen benyttes idag lavaromatiske mineraloljer som basis for oljeholdige borevæsker. I løpet av de siste årene er det kommet til flere nye mere miljøvennlige systemer som er basert på bl.a. synte­ tiske og vegetabilske oljer, og glykol/glykolestere. Dette skyldes at mineraloljene inneholder miljøskadelige aromater, som nedbrytes sent og gir smak på fisk og bunndyr som befinner seg i omgivelsene der oljeslam/kaks slippes ut. Væskefasen i en oljeholdig borevæske består av olje som hoved­ komponent med saltvann (vanligvis kalsiumklorid) i suspensjon. De fine vanndråpene holdes stabilt i væsken ved hjelp av emulgatorer, og balanserer det osmotiske trykket i formasjonene, samt bidrar til filtertapkontroll.

Emidgatorer Emulgatorenes oppgave i et oljeslam er å styrke emulsjonen, dvs. hindre at de dispergerte vanndråpene sammenfaller og danner en egen separat væskefase. Emulgatorene er ofte fettsyrederivater som omformes til kalsiumsåper når kalsiumhydroksyd (Ca(OH)2) tilsettes, og dermed reduserer overflatespenningene til de fine vanndråpene, slik at disse ikke adderes til hverandre.

Oljefuktere Oljefukterne tilsettes borevæsken for at faste partikler som leire og barytt. blir oljefuktet. Dette er nødvendig for at en i det hele tatt skal kunne blande inn disse stoffene i borevæsken. For lite oljefukter vil resultere i at faste partikler blir vannvate og tetter igjen nettene på siktemaskinene. For mye vil igjen medføre reduksjon i borevæskens viskositet og kan dermed resultere i utfelling av de faste partiklene.

307

Tetthet Valg av vektmaterialer er det samme som for vannbaserte borev­ æsker.

Andre kjemikalier Av disse inngår lime (Ca(OH2)) som den mest brukte i forbindelse med dannelse av kalsiumsåper (se emulgatorer). Oljebaserte bore­ væsker er normalt meget stabile og en trenger ikke i den grad som vannbaserte borevæsker, ekstra spesialkjemikalier.

4.5. Kjemikaliene i ulike borevæsker For lettere a fa en oversikt over hovedkomponentene i de ulike borevæskesystemene er det nedenfor angitt sammensetninger på fire ulike borevæskesystemer (tabell 4.1). Videre er det satt opp i tabellform med eksempler på produkter som faller inn under de ulike hovedkomponentene, og noen eksempler pa diverse spesial­ kjemikalier tabell 4.2). Tabell 4.1

Spud mud Vann W.bentonitt Pottaske Kaustisksoda

KCL/PAC polymer

Gips/PAC polymer

vann PAC kaliumhydroksyd KCL vektmateriale

vann PAC kaustisk soda gips vektmateriale

Oljeslam olje/vann organofil leire lime primær emulgator sekundær emulgator

4.6. Borevæske retur- og rensesystemer Kontroll av partikkelinnhold i borevæskene er den viktigste slambehandlingen som foretas fortløpende under boreoperasjonen. Av­ hengig av formasjonssammensetningen vil partikkelinnholdet øke ved at en knuser formasjonsmaterialet ved selve borekronen, langs borestrengen opp til overflaten, og ved at borevæsken bryter bin­ dingene mellom partiklene slik at de brytes ned til mindre enheter. 308

Disse vil ha en negativ effekt på borevæskenes egenskaper, og det er derfor ønskelig å få disse fjernet ved hjelp av ulike typer utstyr på overflaten. I praksis er ikke dette mulig å utføre 100 %, og en må akseptere et visst innhold, med de kostnader og konsekvenser dette medfører. De ulike borevæskesystemene vil kunne tolerere ulike mengder finpartikler før de boretekniske egenskapene deres blir så reduserte at det medfører stor risiko å fortsette boringen, og dermed må skiftes ut med ny borevåske eller oppgraderes.. Det finnes ulike metoder til å redusere finpartikkelinnholdet. Foruten de mekaniske som vi vil komme nærmere inn på senere, kan dette gjøres ved følgende operasjoner: • Fortynning av borevæsken med vann (vannbasert) • Erstatte med ny borevæske (vannbasert/oljebasert) • Utfelling (vannbasert) Det meste av kostnadene i forbindelse med borevæskebehandlingen kan tilbakeføres til finpartikkeloppbygging i væsken, og det er vanligvis billigere å fjerne disse enn å prøve å bekjempe dem ved bruk av kjemikalier. I tillegg til økende kjemikaliekostander, kan høyt finpartikkelinnhold forårsake boretekniske problemer som vil kunne resultere i økende kostnader, og mulighet for stopp i bore­ operasjonen. Høyt partikkelinnhold vil gi borevæsken endrede egenskaper som kan gi følgende boreproblemer som: • Høy plastisk flyt med reduksjon i boreraten • Høy gelstyrke og/eller høyere vekt som kan forårsake sirkulasjonstap • Dannelse av tykk filterkake som gir risiko for differensial fastset­ ting (jfr. filtertapkontroll) • Høyt sandinnhold som medfører slitasje på boreverktøy, pum­ per, rør, etc. De ulike borevæskesystemene aksepterer ulike konsentrasjoner av finpartikler, og deres kjemiske og rheologiske sammensetning er basert på ulike filosofier om hvordan en kan behandle borevæsken for å unngå ovennevnte problemer. Gips/polymersystemer baserer seg på prinsippet om fortynning og kjemisk behandling (lignosulfat), og en vil her ofte se høye borevæskeforbruk i forhold til boret formasjon (f.eks. 1 m" forma­ sjon gir vanligvis forbruk på 9-11 nr borevæske). KCl/polymersystemene baserer seg på at en forsøker å beholde borekaksen så stor som mulig gjennom inkapsulering (polymerer) og inhibering (KC1), og reduserer innholdet ved hjelp av mekanisk/ fortynningsprinsippet (1 m3 borekaks gir vanligvis et forbruk på 6 m' KCL/polymer). De oljebaserte borevæskene vil tolerere et større innhold av 309

Tabell 4.2

Viskositetsdannende produkter

Wyoming bentonitt

Carboksylmetylcellulose (CMC) Polyanionisk cellulose (PAC) Biopolymer (XC-XCD) Hydroksyletylcellulose (HEC) Organofil leire

Filterkontroll midler

Vektmaterialer

Produkter for svellingskontroll

Wyomingbentonitt stivelse CMC PAC Lignosulfonat Gilsonitt Aminbeh. lignitt Barytt Kalsiumkarbonat Hematitt Illmenitt Galena (blyglans)

Kaliumklorid Natriumklorid Gips Lime Soltex Gilsonitt

pH-justerende

produkter

310

Kaliumhydroksyd (KOH) Natrium hydroksyd (NaOH) Lime (Ca(OH)2)

leire

polymerer

leire for oljeh. borevæske leire

polymerer

Asfalt produkt. Oljeslam

salter

modifisert asfaltprodukt

Sirkulasjonstap materialer (LCM)

Cellofan Glimmer Nøtteskall Fiber, sagmugg Kalsiumkarbonat (CaCo3) Div.synt, produkter

Smøremidler

Mineraloljer Animalske oljer Vegetabilske oljer Syntetiske oljer

Antiskummidler

Aluminium stearat div. alkoholforb.

Korrosjonsinhibitorer Biocider

Mange ulike typer *>*>

Spesialprod. for frigjøring ved fastsetting av boreutstyr Kommersielle produkter

Oljeprodukter

Pottaske Natrium-kaliumbikarbonat

Emulgatorer (primære, sekundære) Oljefuktningsmidler

311

finpartikler uten at det virker negativt på de rheologiske egenska­ pene. Dessuten vil ikke formasjonsleirene kunne svelle i et slikt miljø og dermed ikke få tilsvarende påvirkning, slik som i et vann­ basert system.

4.6.1. Fortynning Fortynning er den minst ønskede metoden da den er meget kostbar og gir store slamvolum. Problemer en da vil stå overfor, er tankkapasitet på riggene for å ta vare på det økende volumet.

4.6.2. Erstatning med ny borevæske I dette tilfellet dumper en hele eller deler av systemet til sjø når innholdet av partikler når et uakseptabelt nivå, og erstatter det med ny væske eller vann. Dette er også en kostbar metode, dessuten gir den negative miljøpåvirkninger. Fordelen med denne metoden er at en ikke får de store slamvolumene på overflaten. På sikt vil en forvente at disse utslippene ikke vil bli tillatt (STF's langtidsplan tilsier reduk­ sjon av kjemikalieutslipp til 35 % av dagens nivå innen 1995).

4.6.3. Utfelling Utfellingsmetoden baserer seg på at når en væske er i ro. vil de tyngste partiklene felles ut. Pa en rigg vil en utføre dette i spesielle dumpetanker (sand traps). Nar en skal ta stilling til hvilke behov en har til separasjonsutstyr på en rigg, må en ha klart for seg at det må minst kunne behandle det totale sirkulasjonsvolumet, dette for å ha en viss sikkerhetsfak­ tor. Videre ma de forskjellige enhetene plasseres i riktig rekkefølge slik at de fjerner det de er ment for. Det er også av vesentlig betydning at en har klart for seg hvilke typer systemer en kommer til a benytte og deres kriterier til behandling. Dette vil være for­ skjellig ettersom det dreier seg:

• Vannbaserte eller oljebaserte borevæsker • Veide eller uveide systemer Denne vurderingen må gjøres forat valg av utstyr skal bli optimal. Erfaringer har vist at en type utstyr som virker til én borevæske nødvendigvis ikke virker i en annen. Parametre som påvirker utsty­ rets effektivitet er: • Mengde av partikler • Type partikler

312

• Størrelsen av partiklene og fordelingen • Egenvekten

Prinsippet for det utstyr som nyttes til behandling av partikler i borevæsker, er enten basert på partikkelens spesifikke vekt eller på å håndtere partikkelstørrelsen. Nå vet vi som tidligere nevnt at borevæskene er designet for å kunne holde faste partikler i suspensjon. Derfor er effekten av­ hengig av: • Størrelsen/tyngden på partiklene • Borevæskens evne til å holde partikler i suspensjon (gelstyrke og YP) • Dybden av tankene • Oppholdstiden Synkehastigheten til partiklene kan økes ved å variere borevæskens rheologiske egenskaper. En annen metode er å tilsette flokkulasjonsmidler, slik at partiklene tiltrekker hverandre og dermed øker i vekt med påfølgende øket fellingshastighet.

4.6.4. Utstyr for oppredning/vedlikehold av bore­ væsker Som tidligere nevnt er borevæskebehandlingen en kontinuerlig pro­ sess under boreoperasjonen. Den består av vedlikehold, ny oppred­ ning av væske til erstatning for den som enten går tapt sammen med borekakset eller er av en slik kvalitet at den må deponeres. Utstyret som benyttes i den forbindelse er som angitt i fig. 4.6.1: • Blandebord/automatisk doseringssystem for sekkmateriale • Tanker for barytt/bentonitt • Slamtanker • Røreverk • Slampumper

Når borevæsken returnerer til overflaten, kan den være kontami­ nert med bl.a.: • Ulike typer formasjonsmaterialer (sand, leirer, kalk og andre faste partikler) • Formasjonvann med ulike salter • Oljer • Gasser • Sementkontamineringer i forbindelse med støping av foringsrør Dette medfører at en må ha ulike typer utstyr som kan frigjøre borevæsken fra disse forurensningene, og opprettholde dens egen­ skaper. Som en ser av fig. 4.6.1. vil borevæsken føres gjennom

313

Fig. 4.6.1. Mekanisk separasjonsutstyr (Dresser Swaco).

følgende prosesser før den igjen er klar for pumping tilbake i hullet: • Rist for utskilling av meget store fragmenter (Gumbo trap) • Siktemaskiner (shale shakers) • Avgassingsutstyr (degasers) • Sandfeller (sand traps) • Desander • Desilter/hydrosykloner • Slamrenser (mud cleaner) • Sentrifuger Ved bruk av oljeholdige borevæsker vil en også ha behov for utstyr til rensing av borekaksen. slik at oljevedhenget kommer ned pa et akseptabelt nivå.

Utstyr til dette kan være: • Sentrifuger • Vaskeutstyr kombinert med sentrifuger

Fig. 4.6.2. Skjema over slambehandlingsystemet. Vannbasert! oljebasert. Avgassing --------------

Hoved st rømmer

—- Tap ved prosessen [

-------------

Sek. strømninger

- - Tap ved vedlikehold

, Væsketap t

Avfallstrømmer

314

315

O ljebaserte rensem idler

Ettersom kravene er blitt strengere, er det idag vanlig å bringe borekaksen til land for videre behandling. Av de disse typer utstyr finnes det mange varianter og det vil bli for omfattende å beskrive dem alle. De fleste baserer seg på ekstrksjon eller fordampning ved lav temperatur og lavt trykk. Bren­ ning benyttes, men er miljømessig lite akseptabelt, dessuten får en da ikke gjenvunnet oljen. I tillegg vil en ofte se at det er ulike oppfatninger blant riggpersonell om hvilke som er nødvendige å ha, samt bruken av disse.

4.6.5. Blandebord/automatiske doseringssystemer for sekkmaterialer Nar en benytter borevæskekjemikalier i sekk blir innholdet tilført systemet via et blandebord som er plassert i forkant av slamtan­ kene. Her kuttes sekkene og innholdet tømmes ned i en trakt (hopper) i bordet. Denne står i forbindelse med en væskestrøm som pumpes inn i borevæsketankene, og som er slik konstruert at det oppstår et vakuum. Dette bidrar til å suge kjemikaliene inn i væskestrømmen. Uten dette suget ville en fatt dårlig innblanding, og et uholdbart arbeidsmiljø da flere typer kjemikalier gir dels helsefarlig (eks. kaustisk soda), dels utrivelig arbeidsmiljø (eks. gips). Det er viktig at kjemikaliene blandes godt sammen, da en ellers ikke vil oppnå de forventede borevæskeegenskapene. Det er bl.a. pga. ovennevnte problemer med arbeidsmiljø, utvi­ klet flere typer automatiske doseringssystemer. Fordelen med disse er at en har bedre kontroll med kjemikalieforbruket, og at en får støvfritt arbeidsmiljø. De systemene en har idag er avhengig av at de tilføres de nødvendige informasjoner som skal til for at de skal kunne avgi de rette kjemikaliemengder (dvs. informasjon om vekt og viskositet). Operatøren ma gjøre fullstendige analyser på bore­ væsken før han plotter inn de nødvendige doseringsdata. Fra da av overtar systemet, og via finurlige datasystemer og vektceller på kjemikaliebeholderne doseres de rette mengder. Disse rapporteres så inn i en database for senere oppsummering av forbruket.

Det finnes ulike systemer som baserer seg på • Containere • Storsekk • Kutting av småsekk

4.6.6. Slamtanker Antall tanker som benyttes er avhengig av følgende: 316

• Hvor stort hullvolum en beregner (dybde på brønnen) • Nødvendig reservevolum • Volum av aktive tanker

4.6.7. Røreverk Den høye konsentrasjonen av partikler i en borevæske krever at væsken holdes i bevegelse, slik at de tyngre partiklene ikke felles ut. For å forhindre dette benytter en røreverk eller agitatorer i tankene sammen med små sirkulasjonspumper. Det kan være en eller flere i hver tank. Røreverket består av motoraksling og rotorblad, og vil ha forskjellig utforming alt etter hvilke strømningsmønster en vil gi borevæsken, og hvilken utforming en har på tankene, og om røreverkene er permanente eller flyttbare.

Fig. 4.6.3. Røreverk (Dresser Swaco).

4.6.8. Slampumper For å bringe borevæsken ut og inn av hullet trenges pumper. De fleste riggene har minimum to pumper som er plassert like ved

317

slamtankene. Disse er vanligvis triplex-pumper med høy kapasitet og høyt arbeidstrykk. Pumpene er meget sterkt utsatt for slitasje pga. det store innholdet av faste partikler i borevæskene. Pumpene er konstruert slik at de gir minimal «pulsering» i væskestrømmen, og de mates ved sentrifugalpumper som er plassert lik ved. Rister for utskilling av meget store fragmenter Under boring i enkelte formasjoner risikerer en å få store formasjonsbiter opp til overflaten (Gumbo). For å fa skilt disse ut arrang­ erer grove rister like ved innløpet til siktemaskinene.

Siktemaskiner Ved hjelp av sikteduk separeres partiklene fra borevæsken. åpningen eller maskevidden bestemmer hvor store partikler som skal separeres fra. Effekten og kapasiteten pa de ulike siktemaski­ nene er meget forskjelllige, samt borevæskens egenskaper vil her være meget avgjørende. De parametrene som influerer pa dette er som følger: • Om det er olje eller vannbasert system • Fordelingen av slammet/kaksen over duken • Størrelsen/konsistensen på borekaksen • Maskevidde • Borevæskens rheologiske egenskaper • Sirkulasjonsvolumet • Vibrasjonshastighet/bevegelsemønster De siktemaskinene som normalt brukes idag har dobbelt «dekk», dvs. at en på det øverste dekket har duk med forholdsvis store åpninger slik at en får fjernet de største partiklene, mens det nedre dekket har mindre maskevidde. Hvilke størrelser en til enhver tid velger avhenger av de parametrene som er angitt over. Siktemaski­ nene arrangeres ved siden av hverandre, og det er vanlig å ha 3-4 stk. Dersom en kan fjerne storparten av partiklene på dette stadiet, vil det spare en for oppbygging av finpartikler ettersom en vil fa ytterligere formaling i pumpene når slammet pumpes ned i hullet. Moderne siktemaskiner er også utstyrt med trinnløse regulatorer, slik at en kan justere siktehastighet etter slamtype. (Oljeslam kre­ ver en annen hastighet enn f.eks. KCl/polymerslam.) Videre kan en på enkelte typer variere vinkelen på dekkene slik at oppholdsti­ den over duken blir optimal. Andre forbedringer er justerbare bevegelsesmønstre til dekkene. A vgassingsntstyr Innsig av gass fra formasjonene, eller ved at det har oppstått kjemi­

318

ske eller bakteriologiske reaksjoner i borevæsken mens den opp­ holder seg nede i hullet, medfører fare for personell (giftgasser) og risiko for formasjonsproblemer. Gassen kan bidra til reduksjon i tettheten på borevæsken, slik at den ikke er i stand til å kontrollere poretrykket. I tillegg kan den miste bæreevnen, med det resultat at de tyngre partiklene (kaks og barytt) vil falle ned over borekronen.

Det finnes flere typer avgassingsenheter. De mest brukte er: • Vakuumavgasser • Syklonavgasser • Avgassing over store flater

Vakuum/syklonavgasser benyttes henholdsvis i prosessrommet og ved sirkulasjon av større gassinnsig (gass-kick).

Sandfeller (sand traps) Sandfellen er lokalisert like under siktemaskinene. Hensikten med disse er som nevnt i kapittel 4.6.3, å felle ut de partiklene som går gjennom duken på siktemaskinene. Sandfellen vil også fange opp større partikler dersom en får hull i siktedukene. Den tømmes regelmessig ved manuell åpning av bunnventil til avløp.

Desander Etterat borevæsken har blitt avgasset sendes den gjennom desanderen for ytterligere fjerning av småpartikler som har passert gjennom siktemaskinene og sandfellen. Borevæsken suges via en sentrifugalpumpe til desanderen. Desanderen bygger på samme prinsippet som desilteren. dvs. fjerning av partikler ved hjelp av sentrifugal­ krefter. Desanderen er beregnet å fjerne sand med partikkelstørrelse over 74 mikron. Desilter/hy drosy kloner Desilteren er beregnet til å fjerne de finere partiklene (ca. 10 mikron), men kan også som desanderen fjerne de grovere. Størrel­ sen på syklonene er av betydning bade på kapasitet og hvilken partikkelstørrelse de kan skille ut. Når en dimensjonerer for syklonenes kapasitet må en ta hensyn til hvilke borehastighet en kommer til å bore med, dvs. mengde væsker og påfølgende innhold av faste partikler. Videre vil følgende faktorer ha innflytelse på separasjons effektiviteten til hydrosyklonene: • Borevæskens egenskaper (rheologi/vekt) • Trykktapet over syklonene • Konstruksjonen på selve syklonen • Partikkelstørrelse, fordeling og tetthet 319

0

Fig. 4.6.4. Et blandebord med prinsippskisse (Composite Catalog vol.3).

Ettersom utstyret baserer seg på partiklenes størrelse og tetthet, vil det bl.a. separere bort barytten i væsken. Derfor er det lite økono­ misk å benytte denne type utstyr til oppveide borevæsker. Hydrosyklonene benyttes ofte i forbindelse med sikteduk og dermed er en istand til å gjenvinne endel av barytten. En har da det en kaller en slamrenser eller «mud cleaner».

Sentrifuger Sentrifugene fungerer ved a separere borevæsken i to faser. En strøm med et rikt innhold av kollodiale partikler (for det meste 320

Fig. 4.6.5. Automatisk slammiksingsystem (Halliburton).

Fig. 4.6.6. Desander (Dresser Swaco).

321

Fig. 4.6.7. Desilter.

mindre enn 1-2 mikron) og en tung med store partikler, vanligvis større enn 10 mikron. Sentrifugene blir for det meste benyttet nar en har veide borevæskesystemer. men blir også i enkelte tilfeller benyttet ved uveide. Når en bruker sentrifugen til et veid system, vil de tyngste parti­ klene (barytten) bli gjenvunnet og væskefasen deponert. En sentri-

Fig. 4.6.8. Snitt av syklon (Dresser Magcobar).

322

Fig. 4.6.9. Siktemaskin.

Fig. 4.6.10. Snitt av dekanterende sentrifuge (F. Holen). fuge har vanligvis et kuttepunkt på 3-5 mikron, dvs. alle partikler som er mindre vil bli fjernet. Dette medfører at mesteparten av kjemikaliene (polymerer), og eventuelt bentonitten forsvinner med væskefasen. Derfor må en foreta en økonomisk overveielse før sentrifugen benyttes da kjemikalier som polymer ofte er meget kostbare. I uveide borevæsker er hensikten med sentrifugering å holde borevæskevekten så lav som mulig. Ved boring av topphull og bruk av stigerør vil dette være nødvendig pga. fare for oppsprekking av formasjonene ved vektøkning. Videre benyttes sentrifugen til gjen­ vinning av vektmaterialer i borevæsker som ikke skal benyttes videre.

323

Ellers brukes de ved reduksjon av borevæskevolumene og nar viskositetsproblemer oppstår pga. vekten. Det finnes mange for­ skjellige varianter av sentrifuger, med forskjellige kapasiteter. Fel­ les for alle typer slambehandlingsutstyr, sentrifuger, siktemaskiner, sykloner osv., er at kapasiteten på disse minker når vekten pa borevæsken øker. Kan man holde partikkelinnholdet i en borevæske på et mini­ mum, vil dette resultere i høyere borehastigheter, samt lavere borevæskekostnader.

4.7. Kvalitetskontroll av kjemikalier/ borevæskesystemer 4.7.1. Testing og analysering av borevæsker/ kjemikalier For å designe og opprettholde de spesifikke krav en setter til et borevæskesystem, er det nødvendig å måle både kvaliteten av de enkelte kjemikaliene som inngår i forkant av sammenblandingen, og etterat borevæsken er oppredet og tatt i bruk. Som nevnt i tidligere avsnitt skal de ulike borevæskesystemer tilfredsstille mange ulike betingelser under boreprosessen. I en fullstendig borevæskesjekk inngår derfor både fysiske og kjemiske analyser. De fleste av disse er spesifisert i API/OCMA (American Petroleum Institute/Oil Company Materials Associa­ tion) prosedyrer, mens andre vil være spesifisert av operatørselska­ pene selv. Selve kvalitetskontrollen kan deles inn i ulike stadier: • Kvalitetskontroll (kjemisk/fysisk) av de enkelte kjemikaliene • Kvalitetskontroll av borevæskesystemet under oppredingen • Kvalitetskontroll under boreoperasjonen

I tillegg til kvalitetskontrollen av kjemikaliene, inngår analyser av kjemikalienes miljø og helsepåvirkninger. Disse skal dokumenteres på egne helse og sikkerhetsdatablad, og skal danne grunnlaget for den faremerkingen produktene skal påføres. Økende krav til bruk av miljøvennlige produkter, dvs. produkter med lav marine giftig­ het, rask nedbrytbarhet og lav bioakkumuleringsgrad, vil resultere i at en i de nærmeste årene vil få begrensninger i hvilke produkter som kan benyttes i borevæskesystemene, og som under bruk kan deponeres i havet. På plattformen er det borevæskeingeniøren som foretar de dagli324

ge analysene av borevæsken. De ulike testprosedyrene som benyt­ tes finnes i API RP13B.A og RP13I som omfatter såvel fysiske som kjemiske analyser. Foruten selve testprosedyrene angir disse også en detaljert beskrivelse av bruken av det testutstyret som er nødvendig for en fullstendig borevæskekontroll. Det utstyret som omtales er konstruert for å kunne gi borevæskeingeniøren nok informasjon til at han kan designe, og oppdage eventuelle endringer i borevæskeegenskapene på et tidlig stadium. Ettersom boring etter olje og gass foregår på mange ulike steder i verden, ofte under de kummerligste forhold, er testutstyret konstruert deretter. Det er mao. et feltutstyr og ikke noe mere. Derfor vil nøyaktigheten av de analysene som utføres være begrenset, og det er viktig at en ikke har en overdrevet tiltro til resultatene, men tar dem for hva de er. Borevæskeselskapene vil normalt ha etablert avanserte laboratorier på sine landbaser som kan utføre mere nøyaktige og spesifikke analyser, og det er derfor viktig at en har et samspill mellom offshore aktiviteten og laboratoriene på land. Fig. 4.7.1. angir hvilke analyser som utføres på borevæsker i henhold til APIspesifikasjonene.

4.7.2. Laboratorieutstyr på rigg For å kunne utføre ovennevnte fysiske og kjemiske analyser, er det som nevnt utviklet spesielle utstyrspakker for å gjennomføre disse. Sammensetningen vil være avhengig av om en bruker oljebaserte eller vannbaserte borevæsker, men en del av utstyret er standard for alle typer borevæsker. I dette avsnittet vil bare de viktigste delene av utstyrspakken bli omtalt, og det anbefales for dem som ønsker ytterligere informa­ sjon å studere de API-spesifikasjonene som er omtalt i kapittel 4.7.1. De egenskapene på borevæskene som det har størst betydning å kontrollere er: • Vekten på borevæsken • Borevæskens flytegenskaper • Filtreringsegenskapene • Kjemisk innhold

Vekten Borevæskens tetthet blir målt med en slamvekt. I prinsippet består den av en urne med beger og lokk, knivegg, libelle, rytter og motvekt (se fig. 4.7.2). Begeret fylles til et konstant volum ved hjelp av lokket m/hull. Rytteren beveges til vekten er i balanse og en leser av på armen 325

Analyser

Vannbasert

Oljebasert

Slamvekt

X

X

Viskositet og felstyrke

X

X

Filtertap

X

X

Sandinnhold

X

X

Væske- og fastpartikkelinnhold

X

X

pH-verdi

X

Motstandsmåling

X

Elektrisk stabilitet, vann i oljeemulsjon

X

Kjemiske analyser

X

X

Fig. 4.7.1. Borevceskeanalyser (API standard). 1. Slamvekt, 2. Viskositet og gelstyrke, 3. Filtertap, 4. Sandinnhold, 5. Væske- og fastpartikkelinnhold, 6. pH-verdi, 7. Motstandsmåling, 8. Elektrisk stabilitet, vann i oljeemulsjon, 9. Kjemiske analyser.

326

tettheten. Skalaen angir tettheten i forskjellige enheter som gram/ liter eller pund pr. gallon. Under noen operasjonelle forhold kan det forekomme at en får luft eller gass inn i borevæsken. Dette vil medføre uriktige avle­ sninger av væskens tetthet, noe som kan resultere i at en mistolker situasjonen. Luft/gass-blærene kan enten fjernes kjemisk ved tilset­ ning av en skumdemper som kan være et alkoholbasert produkt, eller ved at en benytter spesielle vekter hvor en danner overtrykk inne i begeret ved hjelp av en pumpe. Ved å presse inn ytterligere borevæske etterat begeret er fylt opp, presser en gassblærene sam­ men slik at de får liten innvirkning på avlesningen. En skal være oppmerksom på at utstyret er belagt med en viss usikkerhetsfaktor og det er derfor viktig at en har en systematisk kontroll basert på fastlagte kalibreringsrutiner. Måling av borevæskens flytegenskaper Hensikten med de rheologiske målingene er som ved vektkontrollen, at en på en hurtig og enkel måte skal få påvist eventuelle endringer i egenskapene til borevæskene. For å kontrollere flytegenskapene har en normalt to metoder, som er egnet til bruk på feltet: • Traktviskositet. Marsh funnel • Viskosimeter eller rheometer

Traktviskositet. Marsh funnel. Prinsippet for denne målemetoden er at en måler flytegenskapene ved hjelp av en plasttrakt, 305 mm lang, maks. diameter 152 mm, med et utløp som består av et 54 mm langt rør med innvendig diameter 6 mm. Innvendig dekkes halve trakten av en metallsikt som skal fange opp fragmenter som kan tette igjen røret. Trakten fylles opp med borevæske mens en holder for rørets utløp med en finger. Ved å måle utstrømningstiden som skal til for å fylle et beger på 946 ml (1 quart) får en et mål for såkalt traktviskositet i sekunder. Dette utstyret benyttes kontinuer­ lig under boringen. Det er ikke særlig nøyaktig, men med erfaring vil en på et tidlig tidspunkt kunne identifisere endringer i flytegenskapen (se fig. 4.7.3).

Viskosimeter eller rheometer. Av viskosimeterne er Fann 35 viskosimeteret det mest kjente (se fig. 4.7.4). Det består av et statisk, fjærbelastet lodd som står i forbindelse med en avlesningsskala. Omkring dette er det montert en hylse som i motsetning til loddet kan rotere med ulike hastigheter. Vanligvis benytter en hastighetene 600, 300, 200, 100, 6 og 3 rpm. Disse er faste og endres ved hjelp av en giranordning. Loddet 327

Fig. 4.7.3. Traktviskosimeter.

Fig. 4.7.4. Fann 35 viskosimeter. 328

Fjær

Fig. 4.7.5. Skisse av lodd, rotasjonshylse og avlesningsskala på et Fann viskosimeter.

med hylsen settes ned i borevæsken slik at det i sjiktet mellofh sylinderens innervegg og loddet blir fylt opp med borevæske til et angitt merke på sylinderen. Nar sylinderen roterer ved ulike hastig­ heter, trekkes det fjærbelastede loddet med inntil det oppstår en balanse i friksjonskreftene mellom lodd, væskesjikt og sylinder­ vegg. Utslaget og avlesningen er avhengig av friksjonsmotstanden i boreslammet. Målingene startes ved den høyeste hastigheten (eller shear raten) da borevæskene er vanligvis mest lettflytende ved høye skjærhastighet. En venter med avlesningen til systemet har stabili­ sert seg, så går en nedover på hastighetsskalaen. Flyteegenskapene beregnes ut fra 600 og 300 rpm og en får ut PV (plastisk viskositet) og YP (flytegrense) etter følgende kalkulasjo­ ner: PV = avlesning v/600 rpm - avlesning v/300 rpm Y P = avlesning v/300 rpm — PV Avhengig av hvilke type væsker en måler, vil en registrere ulike rheologiske egenskaper når en måler skjærspenningene ved ulike skjærhastigheter. Dette skyldes deres ulike «motvilje» til å defor­ meres under påvirkning av ytre krefter. Pga. sine flytegenskaper blir væskene derfor inndelt i ulike klasser som: • Bingham-væsker (f.eks. boreslam) • Newtoniske væsker • Ikke-newtoniske væsker (disse består av flere undergrupper)

329

For å karakterisere flytegenskapene og væskenes karakteristikk plotter en skjærspenningene opp mot skjærhastighetene i diagram­ mene (se fig. 4.7.6). På den måten får en visuelt fremstilt hvordan væskene endrer karakter under forskjellige skjærshastigheter. Det­ te er viktig når en tenker på de ulike hastigheter borevæskene har i sin vandring fra pumpene, gjennom borestrengen, ut av borekronedysene, opp gjennom hulrommet og til overflaten.

Fig. 4.7.6. Skjærhastighet i forhold til skjærspenning.

Nar en foretar malinger av viskositeten er det av meget stor betydning at avlesningstemperaturen samtidig blir registrert. Nor­ malt bør en foreta avlesningen ved en bestemt temperatur, men dersom en opererer på større dyp med høye temperaturer bør en også i tillegg foreta malinger som kan relateres til den temperaturgradient en maksimalt finner i hullet. Viskositeten på enkelte mine­ raloljer kan reduseres med opptil 10% bare ved en temperaturøk­ ning på 1 °C, og dette kan få store konsekvenser for væskens evne til å løfte og holde utboret masse i suspensjon. Ved trykkøkninger nede i hullet vil en få øket motstand mot a flyte pga. at molekylene i borevæsken presses mere sammen. Økning i trykket øker viskositeten. Til eksempel vil en økning på 1000 bar fra normalt overflatetrykk kunne øke viskositeten med ca. 30%. Normalt vil en ha en kombinasjon av øket trykk/temperatur, slik at bildet blir noe mere komplisert. Slike målinger må normalt foretaes i kompliserte høyt trykk/høy temperatur viskosimetre. Andre parametre som kan influere på avlesningen er skjæringshastigheten, dvs. den hastigheten borevæsken forlater borekronedysene med. Ved høye verdier kan en få uforventede økninger, men også i noen situasjoner senkninger i viskositetsegenskapene. Dersom en venter for lenge med å foreta avlesningen under 330

testing, kan de avleste resultatene bli feilaktige. Dette må en derfor være oppmerksom på under gjennomføringen. Pv angis i centipoise (eps), YP lb/100 ft2. Den samme betegnelsen benyttes også for gelstyrken som måles ved at en lar væsken stå i ro henholdsvis 10 sekunder og 10 minutter, og foretar avlesningen ved 3 rpm. Viskositeten på en borevæske er et meget komplisert samspill mellom partikkelinnholdet. partikkelstrukturen og den kjemiske sammensetningen. Denne kan endres både med fysiske og kjemi­ ske inngrep.

Borevæskenes filtreringskarakteristikk eller filtertap benyttes i vur­ dering av systemets evne til å dekke hullveggen med en mest mulig tett/elastisk/tynn filterkake. Filtertapet vil være avhengig av: • Trykket • Permabiliteten til filterkaken • Temperaturen • Tiden

Til denne testen benyttes det to typer utstyr som begge gir statiske målinger med de unøyaktigheter dette medfører (en dynamisk filtertappresse er under utvikling).

API filtertap. Denne gir filtertap målinger ved romtemperatur. 100 psi overtrykk i løpet av 30 min. Den benyttes kun for vannbaserte systemer (se fig. 4.7.7). HP-HT filterpresse (høyt trykk-høy temperatur). Denne måler en filtertap ved 500 psi, 300 °F (ca. 150 °C) i 30 min. Ved HP-HT filterpresse kan en tilpasse mere til forholdene som en har nedi hullet opp til 500 psi trykk. Ved benyttelse av denne ved oljeholdige borevæsker som krever lavt filtertap. vil en dersom vanndråper opptrer i filtertapet som er olje, få en indikasjon på at emulsjonen mellom olje/vann er ustabil (se fig. 4.7.8).

Diverse måleinstrumenter Sandsett. 1 tillegg til det ovennevnte utstyret finnes eget testsett for bestemmelse av sandinnhold. Det er et enkelt utstyr bestående av en finmasket sikt, trakt og en gradert malesylinder i glass (se fig. 4.7.9). Dette benyttes for vannbaserte borevæsker. Borevæsken tynnes ut med vann i bestemte volum og sanden siktes fra. Dette indikerer et mål for hvor effektive siktemaskinene og syklonene er.

331

Fig. 4.7.8. HP-HT filterpresse.

Fig. 4.7.7. APl-filtertappresse.

Fig. 4.7.9. Sandkontrollsett (API).

332

Retorte. Videre har vi utstyr for bestemmelse av partikkel-/ væskeinnholdet i borevæsken, såkalte retorter. Ved å fordampe væskefasen med påfølgende kondensering kan en bestemme forhol­ det mellom faste partikler og væskefasen. Denne benyttes spesielt i forbindelse med oljeholdige borevæsker hvor olje/vann forholdet nøye må overvåkes.

Fig. 4.7.10. Retorte (AP1).

pH-meter. pH-metre benyttes til bestemmelse av om de vannba­ serte borevæskene er sure, nøytrale eller basiske. pH er definert som den negative logaritmen til hydrogen-ion-aktiviteten i væskefa­ sen. Enkelte kjemikalier kan ikke fungere optimalt dersom de ikke har det nødvendige pH-nivået, f.eks. tynnere som lignosulfonater (pH 9,5-11). I noen situasjoner vil høy pH gi ustabile leirformasjoner, derfor holder mange selskaper pH-nivået i borevæsken ned mot 8,0. Polymerer bl.a. vil brytes ned ved pH over 10,5. Som tidligere nevnt, er det nødvendig å holde et høyt pH-nivå i forma­ sjoner hvor det er fare for innsig av H2S og CO2. I tillegg finnes det endel spesialutstyr som vi ikke skal komme inn på her, men som en kan lese om i API-spesifikasjonene.

333

Kjemiske tester Følgende kjemiske tester utføres pa borevæskesystemene: • Kloridinnhold (ved bruk av saltslam, innsig av sjøvann, saltdomer, etc.) • Total hardhet (bestemmelse av Ca++ og Mg+ + ). Disse har nega­ tiv effekt pa bentonitt og polymerer, f.eks. som ved sementkontaminering og boring inn i magnesiumholdige salter. • Bestemmelse av alkaliteten (bestemme CO3“ og HCO3 ’. Kar­ bonat og bikarbonater. Disse forurensingene har negativ effekt pa borevæskens pH noe som kan ha alvorlig innflytelse på væskens rheologi. • Kation-utbyttingskapasiteten (CEC eller MBT). Benyttes til bestemmelse av mengde bentonitt som er i borevæsken (enten som tilsetning, eller fra borekaksen). • K+ -ion-konsentrasjon. Bestemmes for å kontrollere væskens inhiberingsnivå. • Elektrisk stabilitet. Benyttes i oljeholdige borevæsker for å vur­ dere emulsjonens stabilitet. • Borevæskens aktivitet. Måles for å tilpasse salt- (CaCl2) konsen­ trasjonen i borevæsken, slik at den er på et slikt nivå at det ikke oppstar transport av vann enten fra formasjonen eller til forma­ sjonen (hygrometeravlesning). I tillegg til disse finnes det flere ulike kjemiske testmetoder som inngår i ulike vedlikeholdsprosedyrer.

KAPITTEL 5

Kjerneboring av Einar Framnes

5.1. Innledning Kjerneboring betyr at en sylinderformet kjerne bores ut av forma­ sjonen og bringes opp til overflaten for analyser. Kjernen represen­ terer altså en kontinuerlig prøve av formasjonene, og er av en størrelse som muliggjør mer omfattende og nøyaktige analyser enn f.eks. borekaksprøver og sideveggskjerner.

5.2. Kjerneboringsutstyr Kjerneboring utføres med et kjernerør (core barrel). som består av et indre og et ytre rør. Det ytre røret overfører vekt og torsjonsmoment fra borestrengen til kjerneborekronen (core head), mens kjernen presses inn i det indre røret. Borevæsken pumpes ned gjennom borestrengen og ledes ut i ringrommet mellom ytre og indre rør, slik at kjernen ikke vaskes ut.

5.2.1. Ytre og indre rør Ytre rør produseres i stål (41-42 H), og leveres i 8.3 m lengder. Rørene skrus sammen og gjengepartiene danner en glatt overflate. Indre rør produseres i stål, aluminium eller glassfiber. Rørene skrus sammen og danner en glatt overflate. Rørene leveres i 9,2 m lengder. Valg av rørtype avhenger av mengde kjerne som skal kuttes og formasjonstype. Generelt vil indre rør av aluminium eller glassfiber være å foretrekke, fordi slike rør kuttes mens kjernen er pa plass. Endeflatene forsegles med lokk og voks, og rør med kjerne pakkes for transport til land og analyser. Glassfiberrør er enklest å kutte. Benyttes indre rør av stal, må kjernen tas ut pa boredekket og

335

/. Sikkerhetsledd 1. Sikkerhetsledd, tapp 2. Fjær 3. Stempel 4. Friksjonsring 5. Øvre «O»-ring 6. Sikkerhetsledd, 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. Trykkavlastingsplugg 16. Foring

III. Ytre rør Settes sammen av seksjoner på 8,3 m (27”)

IV. Indre rør Settes sammen av seksjoner på 9,2 m (30”)

V. Stabilisator VI. Sko 17. 18.

Øvre del Nedre del

VII. Kjerneholder

Fig. 5.2.1. Standard kjernerør. (Takk til Diamant Boart for tillatelse til bruk av tegninger og bilder i dette kapitlet.).

336

pakkes i kasser. I løse formasjoner (sand, silt) er det vanskelig å unngå at kjernen løses opp, og dette begrenser informasjonsverdien og mulighet for analyser. Antall rørseksjoner bestemmes ut fra lengde som skal kjernes, formasjonsforhold, eventuelle tidligerer erfaringer og riggens utstyr (tårnmontert boremaskin, løftehøyder etc.). Generelt kan vi si at første kjerne bores ut med et kjernerør som består av en eller to rørlengder. I et ukjent område kan indre rør av stål være aktuelt for første kjerne. Basert på erfaringer fra første kjerne, bestemmes kjernerørets lengde for videre kjerneboring. Kjernerør leveres i en rekke standard dimensjoner som vist i tabell 5.1.

Tabell 5.1. Standard dimensjoner, kjernerør Kjernerørstørrelser 4jX2g Ytre rør Indre rør Sikkerhetsledd Borekronestørrelse

5tx3i

6^x4

41x31 31x2i 34 API IF

61 x 5« 51x4g 41x4f 41x31 41 API FH 44 API IF

5"-61"

6"-84"

7"_y"

7|x4

8x5i

71X51 41x41 41 API IF

8x61 61x6^ 61 API REG

81"-95"

94"—121"

Fig. 5.2.2 viser kutting og forsegling av kjerne i glassfiberrør.

5.2.2. Sikkerhetsledd Sikkerhetsleddet sørger for at det indre røret med kjerne, kan trekkes ut selv om det ytre røret blir sittende fast i hullet. Sikker­ hetsleddet er vist i fig. 5.2.1. Sikkerhetsleddet gjør det også enkelt å ta ut det indre røret på boredekket.

5.2.3. Trykkavlastingssystem Kjernerøret er utstyrt med et trykkavlastingssystem. Systemet består i prinsippet av et ventilsete og en stålkule som vist i fig. 5.2.1. Systemet har følgende funksjoner: Muliggjør sirkulasjon ned gjennom det indre røret, slik at bunnen av hullet kan renses før kjerneboringen starter. • Etter at bunnen av hullet er sirkulert ren, slippes en stålkule ned i borestrengen. Stålkulen lander i ventilsetet og stenger åpningen til det indre røret, slik at væskestrøm tvinges inn i ringrommet mellom ytre og indre rør.

337

Fig. 5.2.2. Kutting og forsegling av kjerne i glassfiberrør.

• Ved kjerneboring i faste, konsoliderte formasjoner, sørger sy­ stemet for at borevæsken i det indre røret bløs inn i ringrommet mellom ytre og indre rør nar trykket i det indre røret overstiger trykket i ringrommet.

5.2.4. Svivel Et svivelarrangement sørger for at det indre røret holdes i ro, mens det ytre røret roteres. Svivelarrangementet er vist i fig. 5.2.1. 338

339

jerneborekroner med diamantkuttere.

5.2.5. Borekroner Det finnes en rekke forskjellige borekroner for kjerneboring. I prinsippet tilbys to hovedtyper med kutteelementer av diamant eller PDC. Borekroner for kjerneboring er vist i fig. 5.2.3. og 5.2.4. Generelt vil borekroner med diamantkuttere benyttes i harde for­ masjoner, mens borekroner med PDC-kuttere benyttes i mykere formasjoner. Valg av borekronetyper baseres pa formasjonstyper og erfaring.

5.2.6. Kjerneholdere Nederst på det indre røret skrus en kjerneholder fast. Denne skal sørge for at kjernen kan gli inn i røret, men ikke gli ut av røret nar strengen trekkes ut etter avsluttet kjerning. Fig. 5.2.5 viser forskjellige typer kjerneholdere.

Fig. 5.2.4. Kjerneborekroner med PDC-kuttere. 340

I Standard

‘---- 2 B

II Slip and dog with basket

III Slip and dog without basket

IV Slip and knife

Fig. 5.2.5. Forskjellige typer kjerneholdere.

341

5.2.7. Tilleggsutstyr

Fig. 5.2.6. Tilleggsutstyr. 1. «Bit breaker», 2. Klemme for indre rør, 3. Stuss for løfteklave, 4. Klemmearrangement for gjenvinning av kjerne, 5. Tang for klemmearrangement, 6. Kjernemarkrør, 7. Trykkavlastingsplugg, 8. Trykkavlastingshylse, 9. Bunnplugg for ytre rør, 10. Tvinge, 11. Målestav for montering av kjernesylinder, 12. Stav for henting av stålkule, 13. Jekk for gjenvinning av kjerne.

342

5.3. Sammensetting av kjernesylinder Vi tar for oss sammensetting av en 18,3 m (60') kjernesylinder. Den består av to seksjoner, en øvre (a) og en nedre (b) som vist i fig. 5.3.1. Øvre seksjon består av sikkerhetsledd, svivelarrangement og øvre stabilisator. Nedre seksjon består av rør med to

Fig. 5.3.1. Sammensetting av kjernesylinder.

stabilisatorer og en stuss for løfteklaven. Sammensettingen foregår etter følgende mønster: 343

• Løft nedre seksjon (b) og sjekk at alle gjengeforbindelser er strammet med riktig moment. Bruk manuelle tenger. Unngå bruk av tenger og kilebelte pa bøssingen som vist i fig. 5.3.2.

Fig. 5.3.2. Bruk av tenger.

• Etter at midtre stabilisator er montert, monteres en sikringsklemme over kilebeltet under midtre stabilisator. • Skru løs stussen for løfteklaven med kjettingtang. Indre rør er fremdeles festet til stussen og løftes 15-20 cm, slik at en klemme kan monteres rundt det indre røret. Senk det indre røret ned, slik at klemmen hviler pa det ytre røret og skru løs stussen forsiktig. Operasjonen er vist pa fig. 5.3.3. • Gjør opp stussen for løfteklaven til øvre seksjon. Løft øvre seksjon, slik at denne henger over nedre seksjon, og fjern beskyttelse rundt indre rør. Skru sammen øvre og nedre seksjon av indre rør. Stram forbindelsen med kjettingtang. Løft øvre seksjon med komplett indre rør, og fjern klemmen. Senk ned og skru sammen øvre og nedre seksjon av ytre rør med kjetting344

Fig. 5.3.3. Fjerning av stuss for løfteklave.

tang. Forbindelsen strammes til riktig moment med manuelle tenger. • Senk kjernesylinderen og stram øvre stabilisator og sikkerhets­ ledd. Sett kilebeltet så nær øvre stabilisator som mulig, og skru ut sikkerhetsleddet med kjettingtang. Løft ut indre rør og sjekk

For kort - bruk distanseskiver

For langt - fjern distanseskiver

Fig. 5.3.4. Måling av utstikk av indre rør.

345

Fig. 5.3.5. Justering av utstikk.

346

kjerneholder og kjernemarkør. Stram gjengeforbindelsene med kjettingtang, og senk indre rør ned igjen. • Skru inn sikkerhetsleddet og løft den sammensatte kjernesylin­ deren ut av rotasjonsbordet. Skru løs nedre gjengebeskytter og mål utstikket til indre rør med målestaven. Dette er vist i fig. 5.3.4. • Hvis utstikket ikke er korrekt, justeres dette ved bruk av distan­ seskiver som vist i fig. 5.3.5. Gjengebeskytter eller borekrone monteres nederst på ytre rør. og kjernesylinderen senkes ned i rotasjonsbordet. Kilebeltet monteres under øvre stabilisator, og sikkerhetsleddet skrus ut. Det indre røret løftes, slik at ca. 20 cm av røret er synlig. Deretter monteres klemmen rundt indre rør og dette henges av på ytre rør. Sikkerhetsleddet løsnes fra indre rør, og distanseskiver monteres eller fjernes som vist på fig. 5.3.5. Når utstikket er korrekt, monteres sikkerhetsleddet igjen, og kjer­ nesylinderen kan kjøres ned i hullet.

5.4. Operasjonsprosedyrer 5.4.1. Forberedelser Før borestrengen trekkes ut av hullet for kjerning, skal hullet sirkuleres rent, og eventuelt skrot (junk) må fjernes. Borekaks (cuttings) og fyll (fill) kan tette ringrommet mellom ytre og indre rør, slik at kjerning ikke er mulig. Hvis vi har erfart hullproblemer (trangt hull, vinkelendringer etc.), bør vi utføre en kostetur (wiper trip) før hullet sirkuleres rent og borestrengen trekkes ut. Potensielle problemsoner noteres, slik at vi unngår å sette fast kjernesylinderen. Borekronene velges ut fra formasjonstype og eventuelle tidligere erfaringer. Sørg for å ha nok vektrør i strengen, slik at borerørene holdes i strekk under boring. Under kjerneboring er det spesielt viktig at bunnhullstrengen (bottom hole assembly) er skikkelig stabilisert. Det anbefales der­ for å bruke to vektrørslengder mellom hver stabilisator over kjerne­ sylinderen. Husk at kjernesylinderen er svakeste del av bunnhull­ strengen, og at utilstrekkelig stabilisering kan føre til brudd. Kjernesylinderen er tilpasset bruk av varierende borevæsketyper. Sirkulasjonsraten bestemmes ut fra borevæskeegenskaper (egen­ vekt, viskositet, geléstyrke etc.), hullets dybde, hullets dimensjon, formasjonstype, borestrengens komposisjon og pumpeutstyret. For

347

høy sirkulasjonsrate vil føre til at borekronen presses opp fra bun­ nen av hullet, slik at borehastigheten reduseres og borekronekroppen (matrix) vaskes ut. Det er også en fare for at kjernen vaskes ut før den entrer det indre røret ved for høye sirkulasjonsrater. Tapt sirkulasjonsmateriale (lost circulation material) kan benyt­ tes, forutsatt skikkelig blanding i borevæsken, slik at klumpdannelser unngås. Fig. 5.4.1 viser anbefalte sirkulasjonsrater for forskjellige borekronestørrelser.

Fig. 5.4.1. Anbefalte sirkulasjonsrater for forskjellige borekronestørrelser.

Start kjerneboring med en lav rotasjonshastighet (40-50 RPM). Etterhvert som kjernen entrer det indre røret, økes vekten og rotasjonshastigheten kan også økes. Sjekk kritiske rotasjonshastig­ heter, for å unngå svingninger i borestrengen. Generelt vil en rota­ sjonshastighet på 70-120 RPM være tilstrekkelig. Rotasjonshastig­ heter over 150 RPM er ikke anbefalt. Vekt på borekronen bestemmes av borekronedimensjon, størrelse på kjernesylinder og formasjonstype. Start kjerning med et minimum av vekt (< 5000 kg). Når kjerneborekronen har lagd et spor og nedre stabilisator entrer nytt hull, økes vekten trinnvis med f.eks. 1000 kg pr. trinn. Anbefalte vekter er vist i fig. 5.4.2. Unngå å øke vekten ut over anbefalte maksimumsverdier. Når en tilfredsstillende hastighet er oppnådd, skal tilsvarende vekt vedlike­ holdes under resten av operasjonen.

348

Ib x 1000 70 r

Fig. 5.4.2.

31,75

Anbefalt vekt for forskjellige borekronediametere.

For høyt, eller varierende dreiemoment bør unngås. Den beste kombinasjonen av rotasjonshastighet og vekt vil gi stabilt moment. Sørg for at det ikke er noen hindringer i strengen, som hindrer stålkulen i å nå ventilsetet. Sjekk sylinderstørrelse i pumpene, slik at det ikke er tvil om volum pr. slag. Sørg for å ha eventuelle korte borerør tilgjengelig, slik at kjernen kan fylles helt.

5.4.2. Operasjonsprosedyrer Når kjernesylinderen er kjørt ned mot bunnen av hullet, kobles den tårnmonterte boremaskinen (top drive) til borestrengen. Før borekronen senkes helt ned. startes sirkulasjon med anbefalt rate, og pumpetrykket registreres. Borestrengen senkes deretter, til borekronen treffer bunnen av hullet. Borestrengen merkes i høyde med boredekket, slik at vi har kontroll med dybden og lengden vi har boret. Deretter løftes borestrengen ca. 1 m (2-3 m anbefales på flyterigg), og vi sirkulerer i 5-10 min. for å rense bunnen av hullet. Deretter senkes borekronen ned til bunnen av hullet igjen, og dybdemerket kontrolleres. Hvis det er store mengder fyll, anbefa­ les det å sirkulere dette ut før kjerning. Når hullet er rent, settes borekronen ned på bunnen med anbe­ falt vekt, og pumpetrykket noteres. Pumpetrykket skal nå være noe 349

Fig. 5.4.3. Registrering av rotasjonshastighet.

høyere enn tidligere registret. Nar vi definitivt er på bunnen av hullet, anbefales det å sirkulere 10-15 min. for å rense det indre røret. Deretter løftes borestrengen og henges av i kilebeltet. Den tarnmonterte boremaskinen skrus ut. og stålkulen slippes ned i borestrengen. Nye rørlengder monteres, slik at mest mulig kjerne kan bores uten avbrudd, og boremaskinen skrus inn igjen. Start sirkulasjon igjen, og pump stålkulen ned. Reduser pumperaten eller stopp pumpen helt i god tid før kulen treffer ventilsetet. Nar stålkulen er pa plass, økes pumperaten til anbefalt verdi og pumpetrykket noteres. Trykket vil na være noe høyere enn tidlige­ re registrert, da væskestrømmen tvinges inn i ringrommet mellom ytre og indre rør. Sjekk pumperaten. og senk borestrengen ned til anbefalt vekt (