Boreteknologi. 2 [2] 8241200595 [PDF]

Zitiervorschau

Boreteknologi Bind 2 Redigert av Einar Framnes Med bidrag av Trygve Arnesen, Einar Framnes, Geir Sjøberg og Kjell Thorbjørnsen Fellesspråklig utgave

Vett & Viten as

© Vett & Viten A/S 1993 ISBN 82-412-0059-5

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: «...lære­ bøker 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.« (Ordnin­ gen er pr.d.d. ikke endret.)

Det må ikke kopieres fra denne boka i strid med åndsverkloven og foto­ grafiloven eller i strid med avtaler om kopiering som er gjort med Kopinor, interesseorgan for rettighetshavere av åndsverk.

Printed in Norway 1993 Utgiver: Vett & Viten A/S Postboks 4, 1321 Stabekk

Forord

«Boreteknologi 2» dekker sammen med «Boreteknologi 1» og «Boreplatt­ formen med utstyr», fagplanen for boretekniske fag i teknisk fagskole. Bøkene er også skrevet ut fra industriens behov og reflekterer arbeids­ oppgaver 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, mai 1993 Einar Framnes

Innhold

1. Trykk-kontroll av Trygve Arnesen og Geir Sjøberg

15

1.1. Val av utsirkuleringsmetodar 15 1.1.1. Belastning på formasjonen 15 1.1.2. Tidsaspektet 18 1.1.3. Andre forhold 19 1.2. Volumetrisk/dynamisk-volumetrisk metode 19 1.2.1. Generelt 19 1.2.2. Den dynamisk-volumetriske metoden 20

1.3. Trykkontroll i samband med avviksbrønnar og horisontale brønnar 24 1.3.1. Boreparametrar 24 1.3.2. Innstengings- og handteringsprosedyrar 24 1.3.3. Migresjon 31 1.3.4. Trykkforløp i ringrommet 31 1.4. Trykkontroll i samband med bruk av «taper» borestreng 33 1.5. Boring ved høgt trykk/høg temperatur 37 1.5.1. Innleiing 37 1.5.2. Definisjonar 37 1.5.3. Effekt av temperaturen 38 1.5.4. Problem knytte til låg temperatur 40 1.5.5. Problem knytte til høg temperatur 44 1.5.6. Problem knytte til store spenn i operasjonstemperaturen 1.5.7. Trykkforhold 48 1.5.8. Boreslam 53 1.5.9. Forhold knytte til tilbakeslag 57 1.5.10. Deteksjonsproblem ved tilbakeslag 57 1.5.11. Dreping av HTHP-brønnar 58 1.5.12. Operasjonsprosedyrar 61

48

1.6. Brønnkontroll ved boring på store havdjupner 64

7

1.6.1. 1.6.2. 1.6.3. 1.6.4. 1.6.5.

Friksjon i struperøyret 64 Oppbrytingsgradient 66 Gass i stigerøyret 67 Gass i utblåsingssikringen 68 Minitriptank 72

1.7. Gassinnstrøyming i oljebasert slam 72 1.7.1. Generelt 72 1.7.2. Gassløyseevne 72 1.7.3. Ekspansjoneffektar 75 1.7.4. Andre effektar 76 1.7.5. Tilrådingar 76 1.8. Bullheading 77 1.8.1. Generelt 77 1.8.2. Teknikkar for bullheading 77 1.8.3. Bullheading-metodar 78 1.8.4. Tolking av injeksjonstrykket under bullheading-operasjonar 79 1.8.5. Bullheading-kalkulasjonar 82 1.8.6. Bullheadingprosedyre 83

2. Foringsrøyrdesign av Einar Framnes 2.1. Innleiing 85 2.2. Retningslinjer for fastsetjing av setjedjupner 87 2.2.1. Generelt 87 2.2.2. Brønndjupna 88 2.2.3. Poretrykk 88 2.2.4. Formasjonsstyrke 88 2.2.5. Førekomstar av grunngass 90 2.2.6. Begrensingar av lengda av ope hol 91 2.2.7. Reservoardjupna 91 2.3. Fastsetjing av setjedjupner 91 2.3.1. Brønnprognose 91 2.3.2. Prognose for formasjonstrykket 95 2.3.3. Konklusjon 96 2.4. Kriterier for design 96 2.4.1. Generelt 96 2.4.2. Sprengingstrykket 96

8

85

2.4.3. 2.4.4. 2.4.5. 2.4.6.

Kollapstrykket 98 Strekklaster 98 Korreksjonar 99 Designfaktorar 100

2.5. Design av foringsrøyr 101 2.5.1. Leierøyr (conductor casing) 101 2.5.2. Opningsrøyr (surface casing) 101 2.5.3. Mellomforing/forlengingsrøyr 103 2.5.4. Produksjonsrøyr utan forlengingsrøyr 2.5.5. Produksjonsrøyr med forlengingsrøyr 2.5.6. Utrekning av strekklastene 107 2.6. Val av røyr og koplingstypar 2.6.1. Foringsrøyr 108 2.6.2. Koplingstypar 108

105 107

108

2.7. Trykktesting av foringsrøyr 108 2.7.1. Generelle retningslinjer 108 2.7.2. Testtrykk i opningsrøyr 108 2.7.3. Testtrykk i foringsrøyr som er sette djupare

109

2.8. Vedlegg 111 2.8.1. Gassgradientkurve 111 2.8.2. Korreksjonsfaktorar 111 2.9. Døme på utrekning av styrke 113 2.9.1. Leitebrønn 113 2.9.2. Djup brønn med høgt trykk og høg temperatur 2.9.3. Produksjonsbrønn 130

123

3. Bore- og kompletteringsvæsker av Kjell Thorbjørnsen 153 3.1. Bergmekaniske eigenskapar

153

3.2. Formasjonseigenskapane 155 3.2.1. Leirminerala 155 3.2.2. Formasjonsbrot 157 3.2.3. Kompresjonsbrot 158 3.2.4. Hydraulisk oppsprekking 159 9

3.2.5. Årsaken

161

3.3. Behandlingsmetodar 161 3.3.1. Den preventive metoden

162

3.4. Borestrengen set seg fast 162 3.4.1. Differensiell trykkfastsetjing 163 3.4.2. Metodar for å redusere fastsetjing 165 3.4.3. Frigjering av strengen 166 3.4.4. Oppsamling av borekaks og avskaling i holet 166 3.4.5. Løyeslege salt og plastisk flyt av formasjonane 169 3.4.6. Fastsetjing i bøygde hol (key-seating) 171 3.5. Kontaminering av borevæska 172 3.5.1. Vatn 173 3.5.2. Kalsiumkontaminering (Caf) 173 3.5.3. Magnesiumkontaminering (Mg'+) 173 3.5.4. Sementkontaminering (Ca(OH)2) 174 3.5.5. Anhydritt- og gipskontaminering 174 3.5.6. Saltkontaminering (NaCl, MgCb) 175 3.5.7. Karbonat-Zbikarbonatkontaminering (Na2CO3/NaHCO3) 3.5.8. Trykket i bergarter 175 3.5.9. Temperaturen 177 3.5.10. Sjekkliste for borevæsker ved høg temperatur 178 3.6. Væskeløysingar til brønnbehandling 178 3.6.1. Effekt frå partiklar 179 3.6.2. Pakningsvæsker 181 3.6.3. Kompletterings- og overhalingsvæsker (work over fluids) 3.6.4. Perforeringsvæsker 182 3.6.5. Sperrevæsker (spacer fluid) 183 3.6.6. «Drill in»-væsker 183 3.6.7. Sandpakningsvæsker (gravel pack fluids) 183

175

182

3.7. Effekten av borevæskeeigenskapane på loggeresultata 184 3.7.1. Ferskvassystem med små eller ingen spesielle tilsetjingar 184 3.7.2. Ferskvassystem med adekvate tilsetjingar 184 3.7.3. Ferskvassystem med høg vekt og adekvat behandling 185 3.7.4. Salthaldinge borevæskesystem (NaCl, KC1) 185 3.7.5. Oljebaserte borevæskesystem 185 3.8. Korrosjon

10

185

3.8.1. Korrosjonsvern

187

3.9. Optimal borevæskeval 187 3.9.1. Funksjonane til borevæska 3.9.2. Modellering 191

187

3.10. Oljebaserte borevæsker, reinseanlegg, krav frå styresmaktene 3.10.1. Fordelar og ulemper ved oljeslam 192 3.10.2. Samansetjingar av oljeslam 193 3.10.3. Emulgatorar 194 3.10.4. Oljevætarar 194 3.10.5. Supplementær oljevætar 194 3.10.6. Organofil leire 195 3.10.7. Polymerar 195 3.10.8. Filtertapkontrollørar 195 3.10.9. Hydratkalk og kalsiumklorid 195 3.10.10. Mikseprosedyre 196 3.10.11. Vedlikehald av oljehaldige borevæsker 196 3.10.12. Ureiningar og korleis vi behandlar dei 196 3.10.13. Tapt sirkulasjon 197 3.10.14. Preventive metodar 198 3.10.15. Tapt sirkulasjonsmateriale 198 3.10.16. Sementpiller 198 3.10.17. Mjuke pluggar miksa nede i holet (gunk) 199 3.10.18. Siging 199 3.10.19. Gassløyseevna i oljeslam 200 3.10.20. Temperatur- og trykkeffektar 201

191

3.11. Reinsing av oljebaserte borevæsker/kaks 202 3.11.1. Siktemaskinar 202 3.11.2. Hydrosyklonar 203 3.11.3. Sentrifugar 203 3.11.4. Reinsing av kaks 203 3.11.5. Tradisjonell reinsing av kaks 203 3.11.6. Alternativ reinsing av kaks 205 3.12. Helse, tryggleik og miljø

206

3.13. Volumutrekningar og kapasitetar 207 3.13.1. Kritisk strøymingsfart 214 3.13.2. Laminær eller turbulent strøyming 215 3.13.3. Sirkulasjon i ringrommet (annulus) 216

11

3.13.4. Utrekning av vekt 217 3.14. Laboratorieøvingar 219

4. Boreholslogging av Einar Framnes 231 4.1. Generelt 231 4.1.1. Prinsipp for registrering 231 4.1.2. Formasjonsparametrar 233 4.1.3. Fysisk karakteristikk av eit reservoar 235 4.1.4. Invadert sone 237 4.2. Resistivitetsloggar 237 4.2.1. Klassisk resistivitetslogg 237 4.2.2. Sjølvpotensiallogg 240 4.2.3. Loggar med fokuserande elektrodar 242 4.2.4. Induksjonslogg 244 4.2.5. Mikroresistivitetsloggar 246 4.3. Loggar baserte på radioaktivitet 247 4.3.1. Naturleg radioaktivitet 247 4.3.2. Nøytronlogg 250 4.3.3. Tettleikslogg (gamma-gamma) 252 4.4. Soniske loggar 254 4.4.1. Fartslogg 254 4.4.2. Dempingslogg 256 4.4.3. Sementeringskontroll 256

4.5. Hjelpetenester 257 4.5.1. Diametermåling 257 4.5.2. Inklinometri 259 4.5.3. Dipmeter 260 4.5.4. Termometri 260 4.6. Prøvetaking frå boreholsveggen 263 4.6.1. Kjerneprøvetakar 263 4.6.2. Væskeprøvetakar 264 4.7. Brønnkomplettering, perforering 264 4.7.1. Perforering med heile kuler 265

12

4.7.2. Perforering med hole kuler 265

4.8. Produksjonslogging 266 4.8.1. Flow (strøymings-) målingar 266 4.8.2. Gradiomanometri 268 4.8.3. Sampling 268

5. Borestrengen av Einar Framnes

269

5.1. Innledning 269 5.2. Gjengemuffer 269 5.2.1. Historikk 269 5.2.2. Torsjonsstyrke 272 5.2.3. Skulderdesign 273 5.2.4. Identifikasjon og merking 273 5.2.5. Behandling og vedlikehold 275 5.3. Borerør 285 5.3.1. Innledning 285 5.3.2. Fysiske egenskaper 286 5.3.3. Skader på overflaten 288 5.3.4. Skader nede i hullet 291 5.3.5. Inspeksjon og klassifisering

298

5.4. Tungvektsborerør 299 5.5. Vektrør (drill collars) 302 5.5.1. Vektrørenes funksjon 302 5.5.2. Skader og vedlikehold 304 5.5.3. Gode råd ved valg av forbindelser 312 5.6. Korrosjon 318 5.6.1. Korrosive miljøer 319 5.6.2. Faktorer som påvirker korrosjonsraten

319

5.7. Krefter som virker på borestrengen 320 5.7.1. Krefter som virker på borestrengen 320 5.7.2. Spenningsberegninger 321 5.7.3. Borestrengens belastningskapasitet 325 5.7.4. Design av sammensatt borestreng 327 13

5.7.5. Begrensninger 328

6.

Operasjonsrutiner av Einar Framnes 342

6.1. Innledning 342

6.2. Boreprosedyrer 342 6.2.1 Boring av 36” hullseksjon 342 6.2.2. Kjøring og sementering av 30” foringsrør 343 6.2.3. Boring av 17 1/2” pilothull 344 6.2.4. Åpning av pilothull til 26” 346 6.2.5. Kjøring og sementering av 20” foringsrør 347 6.2.6. Boring av 17 1/2” seksjonen 348 6.2.7. Kjøring og sementering av 13 3/8” foringsrør 351 6.2.8. Boring av 12 1/4” seksjonen 353 6.2.9. Kjøring og sementering av 9 5/8” foringsrør 353 6.2.10. Boring av 8 1/2” hull 354 6.3. Spesielle operasjoner 354 6.3.1. Fiskeoperasjoner 355 6.3.2. Tapt sirkulasjon 379 Referanseliste 384

KAPITTEL 1

Trykk-kontroll av Trygve Arnesen og Geir Sjøberg (kapittel 1.5 og 1.8)

1.1. Val av utsirkuleringsmetodar I dette kapitlet tek vi for oss nokre fordelar og ulemper med Borers metode og vente- og vegemetoden. Dei fleste lærebøkene og operasjonshandbøkene omtaler vente- og vegemetoden som den mest fordelaktige metoden når vi skal sirkulere ut ei innstrøyming. Denne holdninga har derimot endra seg i dei seinare åra slik at fleire operatørar vurderer no begge metodane grundig i ein situa­ sjon med innstrøyming før dei vel metode.

1.1.1. Belastning på formasjonen Det blir ofte hevda at vente- og vegemetoden gjev lågast belastning på formasjonen når vi skal sirkulere ut ei innstrøyming. Ettersom slike vurderingar ofte er knytte til utsirkulering av gassinnstrøymingar, tek ein utgangspunkt i at vi får maksimal belastning på formasjonen når toppen av gassen når fåringsrøyrskoen. I brønnar med lange opne holseksjonar gjev vente- og vegemetoden lågare belastning enn Borers metode fordi tyngre slam byrjar å fylle annulus før gassen når fåringsrøyrskoen. I korte opne holseksjonar har vente- og vegemetoden ikkje denne effekten, og med omsyn til belastninga kan vi då like godt bruke Borers metode. Figur 1.1.1 viser døme på desse to situasjonane. Både vente- og vegemetoden og Borers metode gjer at botnholstrykket (BHP) held seg konstant, eller litt over poretrykket (Ppore) gjennom heile utsirkuleringa. Når ei gassinnstrøyming når foringsrøyrskoen. kan belastninga på formasjonen like under skoen rek­ nast ut slik:

Psko = BHP —

Phyd.slam

Phyd.gass

fler Phyd.siam og Phyd.gass er det hydrostatiske trykket av slamsøyla og gassøyla i annulus. I brønn A ser vi at Phyd.siam er større når vi bruker vente- og vegemetoden enn når vi bruker Borers metode

15

p1 hyd gass

* Phyd slam

B

Figur 1.1.1.

Hi > H2

Figur 1.1.2.

fordi ein del tyngre slam har fylt annulus. Det gjev etter formelen lågare belasatning på skoen. I brønn B ser vi derimot at Phyd.siam er den same utan omsyn til kva for utsirkuleringsmetode vi vel. I korte opne holseksjonar og når det strøymer inn olje eller vatn, får vi likevel ofte den maksimale belastninga på formasjonen ved innstenging. Det kjem av at høgda på innstrøyminga er størst ved innstenging fordi innstrøyminga teoretisk er mellom vektrøyret og det opne holet. Når vi har starta utsirkuleringa, går innstrøyminga inn mellom borerøyra og det opne holet, noko som reduserer høgda. Figur 1.1.2 illustrerer dette. 16

Ut frå formelen på s. 15 ser vi at Phyd.siam blir større når gassen når skoen enn ved innstenging. Dette vil seie at belastninga er størst på formasjonen ved innstenging. Ved ei innstrøyming av olje eller vatn blir det som oftast ikkje frigjort særlege mengder av gass før innstrøyminga er inne i foringsrøyret. Det vil seie at høgda av innstrøyminga er størst ved inn­ stenging også i brønnar med lange opne holseksjonar. Det vil igjen seie at vi også får størst belastning ved innstenging. Som ein konklusjon kan vi seie at vente- og vegemetoden berre har fordelar med omsyn til belastning mot formasjonen i brønnar med lange opne holseksjonar, altså i brønnar der tyngre slam når botnen før toppen av gassen når foringsrøyrskoen. Dette forholdet gjeld: Vborestreng < VOpe hol

Vgass

volumet i borestrengen Vope hoi - volumet mellom borestrengen og det opne holet Vgass - volumet av gassen når han når foringsrøyrskoen Vborestreng -

Dømet nedanfor viser eit enkelt reknestykke som illustrerer når vente- og vegemetoden er best.

Døme 1.1 TVD = 4000 m Borerøyr - 5", 19,5 lb/ft, S - 135 Vektrøyr — 61" x 21", 200 m Hol - 81" Volumet på innstrøyminga ved skoen: 2000 1 Vborestreng = Vøpe hol

35441 1

Vgass = 35441 + 2000 = 37441 1 Vborestreng T

37441 - (15,2 • 200) 200 m +----------- -U----------- - = 1676 m 23,3 Dersom vi tek inn ei innstrøyming på 4000 m TVD, må 9g" forings­ røyr stå på 4000 - 1676 = 2324 m TVD for at vente- og vegemeto­ den skal gje ei lågare belastning enn Borers metode. På brønnar har opne 81" holseksjonar med denne lengda.

Døme 1.2 TVD = 2500 m Borerøyr — 5", 19,5 lb/ft, S — 135 Vektrøyr - 8" x 3", 200 m Hol - 121" Volumet på innstrøyminga ved skoen: 2000 1

17

VboreStreng = 21980 1 VOpe hol

Vborestreng T ^gass

nnn 23980 - (43,6 • 200) 200 m +----------- = 443 m 62,7

=

21980 + 2000 = 23980 1 ...

Dersom vi tek inn ei innstrøyming på 2500 m TVD, må 13F foringsrøyr stå på 2500 — 443 = 2157 m TVD for at vente- og vegemetoden skal gje ei lågare belastning enn Borers metode. I Nordsjøen blir det bora mange 12?" holseksjonar med denne lengda og mykje lengre. Det vil seie at vente- og vegemetoden ofte er viktigare å bruke i 12|" enn i 8|" holseksjonar med tanke på belastningar på formasjonen. Døma viser også kor viktig det er å evaluere den metoden vi skal bruke frå den eine situasjonen til den andre, og at vi ikkje bør låse oss fast til ein metode i dei prosedyrene vi bruker i samband med trykkontroll. Til slutt må vi nemne at vurderingane ovanfor er baserte på at vekta av det tyngre slammet (KMW) er utrekna ut frå SIDPP utan tillegg i form av tryggingsfaktorar. Dersom vi legg tryggingsfaktorar til den utrekna slamvekta, får vi ei «overkill». Det vil seie at botnholstrykket (BHP) blir høgare enn nødvendig, noko som etter formelen på side 15 fører til eit høgare trykk på foringsskoen. I somme tilfelle, som til dømes i korte opne holseksjonar, gjev venteog vegemetoden då ei høgare belastning på formasjonen enn Borers metode. Dette er eit svært viktig punkt som ein bør tenkje gjen­ nom.

1.1.2. Tidsaspektet Dersom alt går etter planen og vi veg opp tyngre slam innan ei relativ kort tid, kan vi som oftast gjennomføre vente- og vegemeto­ den på kortare tid enn Borers metode. Mange vil nok hevde at tidsaspektet ikkje skal ha noko å seie på kva for utsirkuleringsmetode vi vel ettersom forhold som tapt riggtid, «stuck pipe», holproblem og liknande, har låg prioritet i ein innstrøymingssituasjon. I somme situasjonar kan tidsaspektet derimot vere viktig for utsirkuleringa. Det å stå stille utan å sirkulere medan ein ventar på at tyngre slam skal vegast opp i samband med vente- og vegemeto­ den, kan få katastrofale følgjer. Ved ei innstrøyming av gass i oljebasert slam, blir viskositeten til slammet dramatisk redusert før indikasjonane som til dømes auke i slamtanken, seier at vi har fått ei innstrøyming. Dersom vi står og ventar med ein stengd brønn i denne situasjonen, er det stor fare for at borekaks fell ned og pluggar annulus. Det kan gjere det uråd å få til ei eventuell utsirkulering, og resultatet kan bli tapt sirkulasjon med dei følgjene det 18

kan få. Det finst mange meiningar og teoriar om desse forholda, men det å få starta sirkulasjonen raskt etter ei innstenging er utan tvil viktig i dei fleste situasjonane.

1.1.3. Andre forhold Når vi bruker vente- og vegemetoden, sirkulerer vi innstrøyminga ut ved hjelp av tyngre slam. Vekta av slammet reknar vi som kjent ut ved hjelp av SIDPP. I brønnar med små marginar mellom poretrykket og formasjonsstyrken, som til dømes i høgtrykksbrønnar, er rett slamvekt heilt avgjerande for om utsirkuleringa skal kunne lukkast. Feilkjelder som ubalanse i slamvekta i borestrengen, unøyaktige manometer for trykkavlesing og liknande, gjer at den SIDPP som blir målt, gjev eit feil bilete av trykkforholda. Det kan i neste omgang føre til at vi bruker feil slamvekt. Mange meniner at ein i slike brønnar må bruke Borers metode for utsirkulering.

1.2. Volumetrisk/dynamisk-volumetrisk metode 1.2.1. Generelt Ei gassinnstrøyming har ein tendens til a migrere oppover i brønnen på grunn av skilnaden i tettleik mellom gassen og slam­ met. Dersom vi er i ein slik situasjon og er ute av stand til å sirkulere innstrøyminga ut. må vi bruke ein volumetrisk metode. Denne metoden må vi bruke for å hindre at gassmigrasjonen utset brønnen for trykk som går over oppbrytingstrykket for formasjo­ nen. I bok 1, kapittel 1.14., har vi gjort greie for den volumetriske metoden med eit reknedøme. Figur 1.2.1 og 1.2.2 viser korleis foringsrøyrstrykket (casing pressure) og botnholstrykket teoretisk blir når vi bruker den volumetri­ ske metoden. Det er nokre usikre moment knytta til den volumetriske meto­ den, som til dømes kva for annuluskapasitet som skal brukast etter kvart som gassen migrerer. Eit anna problem er dei store trykkvariasjonane vi får på manometeret for foringsrøyrstrykket når gassen fortrengjer slam i struperøyret (chokeline). I somme lærebøker blir det hevda at ein kan sjå når gassen migrerer frå ein annuluskapasitet til ein annan ved å observere raten på trykkoppbygginga på foringsrøyrstryket. På grunnlag av dette kan ein velje den rette annuluskapasiteten og dermed rekne ut avblødingsvolumet. Dette har vist seg å bli svært vanskeleg i 19

Foringsrøyrstry kk

Figur 1.2.1. Forløp av fåringsrøyrstrykk - den volumetriske metoden.

Botnholstrykk

Figur 1.2.2. Forløp av botnholstrykk - den volumetriske metoden.

praksis, særleg fordi gassbobla aldri finst som ei samanhangande boble, men derimot som fleire bobler fordelte oppover i annulus. Mange operatørar vel å bruke kapasiteten mellom borerøyra og foringsrøyret fordi størstedelen, ofte opp til 90 %, av gassekspansjonen skjer der.

1.2.2. Den dynamisk-volumetriske metoden Den dynamisk-volumetriske metoden byggjer på det same prinsip­ pet som den volumetriske metoden. Vi blør av slam slik at gassen får ekspandere under migrasjonen for å halde eit botnholstrykk som er litt høgare enn poretrykket. Skilnaden mellom metodane er at vi sirkulerer kontinuerleg via utblåsingssikringa under heile pro­ sessen. Figur 1.2.3 viser korleis sirkuleringa (crosshead circulation) skjer. For å hindre at vi får store trykkvariasjonar når gassen fortren20

Figur 1.2.3. Sirkulasjon ved den dynamisk-volumetriske metoden.

gjer slam i strupeventilen kan vi bruke manometeret på dreperøyret. Nadanfor har vi vist korleis denne metoden blir brukt. Vi bør vere spesielt merksame på korleis friksjonstapa i strupe- og dreperøyret verkar inn på pumpetrykket. Døme Brønndata: 9g", 53,5 lb/ft - foringsrøyr holdiameter: 8|" borerøyr: 5", 19,5 lb/ft vektrøyr: 6F x 2|", 135 m leak-off: 1,64 g/cm3 slamvekt: 1,42 g/cm3

SCR ved 40 SPM: opp stigerøyr opp struperøyr 20 bar 26 bar

opp dreperøyr 26 bar

Når vi borar på 3190 m MD/TVD, får vi ei innstrøyming, og brønnen blir stengd inn: SIDPP = 0 bar SICP = 44 bar Volumauke = 3900 liter

Det er ikkje montert «float»-ventil i strengen, og det blir konstatert 21

at borestrengen er plugga. SICP stig framleis etter at brønnen er stengd inn, noko som blir tolka som gassmigresjon. Vi vel å bruke den dynamisk-volumetriske metoden, der vi skal leggje 10 bar tryggingsmargin til grunn. Vi må gjere dette forarbeidet: 1. Finne starttrykket for sirkuleringa (crosshead sirkulering)

Starttrykk = SICP + tryggingsmargin + friksjon i dreperøyret = 44 + 10 + 6 = 60 bar Merk at friksjonen i struperøyret ikkje skal leggjast til. Dersom vi også legg til friksjonstapet i struperøyret, får vi ein ekstra tryggingsfaktor på 6 bar, altså totalt 16 bar.

2. Lage pumpetrykkskurve Som basis for pumpetrykkskurva må vi velje ein annuluskapasitet. Vi veit som nemnt at gassekspansjonen skjer i den øvste delen av brønnen, og vi bruker difor annuluskapasiteten mellom borerøyra og foringsrøyret, 23,6 1/m. Vi har funne starttrykket for sirkuleringa, og ettersom gassek­ spansjonen skjer lineært, må vi ha eit punkt til på kurva for å kunne dra ei rett linje. Dette punktet kan vi finne slik: Kva blir nødvendig auke i pumpetrykket når gassbobla har auka med 10 m3?

10 nr svarer til ei høgd i annulus på: 10000 1 = 424 m 23,6 l/7n

Dette svarer til eit hydrostatisk trykk på: 0,0981 • 1,42 • 424 m = 59 bar

Når gassbobla har ekspandert med 10 m3, må pumpetrykket aukast med 59 bar for å kompensere for tapet på det hydrostatiske tryk­ ket, det vil seie at pumpetrykket no skal vere 60 + 59 = 119 bar. No kan vi teikne kurva (figur 1.2.4). Vi startar sirkuleringa med å halde trykket på struperøyret lik 60 bar ved ein pumpefart på 40 SPM. Deretter nullstiller vi variasjonsmålaren (gain-/loss-indikatoren) for slamtanknivået. Etter kvart som gassen migrerer, ekspanderer han. Det aukar slamtankvolumet og vi må justere pumpetrykket i samsvar med kurva ovanfor ved å regulere strupeventilen. Når gassen når overflata og kjem ut, fyller slam brønnen, og pumpetrykket må reduserast. Figur 1.2.5 illustrerer hovudtrekka. Vi må hugse på at brønnen ikkje er død jamvel om all gass er ute av brønnen. Ettersom vi i ein innstrøymingssituasjon som dette

22

Figur 1.2.4. Pumpetrykkskurve.

Figur 1.2.5. Hovudtrekka i den dynamisk-volumetriske metoden.

ikkje heilt kan finne poretrykket på grunn av plugga borestreng, er det usikkert kor stor underbalanse brønnen er i når gassen er heilt ute. Vi kan få brønnen drepen ved å bruke tyngre slam til å erstatte gassen med. Dette blir kalla ein «top kili».

23

1.3. Trykkontroll i samband med avviksbrønnar og horisontale brønnar Når vi borar avviksbrønnar og horisontale brønnar, er trykkontrollen på somme punkt ulik den «tradisjonelle» trykkontrollen som vi bruker når vi borar vertikale brønnar. I dette kapitlet tek vi kort for oss hovudskilnadene og illustrerer nokre av skilnadene med reknedøme.

1.3.1. Boreparametrar Alle boreparametrar som blir brukte i samband med poretrykksestimering, bør vere plotta mot den vertikale djupna og ikkje mot den målte boredjupna.

1.3.2. Innstengings- og handteringsprosedyrar Dei innstengings- og handteringsprosedyrane vi bruker når vi skal bore vertikale brønnar, kan også brukast når vi skal bore avviks- og horisontalbrønnar. På eit viktig punkt må vi derimot endre utrek­ ningane, nemleg når det gjeld kurva for pumpetrykket ved for­ trenging av det opphavlege slammet (OMW) med tyngre slam (KMW) i borestrengen. Den hydrostatiske trykkendringa som kjem når tyngre slam blir pumpa ned borestrengen, blir ikkje ei rett kurve. Nedanfor følgjer nokre reknedøme som illustrerer dette i ulike brønnprofilar.

24

Døme 1. Høgavviksbrønn

Data-. Kick-off point End of build up

MD 420 m 1173 m

TVD 420 m 1031 m

Slamvekt - 1,68 g/cm3 SCR ved 40 SPM — 26 bar (fast installasjon - ingen struperøyrfriksjon) Borestreng'. 5" borerøyr, 19,5 lb/ft, S—135 5" tunge borerøyr, 136 m 6t" x 2|" vektrøyr, 89 m

Vi tek inn ein innstrøyming på 3100 m MD/1867 m TVD med desse innstengingsdata: SIDPP = 20 bar SICP = 29 bar Volumauke = 2,3 m3

Utrekningar

20 Kili mud vekt, KMW =------------------ + 1,68 = 1,79 g/cm3 0,0981 • 1867 6 Initial circulating pressure, ICP = 20 + 26 = 46 bar

1 79 Final circulating pressure, FCP = 26 •----- = 28 bar 1,68

Pumpeslag: Surface to bit = 2330 slag (pumpekapasitet — 11.68 1/slag) Endring i pumpetrykket per meter vertikal djupn: AG _ ICP-----FCP _ 46---- 28 _ q 0096 bar/m TVD 1867 Dersom pumpetrykkskurva skal bli rett, må vi rekne ut pumpetrykk og pumpeslag med korte intervall i build-up-seksjonen. Men det er ofte ei god nok løysing å bruke punkta for kick-off og end of build-up slik: Pumpetrykk Pumpeslag TVD MD

Overflate

Kick-off-punkt End of build-up Total djupn

0

0

420 m 1173 m 3100 m

420 m 1031 m 1867 m

46 bar (starttrykk) 42 bar 36 bar 28 bar

0 330 920 2330

25

For å rekne ut pumpetrykk bruker vi den vertikale djupna, og for pumpeslag bruker vi den målte djupna. Det gjer vi slik:

Pumpetrykk = ICP - AG • TVD = 46 - 0,0096 • TVD p , Cdp-MD 9,16 -MD Pumpeslag = —------ H;— =------- —— Pumpekapasitet 11,68

Vi tek ikkje omsyn til at friksjonstapet auker noko på grunn av at tyngre slam pumpes nedover i borestrengen. Dette gir berre ein liten skilnad og er teke med i berekninga av FCP. Figur 1.3.2 viser pumpetrykkskurva for fortrenging av det opp­ havlege slammet (1,68 g/cm3) med tyngre slam (1,79 g/cm3) dersom vi bruker vente og veie- eller Borers metode. Den stipla linja viser kurva dersom vi ikkje tek omsyn til brønnprofilen.

Figur 1.3.2. Pumpetrykkskurve - døme 1.

Døme 2. Horisontal brønn MD

TVD

Kick-off-point End of build up Last build up

420 m 1031 m 1867 m

420 m 1173 m 3100 m

Mud vekt — 1,68 g/cm3 SCR ved 40 SPM — 31 bar (fast installasjon - ingen struperøyrfriksjon) Borestreng: som i døme 1. 26

Vi tek inn ein innstrøyming på 3700 m MD/1867 m TVD med desse innstengingsdata: SIDPP = 20 bar SICP = 20 bar Volumauke = 2,3 m3 (Legg merke til at SIDPP — SICP ved innstrøyming i horisontalseksjonen.)

Utrekningar ?0 Kili mud vekt. KMW = —-g-. 1867 + 1,68 = 1,79 g/cm3 Initial circulating pressure, ICP = 31 + 20 = 51 bar 1 79 Final circulating pressure, FCP = 31 • —- = 33 bar

Pumpeslag: surface to bit = 2800 slag (pumpekapasitet - 11,68 1/slag) Endring i pumpetrykket per meter vertikal djupn:

ICP - FCP TVD

51 - 33 = 0,0096 bar/m 1867

Som i døme 1 reknar vi ut pumpetrykk og pumpeslag ved «kick27

off» og «end build-up» med tillegg av «last build-up» sidan dette er ein horisontal brønn. TVD MD Pumpetrykk Pumpeslag Overflate

Kick-off-punkt End of build-up Last build-up Total djupn

0

0

420 1173 3100 3700

m m m m

420 1031 1867 1867

m m m m

51 bar (starttrykk) 47 bar 41 bar 33 bar 33 bar

0

330 920 2431 2800

Grunnen til at vi ikkje bruker start of build-up og end of build-up der brønnen går over til horisontal, er at denne retningsendringa blir gjord over eit kort intervall med ei høg vinkelendring per meter (til dømes 10 *730 m). Figur 1.3.4 viser pumpetrykkskurva for fortrenging av det opp­ havlege slammet (1,68 g/cm3) med tyngre slam (1,79 g/cm3) for denne typen brønnprofil.

Figur 1.3.4. Pumpetrykkskurve - døme 2.

Døme 3. S-forma brønn

Data'. Slamvekt — 1,46 g/cm3 SCR ved 40 SPM — 32 bar (fast installasjon — ingen struperøyrfriksjon) 28

Kick-off punkt: 520 m MD/520 m TVD

Borestreng: 5" borerøyr, 19,5 lb/ft, S — 135 61" x 21" vektrøyr, 185 m

Vi tek inn ein innstrøyming på 4200 m MD/2434 m TVD med desse innstengingsdata: SIDPP = 88 bar SICP = 108 bar Volumauke = 4,1 nr Utrekningar

88 Kili mud vekt, KMW =------------------ + 1,46 = 1,83 g/cm3 0,0981 • 2434 Initial circulating pressure, ICP = 88 + 32 = 120 bar

Final circulating pressure, FCP = 32 •

1 83

= 40 bar

Pumpeslag: Surface to bit = 2250 slag (pumpekapasitet — 16,6 1/slag) Endring i pumpetrykket per meter vertikal djupn:

= 120 - 40 = 2434 29

Pumpetrykket og pumpeslaget utrekna med omsyn på brønnprofll blir slik:

Overflate

Kick-off-punkt End of build-up Start drop-off End drop-off Total djupn

MD

TVD

0

0

520 1122 3122 3724 4200

m m m m m

520 980 1498 1958 2434

Pumpetrykk

m m m m m

120 bar (starttrykk) 103 bar 88 bar 71 bar 56 bar 40 bar

Pumpeslag

0 287 619 1723 2055 2251

Figur 1.3.6 viser pumpetrykkskurva for denne brønnprofilen. Ved kick-handtering i brønnar med små marginar med omsyn på poretrykk og formasjonsstyrke, bør vi rekne ut pumpetrykkskurva ved hjelp av fleire punkt i brønnen enn det vi har brukt i døma våre.

Figur 1.3.6. Pumpetrykkskurve — døme 3.

Konklusjon I avviksbrønnar med berre build-up-seksjon(ar) og i horisontalbrønnar ligg den verkelege kurva for pumpetrykket ved fortrenging til tyngre slam, under kurva som kjem fram når vi bruker den tradisjo­ nelle metoden. Det vil seie at vi får ein overbalanse i forhold til poretrykket ved å bruke den tradisjonelle metoden. Det treng ikkje

30

vere noka ulempe bortsett frå der marginen til formasjonsstyrken er låg. I slike tilfelle kan formasjonen bli broten opp dersom vi overser denne effekten. I S-forma brønnar kjem vi i tillegg til overbalanse i den øvste delen av brønnen, i underbalanse i den nedste delen av brønnen dersom vi bruker den tradisjonelle metoden. Det kan føre til at vi tek ein ny innstrøyming inn i brønnen, og til at vi ikkje greier å drepe brønnen.

1.3.3. Migrasjon Tendensen hjå olje og gass til å migrere oppover i brønnen på grunn av skilnaden i tettleik mellom slammet og oljen eller gassen, er redusert i ein høgavviksbrønn, og problemet er borte i ein horisontalbrønn så lenge innstrøyminga er i den horisontale brønnseksjonen.

1.3.4. Trykkforløp i ringrommet Dersom vi får ei innstrøyming i ein horisontal brønnseksjon. blir SIDPP ved ei innstenging lik SICP. Det kjem av at innstrøyminga ikkje reduserer den hydrostatiske slamsøyla i annulus. Dersom vi sirkulerer ut ei gassinnstrøyming, må vi derimot vente at annulustrykket byggjer seg raskt opp idet innstrøyminga blir pumpa frå den horisontale seksjonen og oppover i brønnen. Vi bør vere klar over slike faktorar ved ein utsirkulering. Men ettersom innstrøy­ minga som oftast er inne i foringsrøyret då dette skjer, er det ikkje nokon stor fare dersom pumpetrykket følgjer den oppsette kurva. Dersom vi borar ein vertikal brønn og ein høgavviksbrønn på eitt og same feltet der poretrykket og formasjonsstyrken er identiske, kan vi i ein høgavviksbrønn handtere eit atskillig høgare innstrøymingsvolum enn i ein vertikal brønn. Vi tenkjer her berre på formasjonsstyrken, noko som dømet nedanfor illustrerer.

Døme (figur neste side) Brønn A EMWleak_off = 1,74 SG MW = 1,50 g/cm3 Borerøyr 5", 19,5 lb/ft Vektrøyr 61" x 21", 150 m Hol 81"

Brønn B EMWleak.off = 1,74 SG MW = 1,50 g/cm3 Borerøyr 5", 19,5 lb/ft Vektrøyr 61" x 21", 150 m Hol 81" Holvinkel 70°

Kva blir det maksimale gassvolumet som kan stengjast inn i brønn A og B dersom vi treffer på eit reservoar på 2400 m TVD med eit poretrykk som svarer til EMWpore = 1,65 g/cm3. Sjå bort fra tettlei­ ken hjå gassen. 31

Brønn A Poretrykket Pp = 0,0981 • 1,65 • 2400 = 388 bar Oppbrytingstrykket Pfrak = 0,0981 • 1,74 • 2100 = 358 bar

Nødvendig høgd av slam i det opne holet ved innstenging for å hindre oppbryting

f^slam

388 - 358 = 204 m 0,0981 • 1,5

Maksimum høgd på gassinnstrøyminga, Hgass: Hgass = 2400 - 2100 - 204 = 96 m

Maksimum gassvolum som kan stengjast inn, Vmaks:

Vmaks = Hgass • Cdc/Oh = 96 m • 15,2 1/m = 1459 1 Brønn B Ettersom hydrostatiske trykkutrekningar berre er avhengige av 32

vertikale djupner, får vi for brønn B denne maksimale høgda på gassinnstrøyminga, Hgass:

96 m Hgass =----- — = 281 m cos 70 Det maksimale gassvolumet som kan stengjast inn, Vmaks: Vmaks =

150 m • 15,2 1/m + (281 - 150) • 23,3 1/m = 5332 1

1.4. Trykkontroll i samband med bruk av «taper» borestreng Omgrepet «taper» borestreng blir ofte brukt i samband med ein borestreng som omfattar fleire dimensjonar av borerøyr. Ettersom ein «taper» borestreng har ulike dimensjonar på borerøyra, har vi også ulike kapasitetar i strengen. Dersom vi skal sirkulere ut ei innstrøyming, kan det få ein avgjerande effekt på korleis pumpetrykkskurva skal sjå ut når tyngre slam (kili mud) trengjer unna lettare slam i borestrengen. Nedenfor skal vi ved hjelp av nokre reknestykke vise døme på dette. Døme 1.4.1

5 1/2”, 21,9 lb/ft, DP

10 3/4” casing

2690 m MD=TVD

7” liner

3 1/2”, 15,5 lb/ft, DP - 1210 m

3450 m MD=TVD 6” hol

4 3/4” x 2 1/4”, DC-210 m 3920 m MD=TVD

33

Data\ slamvekt — 1,78 g/cm3 SCR at 40 SPM - 32 bar (ingen chokeline-friksjon) Pumpekapasitet: 16,6 1/slag

Ved 3920 m MD = TVD tek vi inn ei tilbakestrøyming med desse innstengingsdata:

SIDPP = 46 bar SICP = 69 bar Lag pumpetrykkskurva for fortrenging av borestrengen frå originalt slam til tyngre slam (kili mud).

Utrekningar'. Tyngre slam: KMW =------- ---------- + 1,78 = 1,90 g/cm3 ? 6 0,0981 • 3920 6

ICP = 46 + 32 = 78 bar FCP = 32 • — = 34 bar 1,78

For å kome fram til den rette kurva for pumpetrykket bruker vi den same metoden som for avviksbrønnar. Endring i pumpetrykket per meter vertikal djupn:

ICP - FCP TVD

AG = ------------------

70 _ 34

—------- = 0,01122 bar/m 3920

Deretter reknar vi ut pumpetrykket og talet på pumpeslag ved kvar overgang til nye borestrengskomponentar som har ulik kapasitet.

Tabell 1.4.1. MD/TVD

Pumpetrykk

Overflate

0 m

78 bar

0 slag

5i"/3|"

2500 m

50 bar

11,57-2500 , ---------------- = 1742 slag 16,6 6

3|'74F

3710 m

36 bar

3,43-1210 1742 + —------------ = 1992 16,6

TD

3920

34 bar

2,57-210 1992 + —----------- = 2025 16,6

Pumpeslag

Pumpetrykk = ICP - AG •TVD = 0,01122 • TVD

34

Pumpeslag = Cppl ' Lppl + Cpp2 ' Lpp2 + Pumpekapasitet Figur 1.4.1 viser kurvene for pumpetrykket. Som vi ser, ligg vi med eit for lågt pumpetrykk dersom vi bruker den tradisjonelle meto­ den, det vil seie at vi dreg ei rett linje mellom ICP og FCP. Dersom vi negliserer denne effekten, kan det i verste fall føre til at vi stadig tek inn meir formasjonsvæske inntil tyngre slam er ved botnen med dei negative følgjene det kan få.

Pumpeslag

Figur 1.4.1. Døme 1.4.2 (figur neste side) I dette dømet skal vi sjå på korleis pumpetrykkskurva blir når vi bruker ein «taper» borestreng i ein S-forma avviksbrønn.

Data: Slamvekt — 1,69 g/cm3 SCR ved 40 SPM — 34 bar (fast installasjon — ingen struperøyrfriksjon) Pumpekapasitet: 16,6 1/slag Borestreng: 5", 19,5 lb/ft 3i", 15,5 lb/ft - 750 m 4|" • 2|" DC, 190 m

35

På 4600 m MD/2834 m TVD tek vi inn ei innstrøyming med desse innstengingsdata:

SIDPP = 56 bar SICP = 75 bar Lag pumpetrykkskurva for fortrenging av borestrengen frå originalt slam til tyngre slam (kili mud).

Utrekningar Kili mud vekt: KMW =------- —--------- H 1,69 = 1,89 g/cm3 0,0981 • 2834 6

ICP = 56 + 34 = 90 bar FCP = 34 •

1 89 = 38 bar 1,69

Tabell 1.4.2. MD Overflate Kick-off punkt End of build-up Start drop-off Overgang 5731" End drop-off 31'74f" DC TD

36

TVD

Pumpetrykk

Pumpeslag

0 520 1122 3122

m m m m

0 520 980 1498

m m m m

90 bar 80,5 bar 72 bar 62,5 bar

0 287 619 1723

slag slag slag slag

3660 3724 4410 4600

m m m m

ca. 1894 m 1958 m 2644 m 2834 m

55 bar 54 bar 41,5 bar 38 bar

2020 2033 2175 2204

slag slag slag slag

Figur 1.4.2. Figur 1.4.2 viser kurva for den tradisjonelle metoden, kurva der­ som vi kompenserer for «taper» strengeffekten og kurva dersom vi kompenserer for både «taper» strengeffekten og S-formeffekten.

1.5. Boring ved høg temperatur/høgt trykk (HTHP-brønnar) 1.5.1. Innleiing Når vi borar i område der vi ventar høgt formasjonstrykk eller høg temperatur, må vi ta spesielle rådgjerder. Høgt trykk og høg temperatur har vi nær sagt alltid når vi borar i formasjonar som ligg djupt. I samband med denne boringa må vi også ta omsyn til andre kompliserande faktorar som H2S, CO2, holprofilane og geologien.

1.5.2. Definisjonar Omgrepa høgt trykk og høg temperatur blir definerte ulik alt etter

37

kva for operasjonar som blir gjennomførte og etter kva for utstyr som er i bruk. For å få eit forhold til omgrepa bruker vi desse definisjonane: Temperatur Vi definerer gjerne ein varm brønn til å vere over 200 °C. Men som det går fram nedanfor, må vi med teknologien vi har i dag, gjere spesielle vurderingar når den temperaturen vi kan vente i brønnen, går over 120 °C. Trykk Trykk over 550 bar (8000 psi) krev at vi planlegg eit sementarbeid spesielt. Når vi loggar, må vi bruke spesialverkty dersom vi ventar at trykket er større enn 830 bar (12000 psi). Dei fleste mobile einingane på norsk sektor har system for utblåsingssikring (BOP) konstruerte for 1035 bar (15000 psi). Det finst djupboringsprospekt i Nordsjøen, til dømes nær den danske sektoren, der det er observert formasjonstrykk på nærmare 1380 bar (20000 psi). Oljedirektoratet definerer ein djup høgtrykksbrønn som ein brønn djupare enn 4000 meter og/eller med eit venta innstengingstrykk som er større enn 690 bar (10000 psi).

1.5.3. Effekt av temperaturen Generelt Problema omkring temperaturen spenner over eit svært vidt område. Det omfattar alle komponentar som er i kontakt med sirkulasjonssystema og varierer frå svært låge til svært høge tempe­ raturar. For å kunne gjere dei nødvendige tiltaka, som å modifisere utstyr, bruke spesielle slamsystem osb., må ein Onne ut kva for temperatur ein kan vente seg i ulike delar av brønnen og overflateutstyret. Til bruk i desse vurderingane er det utvikla simuleringsmodellar baserte på dataprogram for å simulere produksjonen. Her kan ein leggje inn venta parametrar for botnhol, og modellen estimerer temperaturen på ulike posisjonar i systemet ut frå den strøymingsgeometrien, strøymingsfarten og fluidtypen ein har valt. Det er vanleg å rekne ut ein maksimum kontinuerleg temperatur og ein maksimum topp (peak) temperatur basert på det verst tenkjelege tilfellet, til dømes ei utblåsing over ei viss tid. Desse to temperaturestimata er så grunnlaget for eventuelle systemendringar om bord på riggen.

38

Figur 1.5.1 viser den venta formasjonstemperaturen ved varie­ rande geotermiske gradientar. Figur 1.5.2 er ei ekstrapolering av temperaturutviklinga slik ho

Figur 1.5.1. Venta formasjonstemperatur ved varierande geotermiske gradientar. (27° C årlig gjennomsnitts overflatetemperatur)

Figur 1.5.2. Ekstrapolering av temperaturutviklinga.

39

Figur 1.5.3. Temperaturutviklinga som funksjon av djupna for ulik fart på gasstrøyminga.

kjem fram av Drilling Data Handbook. Ver klar over at desse opplysningane dermed berre kan brukast som ein indikasjon. Figur 1.5.3 viser temperaturutviklinga som ein funksjon av djupna for ulik fart på gasstrøyminga. Figuren har brukt Shell TEMPEST simuleringsmodell med eit reservoartrykk på 970 bar (14000 psi) og ein temperatur på 160 °C (320 °F) som grunnlag. Av figuren ser vi at vi kan vente 120 °C ved utblåsingssikringen (BOP) op havbotnen ved ei normal utsirkulering, men opptil 150 °C ved ukontrollert straum gjennom strupeventilen. Dei mest ekstreme temperaturane reknar vi altså vi kan få under desse forholda: • utsirkulering av tilbakeslag (kick) • ukontrollert strøyming på grunn av tilbakeslag • formasjonstesting (strøymingstest)

1.5.4. Problem knytte til låg temperatur Generelt Låge temperaturar kan gje følgjande problem i ein HTHP-brønn: • Danning av hydrat i sirkulasjonssystemet på grunn av høge trykk og låge temperaturar. • Danning av hydrat nedstraums strupeventilen på grunn av ekspan­ sjon av gass. 40

• Minkande elastisitet og tettingsevne for dei spesialutvikla HTHP gummielementa i BOP ved havbotntemperaturar (sjå nærare i av­ snitt 1.5.6.)

Danning av hydrat Låg temperatur aukar vanlegvis danninga av hydrat. Hydrat inne­ held ei blanding av hydrokarbon og vatn. Utsjånaden minner om skiten is. For ei gassblanding aukar faren for at det skal danne seg hydrat med aukande trykk og minkande temperatur. Hydrat kan bli danna kvar som helst i sirkulasjonssystemet. Boring med flyterigg på djupt vatn vil generelt gi høge hydrosta­ tiske trykk og låge sjøtemperaturar ved havbotnen. Dette aukar faren for danning av hydrat i: • Struperøyr • Utblåsningssikring (BOP) • Stigerøyr • Brønnhode På grunn av venta trykkforhold i ein HTHP-brønn, må vi vurdere faren for danning av hydrat som stor uavhengig av havdjupner. Trykk- og temperaturforholda gjer at ein ventar stor gassekspansjon under utsirkulering av ein HTHP-kick, og dermed stor gasstrøymingsrate sjølv med låge pumperatar (160-320 1/minutt). Stor

Figur 1.5.4. Område for danning av hydrat.

41

gasstrøyming aukar kjølingseffekten over strupeventilen (og alle an­ dre innsnevringar) og dermed faren for danning av hydrat. Det bør vere montert trykk- og temperatursensorar oppstraums og nedstraums strupeventilen for å kontrollere faren for danning av hydrat. For å hindra at det blir danna hydrat, kan vi injisere glykol på utsette punkt som utblåsingssikringen, strupeventilen og strupeventilmanifolden. Glykol set ned temperaturen for danning av hydrat. Glykol er ikkje effektivt dersom temperaturen er under -46 °C. Alternativet blir då å stoppe utsirkuleringa eller tilføre varme slik at temperaturen ved strupeventilen aukar nok til at utsirkuleringa kan halde fram. Varmekjelda kan til dømes vere steam eller elek­ triske varmekablar. Vi kan injisere metanol for å løyse hydrat som alt er danna. Glykol har ikkje denne effekten. Hugs at metanol er brannfarleg. Gassavbløding over strupeventilen Dersom vi strupar gass over strupeventilen, får vi ein reduksjon av temperaturen. Dette er det same prinsippet som blir brukt i kjøleprosessen i til dømes kjøleskåp. Alt etter gassmengda, strøymingsfarten og trykkreduksjonen kan reduksjonen i temperatur bli svært stor.

Dette kan skje: • nær adiabatisk ekspansjon • nedstraums temperatur i strupeventilmanifolden er under designtemperaturen (designtemperaturen er vanlegvis frå -18 °C til 121 °C) Det er gjort forsøk der ein har late rein metan ekspandere frå 7000 psi (480 bar) til atmosfæren. Det gav ein nedstraums temperatur på -123 °C. Ved så låg temperatur endrar eigenskapane til stålet seg slik at det blir sprøtt. Vi set ulike designkrav til strupeventilmanifolden ut frå forholda vi ventar han skal bli brukt under: • arktisk design har ofte spesielle kriterium • normal strupeventil etter A PI Spee. 6A, Wellhead equipment, krev Charpy impact test ved -18 °C (slagprøve med ein skarp gjenstand etter spesielle normer) • alternativ test etter ASME Boiler and Pressure Vessel Code tillet operasjon ved temperatur ned til -40 °C dersom designfaktoren for trykk blir auka med 2,5. Dette krev at trykkgrensa på lågtrykkssida av ein eksisterande «normal» 5000 psi manifold blir redusert til 2000 psi.

Strupeventilmanifolden skal vere ventilert til atmosfæren gjennom 42

ein slam/gass separator («Poor Boy Degasser»). Vi kan få auka trykk i røyra nedstraums av strupeventilen som følgje av plugging. Denne plugginga kan kome av: • danning av hydrat i røyra etter strupeventilen • utilsikta stenging av ventilar Slam/gass-separator

Flammebom

Sementpumpe

x-x

x-x

XX

Dreperøyr

Struperøyr

Figur 1.5.5 a. Umodifisert strupeventilmanifold. Slam/gass-separator iemp. måler '

a>

I

Glykol injeksjon

Q. E

Temp, måler

Temp, måler

Flammebom Glykol injeksjon

W47

o

a> O

Sementpumpe

x-x Glykol injeksjon Stuperøyr

X

XX

X

Glykol injeksjon Dreperøyr

Figur 1.5.5b. Strupeventilmanifold modifisert for HTHP-boring.

43

Modifiseringar For å kunne akseptere ei nedgradering av trykkgrensa nedstraums i strupeventilmanifolden, bør vi vurdere å: • montere ein trykkavlastingsventil på bufferchamber i sambandet til dumperøyr over bord • injisere glykol oppstraums strupeventil • gå gjennom og NDT-teste manifoldane • sikre oss fleire val gjennom å dele strupeventilmanifolden ved hjelp av ventilar både oppstraums og nedstraums samtidig som det er montert minst to hydrauliske og to manuelle strupeventilar • montere temperatur- og trykksensorar oppstraums og ned­ straums av strupeventilane for å overvake temperaturen og tryk­ ket med tanke på designkrav og danning av hydrat • gjere det mogeleg å føre til varme (stim eller elektrisk varme) for å løyse eventuelle hydratar Nyttige definisjonar Tilstandsendring er ein overgang frå ein fase til ein annan, til dømes frå væske til fast stoff. Tilstandsendringa skjer gjennom fleire ulike prosessar og etter fleire ulike mønster. • Eit system er isotermt dersom temperaturen er konstant. Tilstandslikninga seier difor at: PV = konstant for ein perfekt gass i dette tilfellet. • Eit system er isobart dersom trykket er konstant under tilstands­ endringa. • Eit system eller ein prosess er adiabatisk dersom det ikkje skjer nokon varmeovergang mellom systemet og omgjevnadene.

1.5.5. Problem knytte til høg temperatur Generelt Alle materialeigenskapar er avhengige av temperaturen. Vi får spesielle problem når temperaturen svingar i området for faseendring, det vil seie i overgangen frå til dømes fast til flytande stoff. Når elastomerar blir eksponerte for høg temperatur, kan vi få varige endringar i dei mekaniske eigenskapane. Visse elastomerar herdar og blir til fast stoff jamvel ved ein temperatur rundt 25 °C dersom dei blir eksponerte over lang tid. Herda elastomerar blir sprø og kan difor miste evna til å fungere som tettingselement. Ein elastomer kan også bli påverka og øydelagd av kjemikal og gassar. Den øydeleggjande effekten blir ofte forsterka når tempera­ turen aukar. Slike kjemikal og gassar omfattar mellom anna:

44

• korrosjonsinhibitorar • kompletteringsvæsker/brine • aromatiske løysningsmiddel • h2 s • CO2 • hydrokarbon

Dei fleste elastomerane «eksploderer» dersom dei får dekompri­ mere svært raskt etter å ha vore utsette for høgt gasstrykk. Desse effektane har gjort at det er utvikla elastomerar for å kunne møte krava til at dei er pålitelege når forholda er ekstreme. I den seinare tida har det likevel vist seg at store spenn i operasjonsforholda har gjeve uventa effektar slik vi har gjort greie for det under elastomerar i utblåsingssikring i kapittel 1.5.6. Modifikasjonar i utblåsingssikringen Vi må vurdere desse gummielementa i utblåsingssikringen når vi ventar høg temperatur: • ringromsventil • gummielement i røyr- og skjærventilar (top seal, bonnet seal, face seal) • tettingselement i feil/sikker ventiler Som nemnt kan temperaturen i utblåsingssikringen bli svært høg (120-160 °C). For å unngå problem i samband med endringar i dei mekaniske eigenskapane til standard elastomerar når temperaturen er høg, er det utvikla høgtemperaturelement. Desse elementa har ein temperaturrate på 177 °C (350 °F). Eit døme på eit slikt ele­ ment er CAMRAM 350 frå Cameron. I tillegg må vi nøye vurdere om vi skal bruke røyrventil (piperam) med variabel indre diamater (variable bore rams) når vi borar. Slike ventilar er bundne saman med elastomerar og er difor meir utsette for endringar i dei mekaniske eigenskapane enn dei ventilane som har fast diameter (fixed bore rams). Ventilar med variabel indre diameter er enno ikkje tilgjengelege med høgtemperaturelastomerar. Det vanle­ ge temperaturområdet er opp til 93 °C (200 °F). Ein annan effekt når vi bruker variable røyrventilar, kan vere reduk­ sjon i tettingseigenskapene dersom vi bruker dei over eit stort spenn i diameter. Dette er som regel ikkje noko problem innafor vanlege spenn. Cameron T-type 15000 psi utblåsingssikring er til dømes ofte utstyr med variable røyrventilar for 31/2,’-7” og 31/2,’-5” med rate 15000 psi. For å kunne kontrollere at temperaturen i utblåsingssikringen ikkje går over den kontinuerlege eller maksimale temperatur­ grensa, bør det vere installert ein temperatursensor i utblåsingssik­ ringen.

45

Stigerøyr (Marine drilling riser) Stigerrøyrtilpassing (Riser adaptor) Skøyt (Flex joint/Ball joint)

Slangar og slagkoplingar (Hoses, flex loop, chicksan)

Hydraulisk forbinding (LMRP hydraulic connector)

Øvre ringromsventil (Upper annular preventer)

STIGERØYRUTSTYR (LOWER MARINE RISER PACKAGE) Sentrerar (Choke/kiII stabs) Dreperøyr (Kili line)

UTBLÅSINGSSIKRING (BLOWOUT PREVENTER)

Y-røyr (Wye spool)

Nedre ringromsventil (Lower annular preventer)

Øvre ytre drepeventil (Upper outer kili)

Struperøyr (Choke line)

Øvre indre drepeventil (Upper inner kili)

Nedre ytre drepeventil (Lower outer kili) sledre indre drepeventil (Lower inner kili)

Kutteventil (Blind shear ram) Øvre røyrventil (Upper pipe ram) Midtre røyrventil (Middle pipe ram)

Ytre strupeventil (Outer choke valve) Brønnhovud hydraulikkforbinding (Wellhead hydraulic connector)

Indre strupeventil (Inner choke valve) Nedre røyrventil (Lower pipe ram)

Figur 1.5.6. Typisk utblåsingssikring under vatn.

Andre komponentar I prinsippet bør vi vurdere alle elastomerar i sirkulasjonssystemet mot den temperaturen vi ventar. • Vi bør rekne med at pakningselementa i tryggingeventilane (fail/ safe valves) ved utblåsingssikringen er like utsette som gummielementa i sikringen. • Vi må velje tetning for avhenging av foringsrøyret ut frå det vi ven­ tar som maksimal teperatur. • Tettingselementa i struperøyret og dreperøyret i skøytane mel­ lom stigerøyrselementa og dei fleksible slangane i moon-pool blir utsette for temperaturar som i stor grad er avhengige av kjølingseffekt på grunn av havdjupna. Generelt reknar vi med at kjølingseffekten er så stor at dette ikkje er noko problem. Tvert om er ein på store havdjupner meir redd for at det skal danne seg hydrat i struperøyret og i dreperøyret. 46

47 ©1990 CAMERON IRON WORKS USA. INC.. WORLD HEADQUARTERS/P O. BOX 1212. HOUSTON, TEXAS 77251-1 212 (713) 939 2211, TELEX 775422

• Det kan også tenkjast at pakningar i strupeventimanifolden blir utsette for høg temperatur, men også her reduserer kjøleeffekten risikoen. Elastomerane i sirkulasjonssystemet bør vere registrerte i systemet for vedlikehald om bord. Dessutan bør dei vere lagra og merkte slik at vi ikkje blandar HTHP-elastomerar med standardelastomerar.

1.5.6. Problem knytte til store spenn i operasjonstemperaturen Som nemnt er det utvikla elastomerar som er motstandsdyktige mot gassar, kjemikal og høge temperaturar. Men utblåsingssikringar utstyrte med høgtemperaturelastomerar har hatt problem med å halde på trykket når dei blir testa ved låg temperatur. Ein har då testa dei ved ein temperatur rundt 0-4 °C. Lekkasjane kjem fordi fleksibiliteten til høgtemperaturelastomerane blir redusert når temperaturen går ned. Rundt 0 °C går desse elastomerane over til å bli glasaktige. På den norske sektoren og ved boring på djupt vatn gjev dette problem under testing og operasjon på grunn av den låge tempera­ turen i sjøvatnet ved havbotnen (0-4 °C). Som eit resultat av dette er ein no i ferd med å utvikle nye typar elastomerar som skal kunne tole store sprang i operasjonstemperaturen. Alternativet i dag er å velje standard elastomerar (121 °C/250 °F). Dette krev at vi analyserer den venta temperaturen grundig i ulike fasar av boringa og samanliknar desse opplysningane med risikoen for tilbakeslag.

1.5.7. Trykkforhold Det verst tenkte tilfellet For å kunne vurdere kva for trykk utstyret og spesielt brønnkontrollutstyret skal kunne tole, må vi vurdere kva som kan bli den største teoretiske belastninga. Vi går ut frå to situasjonar som det verst tenkte tilfellet: 1. Ei gassboble får migrere til utblåsingssikringen i ein stengd brønn. Gassen tek då med seg botntrykket til overflata fordi han ikkje får ekspandere. 2. Når vi borar inn i ei «total loss» sone med holet ope mot ei gassone lenger oppe, kan heile holet bli fylt med gass. Då blir overflatetrykket i teorien trykket i botnholet minus det hydro­ statiske trykket frå gassøyla. Dersom vi ikkje kjenner til korleis gassen er samansett frå eit hol som er bora tidlegare, må vi gå ut frå at gassen er metan. 48

Begge tilfella går ut frå at brønnen og foringsrøyra toler påkjen­ ningane utan å sprekke. Det første tilfellet gjev det høgaste teoretiske trykket. Men det er likevel akseptert å velje tilfelle 2 som designkriterium dersom vi kan godtgjere at rutinane med brønnkontrollen hindrar at vi får tilfelle 1 (volumetrisk metode, kontroll med oppbygginga av tryk­ ket etter innstenginga). Som vi ser av tilfelle 2, må vi her også vurdere faren for at borestrengen skal bryte saman. Faren er større dersom vi bruker tilbakeslagsventil i strengen og strengen ikkje er heilt fylt med boreslam. Døme\ TVD = 5000 m Gassvekt, DG = 0,30 g/cm3 Slamvekt, Dm = 2,15 g/cm3

Kva er det maksimale trykket ved utblåsingssikringen i tilfelle 1 og 2? 1. Pmax = 5000 m • 2,15 g/cm3 • 0,0981 = 1055 bar (15291 psi) 2. Pmax = 5000 m • 1,85 g/cm3 • 0,0981 = 908 bar (13158 psi). Collapse pressure 6 5/8”, 25,20 lb/ft S-135 DP = 416 bar Collapse pressure 5 1/2”, 24,70 lb/ft S-135 DP = 1175 bar

I tillegg krev forskriftene rating på utstyr for brønnkontroll til 15000 psi. Det blir sett spesielle krav til kontroll og sertifisering av fleksible slangar i denne samanhengen. Modifikasjonar i utstyret på grunn av trykkforhold Strupeventilmanifolden Som nemnt i avsnitt 1.5.4 kan det vere aktuelt å redusere trykkgrensa på lågtrykkssida av strupeventilmanifolden med ein faktor på 2,5 på grunn av risikoen for å kome under den nedre designtemperaturen (det vil seie å oppgradere frå -18 °C til -40 °C). Dessutan bør vi dele både lågtrykks- og høgtrykkssida av manifolden i to ved hjelp av ventilar for å auke redundansen. På same måten bør det vere minst to hydraulisk opererte strupeventilar i tillegg til to manuelle. Figur 1.5.5b viser modifisert strupeventilmanifold.

Fleksible slangar Alle fleksible slangar må vere konstruerte for rett temperatur, trykk og fluid. Særleg er innfestingspunktet utsett for slitasje og såleis fare for 49

lekkasje. Små sprekkar i gummivernet kan føre til at vatn trengjer seg inn i stålarmeringa. Det gjev korrosjon. Ei eventuell frostsprenging forsterkar effekten.

Gassfart og maksimum overflatetrykk under utsirkulering Når vi skal sirkulere ut ein HTHP-kick, gjeld dei same retningslin­ jene for utsirkuleringa som ved «grunne» kicker. Vi skal prøve å sirkulere ut influks ved hjelp av konstant trykk i botnen av holet. Når vi sirkulerer ut, er det viktig å kontrollere straumen ut av brønnen for at vi ikkje skal bryte ned den hydrostatiske barrieren i slam/gass-separatoren. Strøymingsfarten er avhengig av: • gassekspansjonen • pumperaten

For å kunne velje rett pumperate til utsirkuleringa må vi ha oversyn over den effekten vi ventar av gassekspansjonen. Dette kan vi simulere, men det er sjølvsagt avhengig av gode teorimodellar. Den tradisjonelle metoden med å samle all gass i éi boble (single bubble-modellen), overestimerer gassekspansjonen. Vi får eit meir reelt bilete av situasjonen om vi bruker modellar som tek omsyn til at influks i slammet blir fordelt over eit større intervall i brønnen (kontaminert modell). Slike modellar er utvikla, men dei krev informasjon om lengda på dei ulike delane av operasjonen under inntak av tilbakeslag. Modellane kan gjerast betre og byggjast ut til å ta omsyn til løyseevna for gass i slammet, til temperaturen og trykkeffektane, avviket frå ideell gass, friksjonseffektane osb. Dette kan truleg gje eit meir korrekt bilete, men i ein situasjon med tilbakeslag er tilgangen på nødvendig informasjon svært avgrensa. Nedanfor har vi teke med nokre data frå eksperiment gjorde for venta gassekspansjon i djupe høgtrykksbrønnar. Tabell 1.5.1 viser eit oversyn over fem ulike brønnar. Som vi ser, ligg gassekspansjonen uttrykt som skilnaden mellom overflatevolumet og det opphavlege tilbakeslagsvolumet, i området 400-500 gon­ ger. Av tabell 1.5.2 og 1.5.3 går det fram at gassekspansjonen først og fremst skjer i dei øvste 300 metrane av brønnen. Alt etter pumpe farten gjev dette store problem med korrekt køyring av strupeventilen. Faren for å ta inn eit nytt tilbakeslag, eller å få ei oppsprekking, er og­ så stor. Ein må merke seg at størstedelen av ekspansjonen skjer etter at gassen passerar strupeventilen. Før gassen når strupeventilen bør ikkje tilsynelatande auke i slamtankane overstige 5-15 ganger original tilbakeslagsvolum. Dette vil i såfall indikere at vi tar inn meir fluid fra formasjonen. 50

Tabell 1.5.1. Døme på prediksjon av gasseksjon i høgtrykk gassformasjonar. Brønn nummer

Djupn ft TVD

1 2 3 4 5

15000 16000 16500 22600 23000

Ekvivalent Trykk formasjons- psia tettleik ppg

16,0 17,6 16,5 17,0 14,5

12500 14600 14160 20000 17300

Temperatur °F

Gasseksp. Overflate/bunnvolum

305 320 330 360 380

400 425 450 480 420

Tabell 1.5.2. Oversikt over ekspandert gassvolum under utsirkulering ved 22600 ft. TVD og 17 ppg slam. Djupn ft TVD

Trykk psia

Ekspansjon bbl gass/bbl influks

0 1000 2000 5000 10000 20000 22600

14,7 899 1783 4435 8855 17695 20000

480 7,4 3,5 1,6 1,2 1,0 1,0

Tabell 1.5.3. Oversikt over ekspandert gassvolum under utsirkulering ved 16500 ft. TVD og 16,5 ppg slam. Djupn ft TVD

Trykk psia

Ekspansjon bbl gass/bbl influks

0 1000 2000 3000 4000 5000 7500 10000 16500

14,7 860 1720 2570 3430 4290 6435 8880 14160

450 5,0 1,9 1,6 1,4 1,4 1,3 1,1 1,0 51

illpwe > Chofcelme Pressijre develooient (Hait < 44eight) - -

2084

— - --

5420

4150

Figur 1.5.8a.

Figur 1.5.8a og 8b viser skilnaden i det nødvendige annulustrykket for å kunne halde eit konstant botntrykk når vi bruker metoden med éi boble og metoden med kontaminert slam. lp ipe A Chokiel ine- Pressl^re- *
D

UD

OD C~) xO

‘-/D

MD

MD

7

P O

■ *4' ( > '


1

M

srgel Rt, kan feilen bli svært stor. Men så lenge Rxo « Rt er laterolog ein av dei enklaste og beste logane å estimere Rt frå. Metoden har den forde­ len at vi ofte slepp korreksjonar for å kome fram til den storleiken vi søkjer. I eit saltmetta boreslam er laterolog, mikrolaterolog og gammalaterolog (sjå seinare) dei viktigaste metodane for å fastleggje formasjonsparametrar.

4.2.4. Induksjonslogg Denne metoden byggjer på eit heilt anna prinsipp enn dei loggane vi har omtalt tidlegare. Ved hjelp av ein spole med ein akse som fell saman med boreholet, blir det produsert eit tidsvarierande magnetfelt som igjen er opphavet til induserte straumar i formasjo­ nane omkring (såkalla Foucaultstraumar). Den induserte straumstyrken er proporsjonal med leiingsevna til formasjonen. Ut frå symmetrivurderingar må vi rekne at dei induserte strau­ mane går i sirkelbanar, koaksialt med boreholet (eigenleg krev dette eit isotopt medium). Dei induserte straumane fører i sin tur til sekundærinduksjon i ein mottakarspole, plassert i sonden slik vi har vist på figur 4.2.7. Den sekundærinduserte straumen blir forsterka, og signalet blir sendt til overflata gjennom kabelen. Responsen for denne sonden er altså proporsjonal med leiingsevna (konduktiviteten) til formasjonen. Skalaen kan graderast direkte i konduktivitetseininga mmho/m (= 1/1000 mho/m). Eininga mho/m er det inverse av resistivitetseininga ohm m (fl m). Når vi bruker mmho/m, er det for å unngå desimalar.

Døme:

R = 100 fim 1 1 1 mho/m 1000 mmho/m C = — =---- fim =------------- = ------------------- = 10 mmho/m R 100 100 100

(o;

Ved hjelp av ein elektronisk krins inverterer vi signalet, slik at vi også får ut ei resistivitetskurve. Den viktigaste skilnaden mellom induksjonsloggen og dei andre resistivitetsloggane er at vi ikkje treng nokon direkte kontakt med formasjonen. Metoden kan altså brukast i hol som ikkje inneheld 244

eit leiande medium (salthaldig boreslam), til dømes i hol bora med slam basert på olje eller i hol bora med luft eller skum. Felles for alle resistivitetsloggane er at dei ikkje kan brukast inne i foringsrøyr (casing). Induksjonsloggen måler altså essensielt ein konduktivitet. Meto­ den høver spesielt godt for leir-/sandformasjonar med låg resistivi­ tet. Han taper mykje av sensitiviteten i formasjonar med høg resi­ stivitet. Til praktiske formål set vi 200 fl m som ei øvre grense. Den praktiske utføringa av induksjonssonden er litt meir kompli­ sert enn det som er vist pa figur 4.2.7. Sonden har i tillegg til dei to spolane også eit sett fokuserande spolar. Vi kan dermed fokusere på ein torusforma lekam (smoltring). Med ei slik fokusering har vi nærmast eliminert innverknad frå dei tilstøytande formasjonane, på 245

same maten som for laterologen. Også effektar frå boreslamsøyla blir eliminerte med denne fokuseringa. Resultatet frå induksjonslogging er difor ein svært god estimator for Rt dersom Rxo > Rt. I motsett fall er innverknaden frå ei invadert sone forstyrrande. Vi ser altså at bruksområda for laterolog og induksjonslogg er komplementære. Saman med induksjonsloggen registrerer vi vanlegvis også to andre loggar: SP og liten normal. Vi får dermed ut fire kurver på loggskjemaet: SP, liten normal, resistivitet og kunduktivitet (frå venstre til høgre). Dersom vi i tillegg køyrer ein mikrologg (sjå neste kapittel), har vi vanlegvis nok informasjon til å evaluere formasjonen dersom han ikkje er svært resistiv eller boreslammet ikkje er for salthaldig.

4.2.5. Mikroresistivitetsloggar Dei ulike loggselskapa har kvar si utføring av sondane, men stort sett er det berre detaljar som er ulike. Schlumberger marknads­ fører si utgåve av mikroresistivitetsloggen under namnet Microlog. Alle desse sondane er baserte på det same prinsippet, nemleg ei miniatyrisering av den klassiske resistivitetssonden. Vi har også her straumelektrodar og potensialelektrodar. Men det er likevel to viktige skilnader mellom desse sondane og ein vanleg resistivitetssonde:

• Det aktuelle måleområdet er i storleiken dm3 i staden for m3. Dette får ein til ved å gjere opninga (spacing) på sonden svært lita (om lag 25 mm mot 40 cm for det klassiske utstyret). • For å unngå kortslutning frå boreslammet ikring, er heile elektrodeutstyret innstøypt i ei isolerande plate (gummi), som blir trykt mot boreholsveggen ved hjelp av ei fjørkraft.

På figur 4.2.8 har vi vist prinsippskjemaet. Legg merke til at vi opererer med to ulike opningar, nemleg 2,5 cm og 5 cm (1" og 2"). Vi kallar dei mikroinvers og mikronormal. Det er relativt enkelt å tolke mikrologgen: • Dersom elektrodane ikkje er i kontakt med veggen (til dømes på grunn av utrasing i holet), blir resistiviteten i slammet registrert. • Dersom det er leire eller mergel, blir det registrert tilnærma rett formasjonsresistivitet med begge sondeopningane. • Dersom formasjonen er porøs, har vi ein «positiv separasjon», det vil seie R5 cm > Rz.s x 2,5 cm • • Dersom formasjonen er kompakt, blir det målt ein høg resistivi­ tet med begge sondeopningane.

246

Figur 4.2.8. Prinsippskjema for mikrolog.

Vi kan også tolke resultatet kvantitativt for å få porøsitetsverdiar frå resistivitetsverdiane. Ei fokuseringsinnretning for mikrosondar finst også. Ein mikro­ log med fokusering blir kalla mikrolaterolog. Han har dei same fordelane samanlikna med ein mikrolog som laterologen har sam­ anlikna med dei klassiske resistivitetssondane. Saman med ein mikrolog og ein mikrolaterolog registrerer vi gjerne diameteren på holet (caliper-logg) på det same diagrammet.

4.3. Loggar baserte på radioaktivitet 4.3.1. Naturleg radioaktivitet Den såkalla gammaloggen er basert på naturleg radioaktivitet. Ved hjelp av ein høveleg detektor blir den naturlege radioaktiviteten til formasjonen registrert som funksjon av djupet. Detektorar som kan brukast, er geigerteljar, ioniseringskammer eller scintillasjonsteljar. Den siste er no snart einerådande på denne marknaden. Gammastrålar er elektromagnetiske bølgjer med svært kort bølgjelengd (kortare enn hjå røntgenstrålane). Denne strålinga kjem spontant under disintegrasjon av atom av radioaktive mine247

ral. Radioaktiviteten til bergartene kjem av at det er små mengder radioaktivt materiale til stades. Materialet høyrer til thorium- eller uranfamilien. I nærleiken av ein uranmalm er strålinga svært sterk, overalt elles er ho svært svak, men likevel slik at ho kan målast. Ei registrering av denne strålinga gjev ingen opplysningar om den litologiske samansetjinga til formasjonen. Generelt er leire og mergel dei mest radioaktive sedimentære bergartene. Sand og sandstein er mindre radioaktive, og kalkstein endå mindre. Hjå salt og anhydritt blir radioaktiviteten sett lik null. Vi skal merke oss at vulkanske bergarter som oftast er svært radioaktive. Visse radioaktive formasjonar strekkjer seg vidt utover, og dei er lette å korrelere i ulike borehol. Difor er gammaloggen nyttig i korrelasjonsstudiar. Ein gammalogg (og alle andre radioaktive loggar) kan køyrast i borehol med oljebasert slam, luftbora hol og i fora hol (inne i foringsrøyret). Det siste er viktig, fordi det gjer det mogeleg å gjere registreringar også i eldre borehol som vart bora før dei radioaktive loggane kom på marknaden kring 1950. Alle radioaktive loggar er karakteriserte av det statistiske fluktuasjonane som skjer i sjølve den fysiske prosessen som er grunnla­ get for målingane, nemleg disintegrasjonen (delinga) av radioaktive atom. Talet på gammakvantar som blir detekterte av teljaren kan til dømes variere mellom 50 og 100 i sekundet, og variasjonen er statistisk tilfeldig. Vi definerer difor ein middelverdi for intensite­ ten som den verdien vi nærmar oss etter svært mange målingar. Den tilfeldige karakteren av måleresultatet har fleire viktige kon­ sekvensar: • Augneblinksmålingar blir verdilause. Vi er nøydde til å ta gjen­ nomsnittet av resultata over ei viss tid. Denne tida er lengre dess lågare teljeraten ligg. Gjennomsnittsmålinga blir gjord i ein elek­ tronisk integrasjonskrins som alltid gjev ein middelverdi av intensiteten i eit føregåande tidsintervall. Denne tidskonstanten, r, kan vere frå eitt til ti sekund. • Farten på sonden opp gjennom boreholet må ikkje vere større enn at instrumenta kan ta det nødvendige intensitetsgjennomsnittet utanfor kvar formasjon over ei lang nok tid. Teljaren er ikkje punktforma. Med ei lengd L og ein fart V er sonden utanfor det same laget i tida t = L/V. • Resultatet har ein sannsynleg feil (storleiken på denne feilen er gjeven av «lova for dei store tala»).

Vi må altså køyre radioaktive loggar seinare enn elektriske loggar (fartsforhold om lag 1:4). Kurveforma blir ofte litt ujamn på grunn av dei statistiske fluktuasjonane, jamvel om vi har teke gjennom­ 248

snitt. Desse kurvevariasjonane treng altså ikkje ha noko med endringar i radioaktiviteten i formasjonen å gjere. Det er gjort store utbetringar for å rette på desse forholda. Scintillasjonsteljaren er i denne samanhengen ein god del betre enn dei eldre teljarane. Som ein konklusjon kan vi seie at gammaloggen har sine fordelar mest på det kvalitative planet. Loggen høver godt til å finne dei leirhaldige formasjonane og til å følgje dei frå borehol til borehol. Leirlaga skil seg ut ved høg radioaktivitet samanlikna med omgjev­ nadene. Kurva til ein gammalogg blir teikna på diagrammet med aukande verdiar frå venstre til høgre. På den måten kan vi samanlikna kurveforma med SP-kurva, sjå figur 4.3.1. Gammalogg blir brukt som substitutt for SP-loggen der den siste ikkje høver (til dømes i saltmetta slam). Til høgre på figur 4.3.1 har vi vist ein CCL (casing collar locator), ein logg som gjev eit utslag for kvar kopling i fdringsrøyret. (Denne loggen er vanlegvis basert på magnetisk regi­ strering.) Med denne loggen har vi nøyaktige djupnereferansar som er nødvendige ved mellom anna perforering. Vi erstattar dermed djupnemålinga frå overflata med ei differensiell måling som er vesentleg mindre unøyaktig enn avstanden mellom to skøytar.

Figur 4.3.1. Døme på korrelasjon av SP- og gammalogg. 249

Denne presisjonen er dessutan uavhengig av djupna, noko som er viktig når vi til dømes skal perforere utanfor tynne lag på store djupner.

4.3.2. Nøytronlogg Denne loggen er basert på å måle «provosert» radioaktivitet i for­ masjonen. Ein bombarderer formasjonen med «raske» nøytron («rask» = høgenergetisk). Eit nøytron er ein elektrisk nøytral partikkel med masse lik ein hydrogenkjerne (proton). På vegen gjennom materien er nøytronet utsett for ei rekkje elastiske støytar mot atoma i materien. I ein kollisjon mellom eit nøytron og eit atom (ikkje hydrogen), endrar nøytronet stort sett berre retning, medan skalar-verdien til farten blir halden ved lag. Det kjem av den store skilnaden i masse mellom dei støytande partiklane. I ein kollisjon med eit hydrogena­ tom er dei involverte massane omtrent like, og vi får i gjennomsnitt ei lik deling av den kinetiske energien på dei støytande partiklane. Etter eit visst tal på slike kollisjonar er eit raskt nøytron nedbremsa til eit sakte nøytron (lågenergetisk), det vil seie at vi kan saman­ likne farten med rørslefarten til atoma omkring. Nøytronet blir då også kalla termisk nøytron. (Energien E = kt = 25 meV for T = 300 °K.) Dei termiske nøytrona blir svært raskt absorberte av visse atom med etterfølgjande emisjon av høgenergetisk gammastråling (y-stråling). Av dette kan vi slutte at innhaldet av hydrogen i formasjonen speler ei viktig rolle for nedbremsinga av nøytrona. I ein formasjon som er rik på hydrogen, blir nøytrona raskt nedbremsa, og vi får ein høg konsentrasjon av termiske nøytron og dermed ein høg intensitet av y-strålar nær nøytronkjelda. I ein formasjon som er fattig på hydrogen, går derimot nøytrona lenger bort frå kjelda før dei blir bremsa ned til termisk nivå. Om vi så plasserer ein teljar som registrerer gammastråling eller sakte nøytron i stor nok avstand frå nøytronkjelda, får vi eit svakt signal i ein formasjon som er rik på hydrogen ettersom dei sakte nøytrona blir absorberte innanfor eit lite område kring kjelda. Omvendt får vi eit sterkt signal i ein formasjon som er fattig på hydrogen. (Både teljar med gammastråling og med sakte nøytron er i bruk. Den første blir kalla nøytron-gamma, den andre nøytronnøytron.) Nøytronloggen reflekterer altså innhaldet av hydrogen i forma­ sjonen. Kurva kan skalerast i hydrogenprosent. I praksis finn vi hydrogen i formasjonsvatn og i hydrokarbon (og ein liten del i sjølve bergartsmatriksen). Vatn og olje har eit innhald av hydrogen per volumeining som er svært likt. Dersom vi ser bort frå gass250

førande formasjonar, viser difor nøytronloggen eit volum av porevæske per volumeining gjennombora formasjon. Det har vist seg at nøytronloggen gjev eit bra estimat av porøsiteten til bergarta. Den matematiske relasjonen mellom teljeraten til detektoren, N, og porøsiteten ø er empirisk etablert:

N = a - b log ø (a og b er konstantar)

(9)

Fastsetjing av porøsiteten er den viktigaste bruken av nøytronlog­ gen. Metoden er mest nøyaktig i porøsitetsintervallet frå 2 til 25 %. Det er verdt å merkje seg at i leirhaldige soner har vi ein stor konsentrasjon av hydrogen på grunn av interstitielt vatn (25-40 %). Ein nøytronlogg viser difor ein høg porøsitet for ein slik formasjon. Dette er likevel ikkje eit rett mål for porøsiteten til bergarta. For å unngå slike feiltolkingar må vi støtte oss til ein gammalogg i tillegg til nøytronloggen. Følgjeleg har det vorte vanleg å registrere gammaloggen og nøytronloggen saman. Målingane blir gjorde simul­ tant. Sjå figur 4.3.2. ।—^-Registreringsinstrument på overflata

Figur 4.3.2. Radioaktiv logging. Skjema av apparatur for simultan måling av naturleg og indusert stråling. 251

Nøytronloggen har den same tilfeldige karakteren som gammaloggen, og kurva er også her forstyrra av statistiske variasjonar. Ettersom teljeraten er høgare når vi bruker nøytronlogg, er likevel desse fluktuasjonane mindre sjenerande. På same måten som for gammaloggen kan også nøytronloggen registrerast inne i forings­ røyret. Nøytronpartiklane går relativt lett gjennom både stål og sement. Eit medium som har stor innverknad på intensiteten av nøytronstråling inn i formasjonen, er boreslammet. Det inneheld sjølvsagt ein god del hydrogen, og såleis er responsen til nøytronsonden avhengig av diameteren på holet og av kvar sonden er plassert i holet (sentrert eller ikkje). For å omsetje kurveforma til nøytronloggen til porøsitet må vi altså ta omsyn til desse faktorane.

4.3.3. Tettleikslogg (gamma-gamma) Dette er også ein radioaktiv logg, basert på bestråling av formasjo­ nen med gammastråling. Gammastrålinga, som er elektromagnetisk, vekselverkar med elektrona i materien. Ved såkalla Comptonspreiing blir ein del av strålinga spreidd diffust tilbake mot boreho­ let. Ein teljar, plassert over kjelda i sonden, detekterer den tilbakespreidde gammastrålinga.

Figur 4.3.3. Tettleikslogg, a) sonde, b) prinsipp.

252

Figur 4.3.4. Tettleikslogg (FDC = Formation density compensated).

253

Elektrontettleiken i formasjonen er nær proporsjonale med massetettleiken. Den tilbakespreidde strålinga er difor ein funksjon av tettleiken til materien. Prinsippet er vist på figur 4.3.3. Kjelda og detektoren er bygde inn i ei plate som blir pressa mot boreholsveggen. I dei første sondane av denne typen brukte ein berre éin teljar. Ein måtte då korrigere for tjukkleiken av slamkaka på boreholsveggen. Dei nye sondane har to teljarar, og responsen frå sonden kan omsetjast direkte i tettleik, utan korreksjonar. Dersom den invaderte sona ikkje inneheld residuell olje eller gass, kan tettleiken relativt enkelt gje porøsiteten til bergarta:

pb = (1 - ø) pm + Pi ø

(10)

Pb er «bulk»-tettleik (avlesen på loggen) pm er matrikstettleik (må kjenne litologien) pf er tettleik av porevæske (som oftast slamfiltrat)

På figur 4.3.4 har vi vist eit døme på ein tettleikslogg. Det er gass i den invaderte sona, og det set ned tettleiken ein god del. På nøytronloggen får vi i så fall ein motsett verknad. Når vi skal tolke loggen, ser vi difor ofte på nøytron- og tettleiksloggen saman (overlay-teknikk). Ein tettleikslogg kan vi enno berre køyre i opne hol.

4.4. Soniske loggar Dei soniske loggane er baserte på måling av forplantinga av meka­ niske vibrasjonar i formasjonen eller i foringsrøyret og sementen. Mekaniske vibrasjonar i faste stoff kan vere transversale eller longitudinale. Dei siste har størst forplantingsfart, og det er farten på denne bølgjetypen vi først og fremst interesserer oss for. Ein annan parameter som blir målt, er dempinga av dei to bølgjetypane i formasjon og foringsrøyret.

4.4.1. Fartslogg Måleprinsippet er vist på figur 4.4.1 (a er éin mottakar, b to motta­ karar). Vi måler tida lydbølgja treng for å gå frå sendaren til mottakaren. Ein del av traseen til bølgja går gjennom boreslam, som er eit lågfartsmedium. Tidsmålinga er difor ikkje nøyaktig nok med éin mottakar til ved invertering å gje eit rett bilete av lydfarten på formasjonen. Når vi studerer traseane til lydbølgjene med to mottakarar, ser vi at tidsskilnaden mellom framkomst ved R! og R2 er uavhengig av tida som er brukt til å gå gjennom boreslammet.

254

Borehol

Shale

Mottakar AT = L - T2 Mottakar—

Figur 4.4.1. Prinsippskjema for ein sonisk logg, a) éin mottakar, b) to mottakarar.

I tabell 4.2 finn du lydfarten i ein del viktige materiale (bergar­ ter). Tabell 4.2. Lydfart i ulike media Medium Luft Metan Olje Vatn, slam Leire Salt Sandstein Anhydritt Kalkstein Dolomitt

Lydfart (m/s) *

335 430 1300 1500-1800 1600-4850 4500 5500 6000 opptil 7000 8000

* Fartsområda for bergarter er matriksfarten.

255

For ei bergart og ei interstitiell væske er det eit visst forhold mellom lydfarten og porøsiteten: 1 - 0

Vm

(H)

V = farten avlesen på loggen Vf = farten i væska Vm = matriksfarten (f) = porøsiteten

Likning 11 blir kalla Wyllies formel.

4.4.2. Dempingslogg Det mottekne signalet er samansett av to delar (sjå figur 4.4.2). Byrjinga på signalet er framkomsten til dei longitudinale bølgjene. Deretter følgjer framkomsten til dei transversale bølgjene, fordi dei har lågare forplantingsfart. Når vi studerer signalbiletet, kan vi få to typar informasjon:

• Amplituden til longitudinalbølgjene. Denne amplituden er ein funksjon av innhaldet av hydrokarbon i bergarta. Aukande inn­ hald av hydrokarbon gjev lågare amplitude. • Amplituden til transversalbølgjene. Denne bølgjeforma forplan­ tar seg ikkje i fluid. Ein låg amplitude på transversalbølgjene indikerer altså at det er sprekkar (fylte med eit fluidum) i tra­ seen til bølgja.

4.4.3. Sementeringskontroll Prinsippet er basert på at ein måler amplituden av lydbølgja for­ planta i foringsrøyret. Foringsrøyret vibrerer sterkare desse dårle­ gare sementert han er. God sementering dempar signalet sterkt. Vi kan kontrollere anten ved å måle amplituden direkte eller ved å tillempe fartsmetoden.

256

0

Synkropuls

2000

Første framkomst Signal til mottakaren 4’ frå sendaren

Maksimal amplitude

Signal til mottakaren 5’ frå sendaren

Figur 4.4.2. Døme på akustiske signal.

4.5. Hjelpetenester Under denne sekkeposten samlar vi fleire typar kabeltenester som loggselskapa utfører.

4.5.1. Diametermåling Diameteren på holdet måler vi som funksjon av djupna. Denne målinga er absolutt nødvendig, ettersom diameteren på holet varie­ rer omkring den teoretiske verdien (som er lik diameteren på borekrona). Variasjonane kjem av at det set seg av faste stoff i boreslammet langs holveggene eller av at sjølve veggen rasar ut. Det finst fleire metodar for å måle diameteren (caliper).

Figur 4.5.1 viser prinsippet for Schlumbergers caliperlogg: Tre bladfjører held ein metallstav (stemplet). Fjøra blir pressa mot veggene i holet. Ein variasjon i diameteren gjer at metallstaven forskyv seg opp eller ned inne i to spolar. Ein variasjon i diamete­ ren fører dermed til ein variasjon i koplinga mellom spolane, som 257

Figur 4.5.1. Prinsippskjema for diametermåling. igjen gjev seg utslag i ein spenningsskilnad som blir avlesen. Andre bruker liknande prinsipp, med ulikt antall armar. For nokre år sidan vart det vanleg å byggje inn caliperlogg i mikrologg- og mikrolaterologsondane. Sjølve presentasjonen av loggen skjer på to måtar. Den vanlega­ ste er ein lineær presentasjon som viser diameteren direkte. Ein annan måte er å vise kvadratet av diameteren i kurveforma. Kurva kan då kalibrerast til å vise tverrsnittet (arealet) av holet. Denne presentasjonsforma høver mindre til å fortelje noko om forma på boreholet, men høver godt til utrekningar av volumet (nødvendig for å rekne ut slammengder, sementeringsoperasjonen og lik­ nande). Eitt av formåla med caliperloggen er å gje opplysningar om kor stabilt holet er over tid. Leire har ofte ein tendens til anten å rase

258

ut (cave-in) eller til å svelle når ho kjem i kontakt med slam. Dermed får vi innsnevringar. For å tolke mange av dei loggane vi har sett på tidlegare, er det ofte avgjerande å kjenne diameteren. Spesielt gjeld det elektriske og radioaktive loggar (så nær som laterolog). Ein diameterlogg viser dessutan dei seksjonane der vi har fått avsett slamkake, det vil seie utanfor dei permeable sonene. Caliperloggen brukt saman med SP og mikrologgen er eit svært nyttig instrument for å kartleggje permeable lag.

4.5.2. Inklinometri Ofte måler vi deviasjonen til boreholet (det vil seie avviket frå vertikallinja) uavhengig av vanlege loggingar. Men med ein deviasjonslogg får vi meir nøyaktige resultat, og vi får også azimut til deviasjonen. Ein enkel måte å gjere målinga på er simultant å fotografere eit kompass og ein pendel. Kompasset gjev den magnetiske nordretninga. Pendelen, som omfattar ei stålkule som rullar i ei krum glasskål med kalibrert gradering, gjev talverdien av inklinasjonen. Sjå figur 4.5.2. Heile måleoperasjonen blir fjernstyrt frå overflata, og vi tek eit bilete til dømes for kvar femtiande meter. Resultata set oss i stand til å få eit romleg bilete av gangen i boreholet ned gjennom formasjonane. Dei siste utgåvene av inklinometeret frå Schlumberger er bygde for kontinuerleg operasjon og overfører direkte deviasjon og azimut til overflata som elektri­ ske signal. Azimut til inklinasjonen

Bilete av skål og kompass

Glasskål med gradering

Kompassnål

Figur 4.5.2. Prinsippskjema for fotografisk inklinometer. 259

Formalet med malinga er a kontrollere eventuelle avvik i boreho­ let fra vertikallinja. Somme gonger må dette avviket haldast innan­ for svært snevre grenser (til dømes ± 3°), andre gonger ønskjer vi eit større avvik i éi særskild retning (avviksboring). I alle tilfelle er det nødvendig å kjenne deviasjonen for å kunne tolke dipmeterloggen rett (sjå neste avsnitt).

4.5.3. Dipmeter Med ein dipmeterlogg kan vi finne hallinga på laga. Vi må merke oss at inklinometerloggen gjev parametrar som gjeld traseen til boreholet. Ein dipmeterlogg gjev parametrar som gjeld hallinga på dei geologiske formasjonane i forhold til boreholet. Dipmeterlogginga er basert på at vi måler ein fysisk parameter langs tre generatriser i boreholet. forskyvde 120° i forhold til kva­ randre. Vi maler i eit plan vinkelrett på boreholsaksen. Den aktuel­ le fysiske parameteren kan vere den same som i andre loggar: SP. resistivitet, diameter osb. Dei beste resultata har ein fått når ein registrerer tre fokuserte mikroresistivitetsloggar simultant. Lat oss gå ut frå at vi går frå ein formasjon med resistivitet Ri til ein formasjon med resistivitet R2. Dersom skiljeplanet mellom laga har ein vinkel med boreholsaksen, skjer ikkje overgangen frå R! til R2 til same tid for dei tre elektrodane på sonden. Sjå figur 4.5.3. Forskyvingane på kurve 2 og 3 i forhold til kurve 1 gjev nok informasjon til å rekonstruere geometrien til formasjonen i forhold til sonden dersom vi kjenner diameteren på boreholet. Når vi så tek omsyn til data frå inklinometerloggen og til oriente­ ringa hjå sonden i forhold til den magnetiske nordpolen, kan vi fastleggje stillinga for dei geologiske laga i tre dimensjonar ved hjelp av sfærisk trigonometri. Dette høyrest kanskje noko kompli­ sert, men i praksis skjer denne fastlegginga med mekaniske hjelpe­ middel. Vi skal her leggje merke til at med ei komplett dipmåling får vi informasjon som vi elles måtte bore tre hol i nærleiken av kvaran­ dre for å få. Det er såleis ein svært nyttig logg når det er tale om å teikne strukturkart. Nytten av loggen har auka mykje etter at ein fekk kontinuerlege dipmålesondar. Vi har etter kvart også fått avanserte datamaskinprogram som gjer korrelasjonar og diputrekningar på grunnlag av dipmeterdata.

4.5.4. Termometri Det er svært enkelt å måle temperaturen i borehola, og det har vore gjort i lang tid. Den sentrale komponenten i ein temperatursonde er ei Wheat-

260

Borehol

Figur 4.5.3. Prinsippskjema for dipmåling. stonebru, der ei eller to brugreiner inneheld eit metall med ein resistans som varierer raskt og lineært med temperaturen. Dei to andre brugreinene inneheld metall som er svært lite følsame for temperaturen. Sjå figur 4.5.4. Dersom det følsame elementet er i god kontakt med boreslam, kan vi med eit slikt instrument straks registrere alle variasjonane i temperaturen i boreslammet, uttrykte som potensialskilnader. Det er velkjent at temperaturen aukar nokså fast med djupna. Ei kurve som viser temperaturen som funksjon av djupn, har ei halling som vi kallar den geotermiske gradienten. Denne gradienten er avhengig av den termiske konduktiviteten til formasjonane. Men vi 261

Djupn (m)

Figur 4.5.4. Prinsippskjema for temperaturmåling.

Figur 4.5.5. Typiske døme frå temperaturlogging.

bruker ikkje termometrilogging til den slags målingar ettersom boreslammet forstyrrar den opphavlege fordelinga av temperaturen langs holet. Djuptliggjande lag blir avkjølte, og grunne lag blir oppvarma. Termometrilogging bruker vi først og fremst til sementeringskontroll. 262

Vi veit at sementeringa skjer som innpumping av sement i for­ ingsrøyret. Sementen blir pressa opp på utsida i ringrommet mellom foringsrøyret og bergarta. Sementmengda blir mellom anna utrekna etter diametermåling. Når sementen herdar, gjev han frå seg varme i mengder som er registrerbare. Det gjev seg utslag på temperaturloggen, som vist på figur 4.5.5.a. Vi må merke oss at temperaturlogging ikkje er den einaste måten å finne posisjonen til sementtoppen på. Vi får same resultatet om vi set til radioaktive spormineral i sementen, og så finn sementtoppen frå gammaloggen. Termometrilogging blir også brukt i gassproduserande brønnar. Ei gassutviding skjer som kjent nar varme blir absorbert. Dette fenomenet provoserer dermed eit karakteristisk temperaturfall som kan registrerast på loggen (sjå figur 4.5.5b) Ut frå ein temperaturlogg kan vi dermed fastslå nokså nøyaktig posisjonen til dei gassproduserande laga. Ein nyare teori reknar til og med ut mengdene på dei gassmengdene som kan produserast.

4.6. Prøvetaking frå boreholsveggen Vi bruker den same kabelen som til dei vanlege loggane vi har omtalt før, til å senke ned i holet instrument som kan ta prøver både av fast stoff og av væske frå formasjonane omkring.

4.6.1. Kjerneprøvetakar Dette instrumentet kan skyte hole sylindrar inn i formasjonen, dra dei ut igjen og slik få opp prøver av formasjonen. Vi fyrer av sylindrane med krutladningar. Stålwirar sørgjer for at sylindrane kan bli dregne ut igjen. Prinsippet er vist på figur 4.6.1. «Kanonen» inne­ held 24-30 ladningar som kan avfyrast selektivt. Vi posisjonerer

Figur 4.6.1. Skjematisk framstilling av kjerneprøvetakar, a) kula er på plass i kanonen, b) kula er skoten inn i formasjonen. 263

instrumentet med SP-loggen som referanse. Dei kjernane vi får ut, har 25 mm diameter og ei lengd som varierer med hardleiken til bergarta (20-50 mm).

4.6.2. Væskeprøvetakar Dette instrumentet har ei gummmiplate som blir pressa hardt mot boreholsveggen. Midt i plata er det plassert ein liten ladning som blir avfyrt mot veggen i holet og som skaper ei lita opning i veggen. Gjennom denne opninga renn så formasjonsvæska ut. Ho blir så oppsamla i ein liten behaldar. Vi gjer så insitu trykkmålingar og kan såleis rekne oss fram til permeabiliteten til bergarta. Vi kan også finne kva for type formasjonsvæske vi har dersom ikkje inva­ sjonen er for stor.

4.7. Brønnkomplettering, perforering Komplettering høyrer eigenleg ikkje med til loggtenestene, men vi bruker ofte ein del av det same utstyrt (instrumentkabin. kabel og liknande), og vi bruker vanlegvis ulike kontrolloggar for å vere sikker på djupner og liknande. Etter at foringsrøyret er sementert, må det perforerast på dei rette stadene, det vil seie i høgd med dei petroleumsproduserande laga. Av perforeringsutstyr er det to hovudtypar: perforering ved hjelp av heile eller hole ladningar.

4.7.1. Perforering med heile kuler Apparatet er ein slags kort kanon som skyt ut kuler gjennom foringsrøyret ved hjelp av ein detonerande krutladning. Sjå figur 4.7.1. Detoneringa skjer ved elektrisk tenning. Ein perforator kan skyte om lag 20-30 kuler.

Figur 4.7.1. Perforeringskanon med heile kuler. 264

4.7.2. Perforering med hole kuler Figur 4.7.2 viser prinsippet for denne typen i fleire fasar av detoneringa. Effekten av ein eksploderande holladning er at det blir produsert ein «jetstråle» som skjer gjennom foringsrøyret og sementen og går 10-20 centimeter inn i formasjonen. Denne meto­ den er no den mest brukte på grunn av meir homogene resultat.

1. Sjokkbølgje frå detonasjonen breier seg i ladningen og kjem i kontakt med toppen av konusen

3. Det blir laga ei smelta metallkule som følgjer jetstrålen

4. Slutt på detonasjonen

Figur 4. 7.2. Eksploderande holladning.

265

4.8. Produksjonslogging Produksjonslogging, som til dømes flowmålingar, gradiomanometri eller sampling, gjev opplysningar om produksjonsvilkåra til brønnen. Dei sondane som blir brukte, har liten diameter (vanleg er 43 mm, det vil seie lys") for at dei skal kunne senkast ned gjennom produksjonsrøyra.

4.8.1. Flow (strøymings-) målingar Vi har instrument som verkar kontinuerleg eller ved hjelp av «packer». Figur 4.8.1 viser prinsippet for kontinuerleg strøymingsmaling. Figur 4.8.2 viser prinsippet for packermåling av flow. Den siste typen må posisjonerast utanfor det området vi ønskjer å teste og vere stasjonert der ei viss tid.

Figur 4.8.1. Kontinuerleg flowmåling.

266

Figur 4.8.2. Flowmåling med packer. Måling av trykkgradient

Måling av permeabilitet

PVT-prøvetaking

A Elektrisk kraft modul

Elektrisk kraft modul

Hydraulisk kraft modul

Hydraulisk kraft modul

Eining for prøvetaking

Prøvekammer

Elektrisk kraft modul Hydraulisk kraft modul

-v ■' ■ -•v !-

Elektrisk kraft modul

Prøvekammer

■ ■ '

Eining for prøvetaking

1"

1—

Eining for multiprøvetaking

1-

1

Prøvekammer i

Prøvekammer

A

A .

I

Prøvekammer

■ ■ M M ■

i

Eining for strøymingskontroll

ri i-""--" ia

■ 44-s -w

Eining for prøvetaking

■Al ■ ® ■ 11 I^T l 1 i i |TTT

Eining for multi prøvetaking

Eining for prøvetaking

w

BotnholsPr øvetak ng

1 1

Prøvekammer

..

Prøvekammer

1 1 Hydraulisk kraft 1 1.^1. modul II 1 1 1 71 1 Eining for s prøvetaking -1

A7 Figur 4.8.3. Apparatur for sampling av produksjonsvæske (Schlumberger, MDT). 267

4.8.2. Gradiomanometri Denne målinga gjev differensialtrykket over ein viss djupneskilnad i holet (vanlegvis om lag 2”). Dette trykket er (tilnærma) proporsjo­ nalt med væsketettleiken. Målinga er såleis nyttig for å finne nivået av vatn eller olje i holet.

4.8.3. Sampling Her prøver vi å ta væskeprøver insitu. og så få dei opp til overflata utan at dei blir dekomprimerte eller påverka på annan måte. På figur 4.8.3 har vi vist eit instrument som blir operert via ein elek­ trisk kabel. Ventil C blir opna, og prøva blir sleppt sakte inn i behaldaren. Lukkinga er automatisk og kjem på grunn av det hydrostatiske trykket i brønnen.

KAPITTEL 5

Borestrengen av Einar Framnes

5.1. Innledning Borestrengen defineres av API (American Petroleum Institute) og IADC (International Association of Drilling Contractors), som alt utstyr brukt ved rotasjonsboring fra svivelen til borekronen, mao. består borestrengen pr. definisjon av følgende komponenter: Drivrør (kelly), borerør (drill pipe), tungvektsborerør (heavyweight drillpipe), vektrør (drill collars), gjengemuffer (tool joints) og stabilisatorer (stabilizers), samt mer spesielle komponenter som fleksible ledd, støtstang (jar), foringsrørskraper etc. Drivrør og spesielle komponenter, samt bruk av disse, hører med under boreutstyr og boreteknikk og vil ikke bli tatt med her. Forøvrig refereres det til Kontrollert retningsboring av Petter Tomren, der komposisjon av borestrengen beskrives (Vett & Viten 1991). La oss istedet ta utgangspunkt i den kanskje viktigste komponent i borestrengen, nemlig gjengemuffen (tool joint). Noen av figurene i dette kapitlet er hentet fra IADC Drilling Manual.

5.2. Gjengemuffer 5.2.1. Historikk Flere teknikker er blitt utviklet for å feste gjengemuffer til rør. Da API-standardene ble akseptert, måtte både rør og gjengemuffer tilpasses disse.

Påskrudde gjengemuffer Den eldste måten å feste gjengemuffen til borerøret på, var ved sammenskruing. Gjengepartiet ble ganske enkelt skrudd på en gjenget rørende. Rørene hadde innvendig eller utvendig stuking, 269

^ZFZZZZ

^zZZZZZ

tzz^ZZZZZZ Innvendig steiking

Utvendig stuking

Figur 5.2.1. Innvendig og utvendig stuking. med tilstrekkelig lengde og tykkelse til at gjenger kunne maskineres. Gjengene var av samme design som for foringsrør, med et gjengetall på 8 gjenger pr. tomme og en gjengestigning på 3/4 tomme pr. fot.

Håndsveiste gjengemuffer Ettersom brønnene ble dypere, økte også påkjenningene på bore­ strengen. Skader oppsto ofte i sist innkoplede gjenge (se fig. 5.2.2). For å eliminere disse skadene, ble gjengemuffene sveiset fast til røret etter at de var skrudd sammen. Dette reduserte belastningskonsentrasjonene i sist innkoplede gjenge.

Belastningskonsentrasjon i tapp

Belastningskonsentrasjon i bøssing

Figur 5.2.2. Belastningskonsentrasjon ved bruk avpåskrudde gjenge­ muffer. Påkrympede gjengemuffer Denne teknikken gikk ut på at gjengemuffene ble varmet opp, skrudd til røret for hånd, avkjølt og deretter strammet maskinelt. Sveising av koplingen var nå ikke nødvendig. Teknikken ble vide-

270

reutviklet, slik at gjengemuffene kunne skiftes i felten. Fire fabri­ kanter introduserte denne type koplinger, og noen er ennå i bruk (se fig. 5.2.3). Som en kuriositet kan nevnes at en modifisert utgave av «Reed Super Shrink Grip R», kalt Alstan, brukes på borerør av alumi­ nium.

American straight grip

Reed super shrink grip R

Hughes seal grip

Armco National supply double seal shrink thread

Figur 5.2.3. Påkrympede, utskiftbare gjengemuffer.

Påsveiste gjengemuffer Påsveiste gjengemuffer ble introdusert i 1938 og er nå den eneste gjengemuffen i API-standard. Stuking er nødvendig på borerør der påsveiste gjengemuffer skal benyttes. Det er helt avgjørende at vi har tilstrekkelig sikkerhets­ margin i sveiseområdet, slik at mekaniske og metallurgiske belast­ ninger kan tas opp. Utviklingen med boring av dypere brønner, ofte kombinert med betydelig helningsvinkel, har nødvendiggjort utvikling av borerør med større styrke enn rør av grad D og grad E. Legg merke til at de stukede partiene på rør av grad X, G og S er lengre og kraftige­ re (tykkere), enn tilsvarende på rør av grad D og E. Gjengemuffenes dimensjoner for grad E, X, G og S borerør er gitt i tabell B-22 til B-26 i Drilling Data Handbook. 271

S ve i sesk j