Plattformtyper og boreutstyr [4 ed.] 9788241204289 [PDF]

Zitiervorschau

Einar Framnes

Plattformtyper og boreutstyr 4. utgave

*Vrtenas Vett

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

© Vett & Viten AS 2000 4. utgave 2000 2. opplag 2011

ISBN: 978-82-412-0428-9 Det må ikke kopieres fra denne boka i strid med åndsverkloven eller avtaler om kopier­ ing inngått med Kopinor, interesseorgan for rettighetshavere til åndsverk. Kopiering i strid med lov eller avtale kan medføre erstatningsansvar og inndragning, og kan straffes med bøter eller fengsel. Utforming: Jan Hugo Strand Sats: Terje Mathisen Trykk: ScandinavianBook, 2011 Utgiver: Forlaget Vett&Viten AS Ramstadsletta 15 1363 Høvik Norway Telephone: (+47) 66 84 90 40 Fax: (+47) 67531152 url: www.forlagetvettviten.no e-post: [email protected]

Forord «Plattformtyper og boreutstyr» er i utgangspunktet skrevet for bruk i forbindelse med opplæring av boredekksarbeidere. Utstrakt bruk av illustrasjoner bidrar imidlertid til at boken kan brukes i en videre sammenheng.

3. utgave er utvidet og revidert, og beskriver utstyr og metoder slik de benyttes i dag. Blant annet er sylinderbaserte heisesystemer, ell­ er «RamRig» teknologi, inkludert. Boken omfatter også en opp­ summering av felt og installasjoner på Norsk sokkel. Opplysning­ ene her er hentet fra Oljedirektoratets årsberetninger de siste årene. Kristiansand, mars 2000 Einar Framnes

Innhold 1 INNLEDNING 11 1.1 Olje- og gassfelt på, norsk kontinentalsokkel 11 1.1.1 Eldre felt i produksjon 11 1.1.2 Yngre felt under bygging eller i produksjon 24 1.2 Transportanlegg 30 2 PLATTFORMTYPER 36 2.1 Historikk 36 2.2 Oppjekkbare plattformer 39 2.3 Flytende plattformer 42 2.3.1 Boreskip 42 2.3.2 Delvis nedsenkbare plattformer 44 2.4 Produksjonsplattformer 47 2.4.1 Gravitasjonsplattformer 47 2.4.2 Pælede plattformer 50 2.4.3 Flytende produksjonsplattformer 51 2.5 Lastebøyer 51 2.6 Rørleggingsfartøy 52 2.7 Forsyningsfartøy 52 3 BOREPLATTFORMENS HOVEDSYSTEMER 53 3.1 Bulksystemet 53 3.2 Sikkerhetsventilsystemet 54 3.3 Sementsystemet 55 3.4 Ballastsystemet 56 3.5 Oppjekkingssystemet 56 3.5.1 Systemet der beina jekkes uavhengig av hverandre 56 3.5.2 «Mat type» oppjekksystem 57 4 OPPDRIFT, STABILITET OG TRIMMING 58

5 POSISJONERING 60 5.1 Ankersystemer 60 5.1.1 Forankringsprosedyrer 62 5.1.2 Ankerets oppbygging og terminologi 63 5.2 Dynamisk posisjonering 67

6 BOREUTSTYR 71 6.1 Heisesystemet 71 6.1.1 Boretårnet 71 6.1.2 Heisespillet 74 6.2 Heiseutstyr 85 6.2.1 Løpeblokk 85 6.2.2 Toppblokk 86 6.2.3 Hivkompensator 87

Plattformtyper og boreutstyr - Innhold

6.3

6.4

6.5

6.6

6.7

6.2.4 Styreskinner 88 6.2.5 Klave 89 6.2.6 Boreline 96 6.2.7 Sylinderbasert heisesystem 96 Rotasjonssystemet 99 6.3.1 Boredekksterminologi 99 6.3.2 Rotasjonsbordet 101 6.3.3 Tårnmontert boremaskin 104 Hjelpeutstyr til boring 107 6.4.1 Manuelle tenger 107 6.4.2 Jemstativ(«Iron Roughneck») 107 6.4.3 Maskin tang 109 6.4.4 Kiler 109 6.4.5 Kraftklaver 112 6.4.6 Styrearm 112 6.4.7 Rørbehandlingssystem 117 6.4.8 Hjelpeutstyr 120 6.4.9 Rørhåndteringsmaskin 121 Borestrengen 122 6.5.1 Borerør 123 6.5.2 Vektrør 131 6.5.3 Gjengeoverganger 135 6.5.4 Løftemuffer/nipler 135 6.5.5 Sikringsklemmer 135 6.5.6 Rørbeskyttere 136 6.5.7 Stabilisatorer 136 6.5.8 Brotsjer 137 Borekroner 137 6.6.1 Rullemeiselkroner 137 6.6.2 Diamantborekroner 142 6.6.3 Polykrystaline borekroner 144 Undervanns og kompenseringsutstyr 145 6.7.1 Lederammer («guide frames») 145 6.7.2 Brønnhodeutstyr («Well head») 146 6.7.3 Sikkerhetsventilsystemet 147 6.7.4 Hydrauliske kopiingsenheter 151 6.7.5 Stigerørssystemet 151 6.7.6 Hivkompenseringssystemer 155

7 SIRKULASJONSYSTEMET 160 7.1 Slampumper 160 7.1.1 Dobbeltvirkende pumper 162 7.1.2 Enkeltvirkende pumper 163 7.1.3 Sentrifugalpumper 166 7.2 Pulsdempere 168 7.3 Slamrør og drivrørsslange 169 7.4 Overflatesystemet 170 7.4.1 Vibrasjonssikt («shale shaker») 170 7.4.2 Hydroklon 172 7.4.3 Sentrifuge 174

Innhold

7.4.4 Avgassingsanlegg 175 7.4.5 Agitatorer 176 7.4.6 Kjemikaliemikser 177

8 BOREINSTRUMENTERING 178 8.1 Signal ty per 178 8.2 Instrumenttyper 179 8.2.1 Vektindikatorer 180 8.2.2 Toppblokkbeskytter 182 8.2.3 Rotasjonshastighetsdetektor 182 8.2.4 Dreiemomentsindikator 183 8.2.5 Strømningsrate/Pumpeslagteller 184 8.2.6 Pumpetrykksindikator 185 8.2.7 Borehastighetsindikator 185 8.2.8 Slamtetthetsmåler 187 8.2.9 Vaskemengde 187 8.2.10 Tangmomentindikator 188

I. Innledning I. I. Olje- og gassfelt på norsk kontinentalsokkel 1.1.2. Eldre felt i produksjon Ekofisk De utvinnbare reservene var opprinnelig beregnet til 445,0 million­ er Sm3 olje, 278,1 milliarder Sm3 gass og 26,1 millioner tonn NGL, men ble senere nedjustert til 410,7 mill Sm3 olje, 146 mrd. Sm3 gass og 15,4 mill tonn NGL. Reservoaret ligger 3000 meter under havbunnen, og vanndypet er 70 meter. Alle blokkene ble tildelt i 1. runde 1965, og produksjonen startet i 1971. Etter 27 års produksjon er ca. 55% av de utvinnbare ressursene fra feltet produsert fra opp­ til 80 produksjonsbrønner. Ekofisk ble opprinnelig utbygd med trykkavlasting som drivmekanisme, men senere har både gass- og vanninjeksjon blitt benyt­ tet i omfattende grad. Dette medførte at utvinningsgraden av olje ble øket fra 18 % til 40 %. Selve Ekofiskområdet omfatter i tillegg til Ekofisk feltet følgende felter: Eldfisk, Embla, Tor, Albuskjell, Cod, Edda og Vest Ekofisk. Produksjonen fra feltene Albuskjell, Cod, Edda og Vest Ekofisk ble avsluttet i august 1998. Den totale olje- og gassproduksjonen for 1998 fra Ekofiskom­ rådet var på henholdsvis 17,158 mill. Sm3 olje og 5,271 mill. Sm3 gass. De totale investeringer i Ekofisk området utgjør (i 1998 kroner) 115,2 mrd. NOK. Driftsorganisasjonen er i Stavanger. Oljen blir transportert til Teesside i Storbritannia og gassen til Emden i Tyskland. Albuskjell, Cod, Edda, Ekofisk. Eldfisk, Tor og Vest-Ekofisk ble utbygd i fem faser: I første og andre fase ble Ekofiskfeltet med sentrale behandlingsanlegg bygget ut. I tredje fase ble Cod, Vest Ekofisk og deler av Tor bygget ut. Pro­ duksjonen ble startet i 1971, og ilandføringstillatelse til utlandet ble gitt i 1973. Fjerde fase omfatter utbyggingstillatelse av (1975) Albuskjell, Eldfisk, Edda og resten av Tor. Edda feltet kom i produksjon i 1979. Ekofiskområdet passerte sitt maksimale produksjonsnivå i 1983, og rettighetshavere og myndigheter ville av den grunn øke utvinnings­ graden. I femte fase ble utbyggingen av en vanninjeksjonsplattform utført (2/4-K), som var operasjonsklar desember 1987. Det ble beregnet at vann i det nedre reservoaret ville øke de utvinnbare reservene i fel­ tet med vel 27 millioner t.o.e.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel I

I 1988 ble Eddaplattformen ombygget til å kunne ta i mot gass fra Tomme-litenfeltet. I 1990 ble Emblafeltet, sørvest for Eldfisk, ved­ tatt utbygget. I november 1984 ble det konstatert at havbunnen ved Ekofisk-senter hadde sunket. Innsynkningsraten var 0,4-0,5 meter pr. år i årene 1980-86. Raten er senere redusert, og var i 1990 ca. 0,25 meter. Total innsynkning per november 1998 var 7,78 meter. De nye inn­ retningene på Ekofisk er dimensjonert til å tåle ytterligere 12 meter innsynkning av havbunnen. Med en årlig innsynkningsrate på 36 cm per år (1998) skulle dette holde i ca. 33 år til. Ekofisk er for­ ventet å produsere fram til år 2029. Innsynkningen er forårsaket av at reservoarbergarten presses sammen. Reservoarkompaksjon skjer som følge av reduksjon i reservoartrykket fra opprinnelig 497 bar. Den eneste måten å forhindre videre innsynkning er å begrense trykkreduksjonen i reservoaret. Dette gjøres ved hjelp av injeksjon av naturgass og/eller vann. Sommeren 1987 ble stål innretningene på Ekofisk senter jekket opp. Dette ble gjort for å beskytte dem mot mulige bølgepåkjenninger. Det var ikke teknisk mulig å benytte denne metoden for å beskytte Ekofisktanken. For å sikre denne tilsvarende, ble en betongvegg installert rundt tanken sommeren 1989. Det ble videre beregnet at denne utvidede vanninjeksjonen vil øke de utvinnbare reservene med ca. 185 millioner t.o.e.

Fig. 1.1 Felt og funn i Ekofiskområdet

Innledning

Valhall Blokk 2/8 ble tildelt i 1. runde 1965, blokk 2/11 ble tildelt i 2. runde 1969. Feltet ble godkjent utbygget i 1977 og produksjonsstart var i 1982. Operatøren er Amoco Norway Oil Company og driftsorganisa­ sjonen er i Stavanger. Utvinnbare reserver var opprinnelig beregnet til 62,2 millioner Sm3 olje,12,5 milliarder Sm3 gass, 3,2 millioner tonn NGL, men er senere blitt oppjustert til 116,7 mill Sm3 olje, 25,1 mrd Sm3 gass og 3,9 mill tonn NGL. Feltet produserte i 1998 totalt 5,440 mill Sm3 olje, 1,018 mill Sm3 gass og 0,161 mill Sm3 NGL fra totalt 40 produksjonsbrønner. Ope­ ratøren vurderer nå mulighetene for å starte vanninjeksjon via 15 injektorer for å øke utvinningsgraden av olje. Transport av olje og gass forgår via to rørledninger fra Valhall til Ekofisk Senter, og derfra gjennom Norpipesystemet til henholdsvis Teesside og Emden. Totale investeringer (1998 kroner) beløper seg til ca. 12,4 mrd. NOK. Installasjonene består av en boreplattform, en kombinert pro­ duksjons- og kompresjonsplattform og en boligplattform. Ilandføringstillatelse for Valhall/Hod ble gitt i 1977. Statoil har en 10% netto over-skuddsavtale på blokk 2/11. Pro­ duksjonen fra Hodfeltet, 13 km fra Valhall, ilandføres og behandles via Valhall-installasjonene og fjernstyres fra Valhall.

Boligplattform

Boreplattform

Produksjonsplattform Fig. 1.2 Innstallasjonene påValhallfeltet

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel I

Tommeliten Blokk 1/9 ble tildelt i 3. runde 1976. Operator er Statoil og driftsorganisajonen er i Stavanger. Feltet ble påvist i 1978 og godkjent utbygget i 1986. Produksjo­ nen startet i 1988. Vanndypet er 70 m. Transporten foregår via rørledning til Edda og behandlingen skjer i Ekofisk anlegget. Feltet består av reservoarene Gamma og Alfa. Gamma er bygget ut med et undervanns produksjonssystem. Ca. 2,8 milliarder NOK er investert i feltet. Utvinnbare reserver var opprinnelig beregnet til 4,7 millioner Sm3olje, 11,66 milliarder Sm3 gass, 0,66 millioner Sm3 NGL. Ved utgangen av 1998 var det produsert 3,9 mill Sm3 olje, 9,2 mrd Sm3 gass og 0,6 mill tonn NGL. Avslutningsplan for Tommeliten Gamma ble sendt myndighetene i 1997, men det er ikke tatt endelig beslutning om permanent steng­ ing. Dette skyldes bl .a at feltet i 1998 produsert bedre enn forven­ tet.

Heimdal Blokk 25/4 ble tildelt i 2. runde 1971. Feltet ble erklært drivverdig i 1974, vedtatt utbygget i 1981 og produksjonen startet i februar 1985. Operatør var opprinnelig Elf Aquitaine Norge A/S men operatørskapet ble senere overtatt av Norsk Hydro AS. Utvinnbare reserver var opprinnelig beregnet til 35,6 milliarder Sm3 Gass og 5,7 millioner Sm3 olje. Dette anslaget har senere blitt justert til 42,6 mrd Sm3 gass og 6,9 mill Sm3 olje. Etter dagens planer vil feltet produsere fram til sommeren 1999. Totale investeringer utgjør 12,1 mrd. NOK. Feltet er bygget ut med en integrert stålplattform på 120 meters dyp. Kondensatet ilandføres via en rørledning til Brae-feltet i britisk sektor til Cruden Bay i Skottland. Under transporten blir konden­ satet blandet med olje, slik at Heimdalgruppen får tilbakelevert ol­ je for salg. Rettighetshaverne har inngått separate avtaler for salg av gassen, men all gass transporteres via Statpipesystemet til terminalen i Emden.

Ula Blokk 7/12 ble tildelt 1. runde 1965, vedtatt utbygget i 1980 med produksjonsstart oktober 1986. Utbyggingen startet i 1983. BP Petroleum Development of Norway A/S er operatør, og driftsorgan­ isasjonen er i Stavanger. Utvinnbare reserver var opprinnelig beregnet til 66,7 millioner Sm3 olje,4,65 milliarder Sm3 gass og 3,35 millioner tonn NGL. Anslaget er senere justert til 69,1 mill Sm3 olje, 3,5 mrd Sm3 gass og 2,5 mill tonn NGL. Produksjonen ventes å bli opprettholdt til 2006. Per 1998 er det totalt investert 12,4 mrd NOK. Et nytt gassinjeksjonssystem ble satt i drift første kvartal 1998 for

Innledning

reinjeksjon av produsert gass. VAG-prosjektet (alternerende vannog gassinjeksjon) er i første omgang planlagt å omfatte to brønner. Feltet er bygget ut med tre konvensjonelle stålplattformer, en prosess, en bore- og en boligplattform på ca. 70 meters dyp. Gassen blir transportert via Cod-feltet til Ekofisk Senter, og oljen i Ula-rør til Ekofisk Senter, og videre gjennom Norpipe til Teesside.

Frigg 60,82 % av feltet ligger på norsk, og 39,18 % ligger på britisk side av delelinjen. Blokk 25/1 ble tildelt i 2. runde i 1969, og produk­ sjons start av hovedfeltet var i 1977 med Elf Aquitaine Norge A/S som operator. Utvinnbare reserver (norsk andel) var opprinnelig beregnet til 0,7 millioner Sm3 olje og 107 milliarder Sm3 gass, men er senere justert til 119,2 mrd Sm3 gass og 0,5 mill Sm3 kondensat. Samlede investeringer er ca 21,0 milliarder NOK (1998). Etter de nåværende planer vil produksjonen bli avsluttet i år 2001. Produksjonen på Nord-Øst Frigg ble avsluttet i 1993 og på Øst Frigg i 1997 Frigg-installasjonene behandlet også gass fra nabofeltene NordØst Frigg, Øst-Frigg og Odin. Også det britiske Alwyn-feltet er til­ knyttet Frigg-installasjonene. Videre kan det bli aktuelt å bruke Frigg-plattformene og rørledningene for ny norsk eksport av gass til Storbritannia. Det vil også kunne transporteres gass fra britiske felt i dette systemet. Etter avtalen mellom Storbritannia og Norge kan fordelingen av reservene bli revidert hvis ny reservoarinformasjon skulle tilsi dette.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel I

Produksjonen startet i 1977 og nådde platået i oktober 1979. Frigg gikk av platå i oktober 1987. Gassen fra Frigg ble transportert til St. Fergus i Skottland gjen­ nom en britisk- og en norskeid rørledning. Den britiske rørlednin­ gen ble ferdigbygget i 1976, den norske i 1977 (tatt i bruk i 1978). Total Oil Marine UK er operatør for rørledningene.

Nord-Øst Frigg Blokkene 25/1 og 30/10 ble tildelt i 2. runde 1969, og vedtatt ut­ bygget i 1980. Produksjonen kom igang i 1983 med Elf Aquitaine Norge A/S som operatør. Driftsorganisasjonen er i Stavanger. Utvinnbare reserver var opprinnelig beregnet til 0,1 mill Sm3 olje og 11,0 mrd Sm3 gass. Ved produksjonslutt (1993) var det totalt produsert 11,6 mrd Sm3 gass og 0.04 mill tonn NGL olje og 1,4 mil­ liarder Sm3 gass. Total investering 2,7 mrd NOK. Gassen er solgt til Britisk Gas. Gass ble etter avtalen produsert fra Frigg-feltet alt i oktober 1980 og solgt som om det var gass fra Nord-Øst Frigg. Til gjengjeld ble en del av gassen fra Nord-Øst Frigg solgt som Frigg-gass. Gassen ble behandlet på Friggfeltet og transportert gjennom Frigg rørledningene. Installasjonene besto av en undersjøisk bunnramme som var knyttet til et ubemannet svingende kontrolltårn. Kontrollstasjonen og fundamentet på Nord-øst Frigg er nå frigjort

Innledning

fra havbunnen og transportert som en enhet til land. Dekket er satt på land og fungerer som treningssenter. Stålkolonnen brukes som bølgebryter i en småbåthavn, og betongfundamentet som ankerfeste for denne. Havbunnsinnretningen er ilandført og hugget opp.

Odin Blokk 30/7 ble tildelt i 2. runde 1969, og vedtatt utbygget i 1980 med produksjonsstart i 1984. Esso Norge A/S var operatør og drift­ sorganisasjonen lå i Stavanger. Utvinnbare reserver var opprinnelig beregnet til 0,1 millioner Sm3 olje og 27,4 milliarder Sm3 gass. Ved produksjonslutt (1994) var det totalt utvunnet 29,3 mrd Sm3 gass. Total investering er 3,9 milliarder NOK. Ilandføring for Odin-gassen ble vedtatt i juli 1980. Statoil hadde en 17,5 % nettooverskuddsavtale på blokken. Feltutbyggingen omfattet en enkel stålplattform og en flytende hjelpeplattform. Vanndypet på feltet er ca. 100 meter. Gassen ble ført gjennom rørledning til Frigg, hvor det meste av behandlingen av gassen foregikk,for så å bli transportert videre i rørledning til St. Fergus i Skottland.

Fig. 1.5 Odin-plattformen

Øst-Frigg Blokkene 25/1 og 25/2 ble tildelt i 2. runde 1969. De delene av 25/2 som ble tilbakelevert ble igjen tildelt som utvinningstillatelse 112 i 1985. Produksjonen startet i 1988. Elf Aquitaine Norge A/S er operatør og drifts organisasjonen ligger i Stavanger. Utvinnbare reserver var opprinnelig beregnet til 7,5 mrd Sm3 gass. Ved produksjonsslutt i 1997 var det totalt produsert 9,4 mrd Sm3 gass og 0,06 mill Sm3 kondensat. Totalt ble det investert 2,6 mrd NOK i feltet. Vanndypet var ca 100 meter og feltet ble utbygget ved bruk av under vannsteknologi (prosjektet Skuld). Produksjonen ble fjernstyrt fra Friggfeltet, hvor

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel I

gassen behandles. Deretter ble den videreført til St. Fergus i Skott­ land, og solgt til British Gas. Disponering av rørledninger og kabler vil bli avgjort i lys av den pågående utredning for disponering av rørledninger.

Statfjord Blokkene 33/9 og 33/12 ble tildelt i 1973. Mobil var opprinnelig operatør inntil 1.januar 1987 da operatøransvaret ble overført til Statoil og Statfjord divisjonen ble da direkte underlagt Statoils ledelse. Driftsorganisasjonen er i Stavanger. Statfjordfeltet ble påvist i 1974. Feltet ble godkjent utbygget i 1976 og produksjonen fra de tre plattformene kom i gang i hen­ holdsvis 1979, 1982 og 1985. Gassalget startet i oktober 1985. Utvinnbare reserver (norsk andel) var opprinnelig beregnet til 447 mill Sm3 olje, 51 mrd Sm3 gass og 16 millioner tonn NGL, men ble senere justert opp til 555,7 mill Sm3 olje, 56,4 mrd Sm3 gass og 14,4 mill tonn NGL.

Fig. 1.6 Innretninger og infrastruktur i Statfjord-, Gullfaks- og Snorre-området

Innledning

Britiske og norske rettighetshavere er enige om felles utnyttelse av feltet, og om en opprinnelig fordeling av reservene med 84,09% på norsk side og 15,91 % på britisk side. Den norske andelen ble senere oppjustert til 85,46869 % med tilsvarende nedjustering an den britiske andel. Produksjonskapasiteten på Statfjord A er 350.000 fat pr. dag, på Statfjord B 250.000, og på Statfjord C 250.000 fat pr dag. Norsk andel av de totale investeringene er på 72,5 mrd NOK (1998). Feltet er bygget ut med tre fullt integrerte plattformer med under­ stell og lagerceller av betong. Hver av plattformene er tilknyttet en lastebøye for utskipning av stabilisert olje til tankskip. Den norske gassen er solgt til kjøpere på kontinentet og iland­ føres via Statpipe- og Norpipe-rørledningene til Tyskland. Den britiske gassandelen blir ilandført i Storbritannia via Flags-rørledningen. Transport av olje er organisert i K/S Statfjord Transport. Forsøk med VAG-injeksjon i nedre Statfjord formasjonen startet i 1994 og forsøk med vanninjeksjon i øvre Statfjord formasjonen startet i 1996. Før dette ble olje/gass fra denne formasjonen utvunnet ved hjelp av gassinjeksjon

Murchison Blokk 33/9 ble tildelt 1973 og feltet ble påvist i 1975. Operator var da Conoco (U.K.) Ltd., men operatørskapet ble senere overtatt av Oryx UK Energy Company som også er operatør på den britiske del av feltet (22,2 % norsk, 77,8 % britisk). De britiske og norske rettighetshaverne inngikk i 1979 en avtale om felles utnyttelse av feltet. Produksjonen startet i 1980. Utvinnbare reserver (norsk andel) var opprinnelig beregnet til 12 mill Sm3 olje, 0,3 mrd Sm3 gass og 0,4 mill tonn NGL, men er senere justert til 13,3 mill Sm3 olje, 0,4 mrd Sm3 gass og 0,4 mill tonn NGL. De totale investeringene utgjør 4,3 mrd NOK (1998). Den norske eierandelen var opprinnelig 25,06 %, men ble ned­ justert til 22,2% i 1986. Murchison-feltet er bygget ut med en kombinert bore-, bolig- og produksjons plattform med stålunderstell. Både de norske og britiske rettighetshaveres andel av produsert olje og NGL fores i land gjennom Brent-systemet til Shetland. Gassen transporteres sammen med britisk Murchison-gass til St. Fergus i Skottland. For å øke oljeproduksjonen og forlenge feltets levetid blir øde­ lagte brønner reparert og nye brønner boret i udrenerte områder. Murchinson forventes å produsere til år 2004.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel I

Fig. 1.7 Murchison

Gullfaks Blokk 34/10 ble tildelt 1978 og funn brønnen ble boret samme år. Statoil er operatør og driftsorganisasjonen er i Bergen. Feltet ble godkjent utbygget i 1981 og produksjonsstarten var i 1986 (fase 1). Utvinnbare reserver var opprinnelig beregnet til 230 mill Sm3 olje og 17 mrd Sm3 gass, men er senere blitt justert til 315,4 mill Sm3 olje, 21,2 mrd Sm3 gass og 2,0 mill tonn NGL. De totale investeringene utgjør 72,2 mrd. NOK (innkludert Gull­ faks Vest). Gullfaks fase 1, med plattformene Gullfaks A og B, ble vedtatt i 1981, og Gullfaks fase 2 (Gullfaks C) i 1985. Gullfaks A- og C-plattformene er begge fullt integrerte plat­ tformer, men olje og gass fra Gullfaks B må overføres til A- eller Cplattformen for videre behandling og lagring. Samlet behandlings­ kapasitet er ca. 500.000 fat olje per dag. Stabilisert olje lagres i behandlingsplattformene Gullfaks A og C's understell og blir lastet på feltet via lastebøyer til skip. Rikgass blir transportert gjennom Statpipe til Kårstø, hvor våtgassen skilles ut. Tørrgassen transporteres videre via Ekofisk til Emden. Transport av olje er organisert i I/S Gullfaks Transport. Drivmekanismen på feltet er i hovedsak trykkvedlikehold ved vanninjeksjon. VAG-injeksjon utføres der metoden er egnet. Bruk av gel for å blokkere vann produserende lag er utprøvd med vel­ lykket resultat.

Innledning

Oseberg Blokk 30/6 ble tildelt i 4. runde 1979 og 30/9 utenom runde i 1982. Utbyggingen ble vedtatt i 1984. Produksjonsstart 1988 for fase 1, og oktober 1991 for fase 2. Norsk Hydro er operatør og driftsorganisasjonen er i Bergen. Utvinnbare reserver var opprinnelig beregnet til 228,0 mill Sm3 olje, 70,0 mrd Sm3 gass og 6,0 mill tonn NGL, men ble senere justert til 336,0 mill Sm3 olje, 16,4 mrd Sm3 gass, 6,0 mill tonn NGL og 0,5 mill Sm3 kondensat. Produksjonskapasitet er 340.000 fat pr. dag olje (fase 1), og ytter­ ligere 100.000 fat per dag (fase 2). Det er totalt investert 50,6 mrd NOK (1998) i feltet. Osebergfeltet omfatter reserver i strukturene Alfa, Alfa Nord og Gamma. I både Alfa- og Gammastrukturen er det påvist en gass/ kondensatkappe over et oljereservoar. 11986 besluttet man å endre trykkvedlikeholdsmekanismen i Alfa-strukturen fra vann til gassinjeksjon. Til dette formålet kjøpte Oseberg-gruppen ca 25 milliarder Sm3 gass produsert fra en undervannsmodul på Trollfeltet (TOGI). Injeksjonen økte utvinningen med ca 15 millioner Sm3 olje. Det an­ tas at ca 19 milliarder Sm3 av gassen kan gjenvinnes for salg på et senere tidspunkt. Den nordlige delen av Alfa-strukturen vil få gass til injeksjon fra en undervannsmodul på Gamma Nord-strukturen lenger sør på fel­ tet. I 1986-88 utførte produksjonsskipet Petrojarl en langtidstesting av to brønner for å få informasjon om reservoarforhold for mer ef­ fektiv produksjon fra feltet. Skipet produserte ca 20.000 fat olje pr dag.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel I

Fase 1 av utbyggingen av Osebergfeltet omfattet et feltsenter i sør bestående av to plattformer - en behandlings-, injeksjons-, og bolig­ plattform med stålunderstell (Oseberg A), og en bore- og produk­ sjonsplattform med stålunderstell (Oseberg B). Fase 2 av utbyggin­ gen omfattet en bore-, produksjons- og boligplattform av stål (Ose­ berg C) i nord. Plattformen har utstyr for begrenset behandling. Partene installerte en rørledning for flerfaseoverføring fra C-plattformen til feltsenteret. Rørledningen fra C-plattformen ble tatt i bruk sommeren 1992. Oljen fra Oseberg blir ilandført til Sture i Øygarden gjennom Oseberg Transport System (OTS). Mot slutten av 1998 var det 70 operative brønner på feltet inklu­ sive injeksjons brønner. Som nevnt startet hovedfeltet Oseberg å produsere i 1988, mens Oseberg Vest startet produksjon i 1991 og Oseberg Øst i 1998. Plan­ lagt produksjonsstad for Oseberg Sør er i år 2000.

Fig. 1.9 Innretninger på Oseberg

Veslefrikk Blokk 30/3 ble tildelt i 4. runde 1979, vedtatt utbygget i 1987, med produksjonsstad ved årsskiftet 1989/90. Operatør er Statoil, og driftsorganisasjonen er i Bergen. Utvinnbare reserver var opprinnelig beregnet til 36 mill Sm3 ol­ je, 3 mrd Sm3 gass og 1,2 mill tonn NGL, men er senere justed til 54,5 mill, 5,5 mrd Sm3 gass og 1,6 mill tonn NGL.

Innledning

Det er totalt investert 11,2 mrd NOK (1998) og det antas at feltet vil produsere fram til år 2008. Oljen transporteres i ny rørledning til Oseberg A for videre trans­ port gjennom Oseberg Transport System (OTS). Gassen vil bli transportert gjennom Statpipe. Feltet er bygd ut med en fast brønnhodeplattform med stål un­ derstell. Denne er forbundet med bro og fleksible overføringskabler til en flytende plattform med prosesseringsanlegg og boligkvarter. Boreriggen West Vision ble bygget om for dette formål. Havdybden er omlag 170 meter.

Gyda Blokkene 2/1 og 7/12 ble tildelt 3. runde 1977, feltet ble påvist i 1980 og ble vedtatt utbygget i 1987 med produksjonsstart juni 1990 (hovedfeltet), mens Gyda Sør ble satt i produksjon i 1995. BP Petroleum Development of Norway A/S er operatør, og drifts­ organisasjonen er i Stavanger. Utvinnbare reserver var opprinnelig beregnet til 33 mill Sm3 ol­ je, 3 mrd Sm3 gass og 2,5 mill tonn NGL, men ble senere justert til 35,1 mill Sm3 olje, 7 mrd Sm3 gass og 2,2 mill tonn NGL. På grunn av forborede produksjonsbrønner nådde produksjonen raskt platånivå på omlag 70.000 fat pr dag. Produksjonen avtok fra 1993, men antas å vare frem mot år 2010. Pr 1. 1. 1999 er det investert totalt ca 10,2 milliarder NOK, der­ av omlag 200 millioner NOK til gassrørledningen.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel I

Installasjonen på feltet består av en integrert stålplattform på 65 meters havdyp. Oljen blir transportert i egen rørledning tilsluttet rørledningen fra Ula, for deretter å bli transportert via Ekofisk sen­ ter til Teesside. Gassen transporteres i egen rørledning til Ekofisk Senter. Gyda-gassen selges til Phillipsgruppen og vil bli brukt som brensel i Ekofisk Senter. Begge rørledningene fra Gyda ble lagt i perioden april-juni 1989.

Hod Blokk 2/11 ble tildelt i 2. runde 1969. Operatør er Amoco, og drift­ sorganisasjonen er i Stavanger. Produksjonen startet i oktober 1990. Utvinnbare reserver var opprinnelig 4,04 mill Sm3 olje, 0,89 mrd Sm3 gass og 0,27 mill tonn kondensat, men er senere justert til 9,3 mill Sm3 olje , 1,8 mrd Sm3 gass og 0,3 mill tonn NGL. Det er totalt investert 1,6 mrd NOK (1998) i feltet. Feltet er utbygget med en enkel brønnhodeplattform. Den ube­ mannede plattformen fjernstyres fra Valhallfeltet 13 km lenger nord. På Hod-plattformen separeres og måles olje og gass, før pro­ duktene transporteres i tofasestrøm for behandling på Valhall. Plat­ tformen er bygget for å kunne losjere opptil 10 personer. Gassen er solgt under Tor-avtalen. Feltet består av tre strukturer: Hod Vest, Hod Øst og Hod Sadel og blir produsert ved trykkavlastning. Det er boret totalt 8 brønner. Ved slutten av 1998 ble det produsert fra 5 brønner.

1.1.2. Yngre felt under utbygging eller i produksjon Sleipner Øst Utvinningstillatelse på blokk 15/9 ble tildelt i 3. runde 1976. Opera­ tør er Statoil og driftsorganisasjonen er i Stavanger. Stortinget ga sin tilslutning til plan for utbygging og drift av Sleipner Øst i desember 1986. Utvinnbare reserver ble opprinnelig beregnet til 19 mill Sm3 olje, 51 mrd Sm3 gass og 10 mill tonn NGL, men ble senere justert til 38,4 mrd Sm3 gass, 9,5 mill tonn NGL og 20,8 mill Sm3 kondensat. Produksjonen startet første halvår 1993 etter at det totalt var inve­ stert 44,6 mrd NOK (1998) i feltutbyggingen( innkludert satelittfeltene Loke, Sleipner Vest og Gungne). Installasjonene består av en fullt integrert behandlings-, bore-, og boligplattform med understell av betong. Gassen blir transportert både gjennom Statpipe- og Norpipesystemet til Emden og den nye rørledningen til Zeebrugge. Kon­ densat blir ilandført gjennom egen rørledning til Kårstø.

Innledning

Zeebrugge

Fig.l.l I Innretninger på Sleipnerområdet

Troll

*

Fig. 1.12 Plattform på Troll-feltet

Blokk 31/2 ble tildelt i 4.runde i 1979, og utvinningstillatelse ble gitt i 1983. Operatører er Norske Shell i utbyggingsfasen og Statoil i driftsfasen. Driftsorganisasjonen er i Bergen. De totale utvinnbare reserver i Troll-feltet er beregnet til 1328 mrd Sm3 gass og 613,2 mill Sm3 olje. Produksjonsstart for Troll fase 1 (Troll Øst) var i 1996 og for Troll fase 2 i 1995. Produksjonen i 1998 utgjorde totalt 35,3 mill Sm3 oljeekvivalenter i form av olje , gass og kondensat. Investeringer utgjør totalt 78,6 mrd NOK (1998) innkludert TOGI (Troll Oseberg Gass Injeksjon). Utbyggingsløsningen består av brønnhodeplattform med under­ stell i betong. Produksjonen overføres i to flerfaserørledninger til prosseringsanlegget på Kollsnes i Øygarden. Gassen fra fase 1 blir transportert gjennom Zeepipe til Zee­ brugge og Statpipe/Norpipe til Emden. . Trollfeltet består av to hovedstrukturer - Troll-Øst og Troll-Vest. Troll-Øst ligger hovedsakelig i blokkene 31/3 og 31/6, mens meste­ parten av Troll-Vest ligger i blokk 31/2. Oljedirektoratet anslår at ca 2/3 av feltets utvinnbare gassreserver ligger i Troll-Øst. Trollfeltet vil bli bygget ut i flere laser. Fase 1 omfatter gassreservene til Troll Øst. Stortinget ga sin tilslutning til plan for utbygging og drift av fase 1 i 1986. Etter planen skulle fase 1 bli bygget ut med en inte­ grert behandlings-, bore- og boligplattform. Dette ble endret i 1990 til utbygging og drift av feltet basert på en enkel brønnhodeplat­ tform til havs og med landbasert behandlingsanlegg På Kollsnes i Øygarden. Myndighetene ga sin tilslutning til de reviderte planene i desember 1990. Troll fase 1 vil fra 1996 levere gass under Trollavtalen. Det er en oljesone av varierende tykkelse under gassen.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel I

Videre plan for oppbygging og drift av oljen i Troll Vest ble god­ kjent av myndighetene i 1997.

Snorre Blokk 34/4 ble tildelt i 4. Runde 1979( funnbrønnen boret samme år) og blokk 34/7 ble tildelt i 8. Runde 1984. Vedtatt utbygget i 1988 (Snorre fase 1) med produksjonsstart 1992. Norsk Hydro er operatør i begge utvinningstillatelser etter kjøpet av Saga. Esso er teknisk assistent for utvinningstillatelse ved blokk 34/7. Driftsorganisasjonen er i Stavanger/Florø. Utvinnbare reserver var opprinnelig beregnet til 106-108 mill Sm3 olje, 6,7 mrd Sm3 gass, 3,2 mill tonn NGL, men ble senere forandret til 167,7 mill Sm3 olje, 7,7 mrd Sm3 gass og 5,7 mill tonn NGL. Disse tallene refererer seg til fase 1 utbyggingen. Utvinnbare reserver i fase 2 (Snorre Nord) utgjør ytterligere 57,6 mill Sm3 olje. Utbyggingen av Snorre feltet (fase 1+2) har medført en investering på 45,7 mrd NOK (1998) Etter Oljedirektoratets beregninger vil feltet på det meste pro­ dusere nær 160.000 fat pr. dag. Oljen og gassen blir transportert i rør til Statfjordfeltet for ferdig­ behandling, lagring og lasting. Snorrefeltets fase 1 utbygging består av en flytende strekkstaginnretning i sør (Snorre TLP) og en havbunnsramme (Snorre SPS) tilkoplet Snorre TLP i den sentrale del av feltet.

Fig. 1.13 Innretninger på Snorre

Innledning

Fase 2 av Snorreutbyggingen (Snorre B) omfatter utvinning av den nordlige del av feltet. Utbyggingsplanen ble godkjent av myn­ dighetene i 1998 og planen er basert på utbygging med en halvt nedsenkbar produksjonsinnretning i stål med bore- og injeksjonsfasiliteter. Produksjonsstart på Snorre B er planlagt til august 2001. Vanndypet over hele feltet varierer fra 300-350 meter, økende i nordøstlig retning.

Draugen Blokk 6407/9 ble tildelt i 8. runde 1984, og vedtatt utbygget i desember 1988 med produksjonsstart august 1993. Operatør er A/S Norske Shell og driftsorganisasjonen er i Kristiansund. Helikopterog forsyningsbasen er også lagt til Kristiansund. Utvinnbare reser­ ver var opprinnelig beregnet til 69 millioner Sm3 gass, men ble senere oppjustert til 111,3 mill Sm3 olje. Oljen blir bøyelastet fra feltet. Operatøren planlegger injeksjon av assosiert gass inntil det foreligger en avsetningsløsning. Gass eksport via Åsgardledningen fra år 2000 er under vurdering. Den daglige produksjonskapasiteten er oppgradert til 33 400 Sm3 olje. De totale investeringer utgjør 16,2 mrd NOK (1998). Hovedreservoaret (Rogn formasjonen)) er svært flatt og har en stor utstrekning. Operatoren planlegger produksjon fra fem plattformbaserte og to havbunnbaserte brønner, og tar sikte på å injisere vann i hovedreservoaret for å opprettholde trykk og gi forbedret produksjon. Feltet er bygd ut med en fast integrert plattform med betongunderstell. Vanndypet er omlag 270 meter.

Fig. 1.14 Innretninger på Draugen

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel I

Brage Blokk 31/4 ble tildelt i 4. runde 1979, feltet ble påvist i 1980 og vedtatt utbygget i mars 1990 med produksjonsstart i 1993. Operatør er Norsk Hydro Produksjon A/S. Driftsorganisasjonen er i Bergen (samordnes med drift av Oseberg). Utvinnbare reserver var opprinnelig beregnet til 46,2 mill Sm3 olje, 1,7 mrd Sm3 gass og 1,0 mill tonn NGL, men er senere justert til 54 mill Sm3 olje, 3,2 mrd Sm3 gass og 0,9 mill tonn NGL. Inve­ steringene var totalt beregnet til 9,0 mrd NOK (1998), men endte totalt på 12,0 mrd NOK . Rettighetshaverne har i sin utbyggingsplan lagt til grunn utvin­ ning av olje og gass fra to av de tre oljebærende formasjonene i fel­ tet; Statfjord og Fensfjord. I Sognefjordformasjonen er det senere påvist olje og gass og i 1997 ble det startet prøveutvinning fra denne formasjonen. Plan for utbygging og drift av forekomstene i Sogne­ fjordformasjonen ble godkjent av myndighetene i 1998. Mindre deler av reservoaret inngår i utvinningstillatelse 053 (Oseberg) og blokk 31/7. Arealet i blokk 31/7 ble tildelt rettighets­ haverne i februar 1991. Oljen blir transportert i rørledning til Oseberg for videre trans­ port gjennom Oseberg Transport System (OTS) til terminalen på Sture i Øygarden. En rørledning for gass er knyttet til Statpipe. Plattformen som benyttes er en fast, integrert behandlings-, boreog boligplattform med understell i stål som står på 137 meters vanndyp.

Statfjord Øst og Nord Blokk33/9 ble tildelt i 1973.Blokk 34/7 ble tildelt i 8. runde i 1984. Statfjord Øst ble påvist i 1976, godkjent utbygget i 1990 og pro­ duksjonsstart var i 1994. Statfjord Nord ble påvist i 1977, godkjent utbygget i 1990 med produksjonsstart i 1995. Operator er Statoil. Utvinnbare reserver lå opprinnelig etter Statoils anslag for Stat­ fjord Øst og Nord henholdsvis på ca 19 og ca 28 mill Sm3 olje, men er senere oppjustert til henholdsvis 36,4 og 40,6 mill Sm3 olje. I til­ legg vil det totalt fra begge felt bli produsert 8,2 mrd Sm3 gass og 2,5 mill tonn NGL De opprinnelige investeringer i utbyggingen var opprinnelig på ca 6 mrd NOK totalt, men endte på 9,3 mrd NOK (1998). Både Statfjord Øst og Statfjord Nord er bygd ut med havbunnsinnretninger som er koplet til Statfjord C plattformen. Havbunnsinnretningene består av tre bunnrammer, hvorav to brukes til pro­ duksjon og en til vanninjeksjon. Hver bunnramme har fire brønnslisser.

Oseberg Vest (tidligere omtalt som Gamma Nord) Blokk 30/6 ble tildelt i 4. runde 1979, feltet ble påvist i 1984 og ble vedtatt utbygget desember 1988 med produksjonsstart oktober 1991. Operator er Norsk Hydro Produksjon A/S, og driftsorganisa-

Innledning

sjonen er i Bergen. Ifølge Oljedirektoratet utgjorde reservene 1,3 mill Sm3 olje og 7,1 mrd Sm3 gass, men er senere justert til 1,6 mill Sm3 olje og 6,0 mrd Sm3 gass. De totale investeringer var anslått til ca 500 mill NOK, men beløp seg til 800 mill NOK (1998). Utbyggingen av Oseberg Vest inngikk som en del av den rev­ iderte utbyggingsplanen for den nordlige delen av Osebergfeltet, Oseberg fase 2. Strukturen ligger imidlertid utenfor den unitiserte delen av Oseberg. Oseberg Vest er bygd ut med to horisontale produksjonsbrønner. Den første kom i produksjon i 1991. Brønnen er havbunnskomplettert og blir operert fra Oseberg C-plattformen. Den andre brønnen ble ferdigstilt i 1996 og er knyttet til Oseberg B. All gass som produseres injiseres i Oseberg feltet.

Embla Emblafeltet ligger i Ekofiskområdet, i blokk 2/7, og har samme eierfordeling som Ekofiskfeltet. Feltet ble påvist i 1988, godkjent utbygget i 1990, og produksjonsstart var i 1993. Operatør er Phillips Petroleum Co. Norway. Utvinnbare reserver var ifølge operator 13 mill Sm3 olje og 5 mrd Sm3 gass, men ble senere justert til 10,1 mill Sm3 olje, 5,6 mrd Sm3 gass og 1,1 mill tonn NGL. Installasjonene består av en ubemannet brønnhodeplattform. Pro­ duksjonen overføres i flerfaseledning til Eldfisk FTP for behand­ ling. Gass og olje blir transportert via Ekofisksenteret for videre ek­ sport til henholdsvis Emden og Teesside. Investeringene ble anslått til 1,9 mrd NOK, men endte på 2,4 mrd NOK (1998). Gassen fra feltet blir i sin helhet solgt under Ekofisk-avtalen. Fel­ tet er forventet å produsere fram til år 2017.

Njord Njord ligger på blokkene 6407/7 og 6407/10 og ble påvist av Norsk Hydro i 1986. Feltet ble godkjent utbygget i 1995 og produksjonen startet i sept. 1997 etter en total investering på 7,8 mrd. NOK(1998). Det er beregnet utvinnbare reserver på 31,6 mill Sm3 olje vesentlig fra Tiljeformasjonen (Jura alder) som er hovedreservoaret Ved utgangen av 1998 var tre oljeprodusenter og tre gassinjektorer satt i drift. Produksjonsinnretnigen på Njord er en slakkforankret, halvt nedsenkbar produksjons-, bore- og boligplattform som er plassert rett over feltets havbunnsbrønner som er tilknyttet plattformen via flek­ sible stigerør. I 1998 ble det totalt produsert 2,153 mill Sm3 oljeekvivalenter fra Njord.

Åsgard Åsgard ligger i hovedsak innenfor blokkene 6506/11 og 6506/12

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel I

(Smørbukk), 6506/12 (Smørbukk Sør) og 6507/11 og 6407/2 (Midgard) på Haltenbanken. Feltet ble påvist av Statoil i 1981, god­ kjent utbygget i 1996 og fase 1 produksjon startet i 1999 (fase 2 planlagt oppstart i år 2000). Utvinnbare reserver er beregnet til 75,5 mill Sm3 olje, 191,0 mrd Sm3 gass og 37,4 mill tonn kondensat. Totale utbyggingskostnader beløper seg til 37,2 mrd NOK (1998). Åsgard feltet ligger på et vanndyp som varierer mellom 240 og 300 meter og er planlagt bygget ut med havbunnskompletterte brønner knyttet til en halvt nedsenkbar innretning for gass- og kondensatbehandling (Åsgard B) og et produksjons- og lagerskip for olje (Åsgard A).

Heidrun Heidrun ligger på Haltenbanken på blokkene 6507/7 og 6507/8 og har Statoil som operatør. Feltet ble påvist i 1985, godkjent utbygget i 1991. Produksjon startet i 1995. De utvinnbare reservene er bereg­ net til 180,4 mill Sm3 olje og 19,8 mrd Sm3 gass i fire forskjellige formasjoner av Jura alder. Totale investeringer er beregnet til 40,1 mrd. NOK (1998). Feltet er bygd ut med en flytende strekkstaginnretning i betong installert over en havbunnsramme med 56 brønnslisser. Den nord­ lige del av feltet vil utvinnes med tre havbunnsinnretninger som for­ bindes med Heidrun platformen. Ved utgangen av 1998 var 17 oljeprodusenter, 7 vanninjektorer og 1 gassinjektor i drift.

Norne Norne feltet omfatter blokkene 6608/10 og 6608/11. Statoil er ope­ ratør og feltet ble påvist i 1992, godkjent utbygd i 1995 og startet å produsere i 1997. Utvinnbare reserver er beregnet ti! 80,4 mill Sm3 olje, 15,0 mrd Sm3 gass og 1,4 mill tonn NGL. De totale investeringer har beløpet seg til 12,4 mrd NOK (1998). Feltet er bygd ut med havbunnsinnretninger knyttet opp til et kombinert produksjons- og lagerskip. Havbunnsinnretingene består av fem brønnrammer, hver med fire brønner og mulighet for tilknyt­ ning av satelittbrønner. Ved utgangen av 1998 var 6 produsenter, 1 gassinjektor og 1 vanninjektor i drift.

1.2. Transportanlegg Eksisterende og planlagte gass- og oljetransportanlegg fra felt i Nordsjøen er vist på neste side. På strekningen fra Frigg til St. Fergus ligger to parallelle rørledninger, en norsk og en britisk. Flere britiske olje- og gassledninger går dessuten nær delelinjen.

Innledning

--------------- Gassledning eksist./besluttet ________ Olje / kondensatledning eksist./besluttet .................

Planlagt gassledning

Fig. 1.15 Transportsystem for olje og gass fra norsk sokkel

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel I

Norpipe A/S Norpipe forbinder Ekofiskfeltet med kontinentet (Emden, Tysk­ land) og en oljeutskipningshavn i Storbritannia (Teeside) og er eid av Norpipe A/S. Driftsorganisasjonen er i Stavanger. Teknisk oper­ atør av ledningen er Phillips Petroleum Company Norway. Gassrørledningen til Emden er en 36"-ledning på 442 km lengde og med en årlig kapasitet på 19 mrd Sm3. På gass rørledningen er det innstallert to kompressorstasjoner som begge ligger på tysk kon­ tinentalsokkel. Norpipe er knyttet opp mot Europipe slik at gass fra Norpipe kan leveres via Europipe systemet og omvendt. Emdenterminalen eies av Phillipsgruppen og Norpipe A/S og Phillips Petroleum Company er teknisk operatør av anlegget. Ter­ minalen renser og tørker gassen før den distribueres videre. Gjen­ nom Norpipe rørledningen transporteres i dag gass fra Hod, Valhall, Tommeliten, Ekofisk, Cod, Ula og Gyda, samt fra Statfjord, Gullfaks og Heimdal. Ledningen kom i drift i september 1977, og ble i 1986 tilkoplet Norpipe oljerørledningen til Teesside som er en 34"-ledning på omlag 335 km lengde. De britiske feltene Judy og Joanne er tilkoplet Norpipe og startet transporten fra disse feltene i 1995. Videre ble feltene Fulmar, Clyde, Auk og Gannet koplet til denne ledning i 1996. Rørledningen transporterer olje fra Ekofisk, samt fra Valhall, Hod, Tommeliten, Ula og Gyda. Norpipe fikk i 1973 konsesjon på oljerørledningen til Teeside for 30 år regnet fra oppstart, dvs. til år 2005. Konsesjonen for å eie og drive gassrørledningen til Emden ble i 1977 gitt til 2007. Norpipe er i motsetning til de øvrige transportselskapene på norsk sokkel orga­ nisert som et aksjeselskap.

Frigg Transport Rørledningen Frigg-St. Fergus ble bygget for å transportere gass fra Frigg-feltet til Storbritannia. Systemet omfatter to 32"-rørledninger (en norsk eiet og en britsk eiet), en kompresjonsplattform på britisk sokkel (MCP-O1) ca. midtveis mellom Friggfeltet og St. Fergus, samt mottaksterminalen i St. Fergus. Systemet omfatter ikke be­ handling- og kompresjonsutstyret på Friggfeltet. Den norske rørled­ ningen er ca 350 km lang. En del britiske felt er koplet til den norske Friggrørledningen via MCP-01. Den norske Friggrørledningen eies av de norske rettighetshav­ erne til Frigg (N. Hydro, ELF, Statoil, Total). Driftsorganisasjonen er i St. Fergus. Den norske rørledningen ble fullført i 1977 og kom i drift i 1978. Konsesjonen ble tildelt i 1974 og utløper i år 2003. Konsesjonen på den britiske rørledningen utløper i 2026, mens produksjonslisensen for den norske delen av Friggfeltet utløper i 2015. Samlede investeringer i norsk Frigg-ledning og norsk del av MCP-01 beløp seg til ca 13,6 milliarder kroner. Ledningen er byg­ get for en levetid på minst 30 år, men kan trolig forlenges. Kapa­ siteten er 33,3 mill Sm3/dag .

Innledning

Statpipe Dette transportsystemet består av et 880 km langt rørledning system med to stigerørsplattformer og en terminal på Kårstø. Feltene Statfjord, Gullfaks fase 1, Veslefrikk, Gullfaks fase 2 og Heimdal ble først knyttet til systemet og senere er også Draupner S, Snorre, Brage og Sleipner koplet til Statpipe systemet. Tørrgass fra disse feltene blir videretransportert til Emden gjennom Ekofisk/Norpipe/ Norsea Gas-systemet. Våtgass fra Statfjord, Gullfaks fase 1, Veslefrikk og Gullfaks fase 2 utskilles på Kårstø og fraksjoneres til kommersi­ elle NGL-produkter for videretransport som flytende skipslaster. Det er i første omgang ikke bygget nedkjølings- og utskipingsanlegg for etan. Denne komponenten følger tørrgassen i en 28" rør­ ledning- til stigerørsplattformen 16/1 1-S og videre til Ekofisk gjen­ nom en 36"-rørledning. Heimdalfeltet er tilknyttet systemet ved en 36"-rørledning inn til stigerørs-plattformen 16/11-S. Prosjektet ble startet i 1981. Konsesjon ble gitt for 25 år fra driftsstart (oktober 1985) og utløper 1.1.2011. Statoil er operatør for in­ teressentselskapet (A/S Statpipe). Investeringene var omlag 27 milliarder kroner. Levetiden på systemet er ca 30 år, men vesentlig forlengelse er mulig. Kapasiteten på rikgassledningen Statfjord-Kårstø er 9 mrd Sm3 pr. år, og på terminalen på Kårstø ca 8 milliarder Sm3 pr år .

Zeepipe Da utbygging og ilandføring av gassen fra Troll- og Sleipner Øst-feltene ble besluttet, ble det i 1986 også besluttet å etablere et nytt gasstransportsystem fra disse feltene til Zeebrugge i Belgia. Det ble da ikke tatt stilling til kapasitet, tilknyttingspunkter til eksi­ sterende transportsystemer, oppstartstidspunkt, eierfordeling eller andre økonomiske forhold knyttet til systemet. I mars 1988 fremla Zeepipe-gruppen en revidert plan for utbygging og drift av tran­ sportsystemet, som ble godkjent. Zeepipe ble bygget ut trinnvis( Zeepipe 1, Zeepipe 2a, Zeepipe 2b). Den delen av Zeepipe som betjener Sleipner Øst-feltet var i drift fra 1993, og den delen som betjener Trollfeltet kom i drift fra 1996. Transportsystemet er knyttet til Statpipe/Norpipesystemet. Zeepipe 1 rørledningen går fra Sleipner til Zeebrugge i Belgia og har en lengde på 800 km. Diameter for systemet sør for Sleipner, inkludert innkommende stigerør på Sleipner fra Troll er 40". Operatør er Den norske stats ol­ jeselskap A/S. Investeringene var på ca 16,3 mrd kroner, inkl, terminalen i Zee­ brugge. Zeepipe 1 rørledningen ble bygget for en levetid på 50 år. Kapasitet er 12,6 mrd Sm3 pr. år (uten kompresjon) for SleipnerZeebruggeledningen. Driftsorganisasjonen er i Bygnes, Karmøy. Zeepipe fase 2 omfatter to rørledninger: en fra Kollsnes til Sleipner (Zeepipe 2a) og en fra Kollsnes til Draupner-feltet (Zeepipe 2b) begge med ytre diameter på 40". Zeepipe 2a gasstransport systemet ble satt i drift i 1996 og Zeepipe 2b i 1997. Statoil er operatør.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel I

Ula Rørsystem Ula rørsystem består av en oljerørledning og en gassrørledning. a. Oljerørledningen. Denne ble satt i drift høsten 1986. Operatør er Den norske stats Oljeselskap A/S, driftsorganisasjonen i Stavanger. Investeringene var på ca 725 mill kroner (Ula-Ekofisk Senter), og ca 265 mill kroner (GydaUla-rør). Designkapasitet er 235.000 fat/ dag, og levetiden 30 år fra 1986 med mulig forlengelse. Ledningen som fører oljen fra Ulafeltet til Ekofisk Senter er 70,6 km lang. Siden produksjonsstart på Gyda i juni 1990 har oljen fra dette feltet blitt transportert gjennom Gyda Oljerør til et tilknytningspunkt på Ula-rør rett syd for Ulafeltet. Gyda Oljerør ble lagt i 1989. Fra Eko­ fisk transporteres oljen fra de to feltene via Norpipesystemet til Teesside. b. Gassrørledningen. Denne ble satt i drift hosten 1986. Operatør er BP Petroleum Development of Norway A/S. Driftsorganisasjonen er i Stavanger. Investeringene er ca. 262 mill kroner. Designkapa­ sitet 1,415 mill Sm3 pr. dag (ved innløpstrykk 70 bar). Konsesjonen løper ut ved endt produksjon fra Ulafeltet. Ledningen transporterer gassen fra Ulafeltet til Cod-feltet og er 26 km lang. Videre trans­ porteres gassen gjennom Ekofisk-rørledning og Norpipesystemet.

Oseberg Transport System (OTS) Oljen fra Osebergfeltet transporteres i en 115 km lang rørledning fra A-plattformen til en råoljeterminal på Sture i Øygarden nær Bergen. Dette var den første oljerørledning til terminal i Norge. Rørlednin­ gen har en dimensjon på 28", og ble lagt sommeren 1987. Den første olje ble ført i land på Sture samme år. Kapasiteten var op­ prinnelig på 95.000 Sm3 olje/dag men er senere økt til 117.000 Sm3 olje/dag ved tilsetting av friksjonshemmende middel. Rettighetshaverne i Oseberg-gruppen har inngått en avtale med rettighets-haverne til feltene Veslefrikk og Brage om transport av oljen fra disse feltene via Oseberg A og gjennom rørledningssystemet til Sture. Frøy og lille-Frigg er senere tilknyttet OTS. Operatør for både rørledningen og terminalen er Norsk Hydro Produksjon A/S. Ca. 5 mrd kroner ble investert totalt. Driftsorgan­ isasjonen er i Sture, nær Bergen.

Europipe Europipe 1 rørledningen går fra Draupner-feltet (16/11-E) til Emden i Tyskland og er ca 620 km lang og med en ytre diameter på 40". Kapasiteten uten kompresjon er ca 13 mrd Sm3 gass per år og gassleveransene startet som planlagt i oktober 1995. Statoil er operatør av rørledningen.

Planlagte transportsystem 1. Åsgård transport Rørledningen vil transportere gass fra Åsgård feltet og andre felt på Haltenbanken gjennom en 42"-rørledning til Kårstø over en strek-

Innledning

ning på 745 km. Rørledningen vil ha en kapasitet på 19 mrd Sm3 gass pr. år og er planlagt satt i drift oktober 2000.

2. Europipe 2 transport Rørledningen som vil transportere gass fra Kårstø til Emden har en ytre diameter på 42", vil ha en lengde på 653 km, en kapasitet på 21,1 mrd Sm3 gass per år og ble satt i drift Oktober 1999. Statoil er operatør for utbyggingsfasen. Operatør for driftsfasen vil senere bli utpekt av OED. 3. Oseberg transport Dette vil bli en 108 km lang rørledning med en ytre diameter på 36" som vil transportere gass via Oseberg feltet til Statpipe via Heimdal feltet. Beregnet kapasitet er på 14,5 mrd Sm3 gass per år og er plan­ lagt satt i drift Oktober 2000. Norsk Hydro er operatør for rørled­ ningen.

4. Heidrun transport En 37 km lang 22"-rørledning vil transportere gass fra Heidrun fel­ tet til Åsgård feltet for videre transport inn i Åsgård transportsyste­ met. Den årlige kapasitet er på 4 mrd Sm3 gass. Statoil er operatør og planlagt oppstart er oktober 2000.

5. Norne transport Gass fra Norne feltet vil bli transportert til Heidrun feltet via en 16"-rørledning (90 km) og inn i Heidrun transportsystemet. Årlig kapasitet er på 3,6 mrd Sm3. Statoil er operatør og planlagt oppstart er oktober 2000.

2. Plattformtyper 2. I. Historikk Petroleum (fellesbetegnelse for olje og gass) har vært kjent og brukt gjennom årtusener. Petroleum har strømmet opp til overflaten gjennom porøse berg­ arter, og vi har fått dannet asfaltleier. Asfalt består av de tyngste hydrokarbonene, dvs. de lengste karbonkjedene (fra C17 og opp­ over). Kineserne var de første som begynte med boring for å skaffe seg fersk-vann. Utstyret var primitivt. En vippestang løftet og senket boreverktøyet (figur 2.1). Den moderne oljeboringens historie regnes å starte i 1859. Da ble Pennsylvania Rock Oil Company dannet. Boringen som ble ledet av oberst Drake, begynte i juni 1859 ved Oil Creek i Titusville, Penn­ sylvania.

Boreriggen var en såkalt Cable Tool rig (figur 2.2). En damp­ maskin sørget for den nødvendige maskinkraft. Borehodet ble vridd litt for hvert støt slik at nytt materiale kunne hugges ut. Borekakset ble hentet opp ved hjelp av en bøtte som kunne åpnes og lukkes nede i brønnen. Problemet med denne boremetoden, var mangelen på utstyr for avstengning av brønnen når man støtte på overtrykkssoner. Rotasjonsboring som brukes i dag, kom i gang i begynnelsen av dette århundre. Borekrona festes til en streng bestående av borerør. Borestrengen roteres ved hjelp av et rotasjonsbord eller en tåmmontert boremaskin. Borekaks fraktes til overflaten med boreslam (mud), som går ned gjennom borestrengen og opp gjennom ringrommet (figur 2.3)

Plattformtyper

Vi skiller mellom borerigger konstruert for boring på land (onshore), og borerigger beregnet for boring til havs (offshore). Hovedforskjellen mellom en landrigg og en rigg til havs ligger i hvordan de plasseres over brønnen. Det er også forskjeller i måten brønnhodet forbindes med riggen på. Vi vil her kun ta for oss rigger som er beregnet for boring til havs. De fleste av disse kan plasseres i en av følgende hovedgrupper: A.

Plattformer som står på bunnen 1) Plattformer med stålfundament (jacket-type) 2) Oppjekkbare plattformer (Jack-up) 3) Nedsenkbare plattformer (submersible)

B.

Flytende plattformer 1) Flytende plattformer inkludert boreskip 2) Delvis nedsenkbare plattformer (semisubmersible) 3) Strekkstagsplattformer (tension leg)

I Nordsjøen dominerer oppjekkbare og flytende plattformer. Etter hvert som undersøkelsesboringen skjer på større dyp, har de delvis nedsenkbare plattformene overtatt mer og mer av markedet. De faste plattformene som brukes til produksjonsboring, er enten av jacket-typen med stålunderstell eller betongkonstruksjoner. Som regel er disse plattfonnene kombinerte bore- og produksjonsplatt­ former. Boreskip benyttes i mindre grad i Nordsjøen. Før vi går nærmere inn på de forskjellige plattformtypene, skal vi se litt på den historiske utviklingen for boring etter olje til havs.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 2

Boreline

Løpeblokk

Boreslamslange

Boremaskin

Slamrør Boretårn

Boreslam Drivrør

Maskinrom

Rotasjonsbord

Slampumpe

Sikkerhetsventil

Vi b rasjo nssikt Slamtank

Forankringsrør

Sement

Foringsrør

Regulær gjengemuffe

Boreslam beveger seg nedover inne i borestrengen

I __ Slamstrømmen transporterer 'i borekaks til overflaten

Vektrør Borekrone

Fig .2.3 Skisse som viser boreslammets kretsløp i brønnen ved rotasjonsboring

Plattformtyper

Oljeboring i sjø og vann startet i sumpområder i Louisiana i 1937. Omtrent samtidig startet boring på små dyp i Mexicogulfen. De første plattformene var landrigger montert på flåter eller lektere. Etter hvert ble flåtene utstyrt med ballasttanker som gjorde at de kunne senkes ned under boreoperasjonen. Dette var forløperen til dagens delvis nedsenkbare plattformer.

Fig. 2.4 Lekter for boring i sumpområde

2.2. Oppjekkbare plattformer

Fig. 2.5 Oppjekkbar borerigg

En oppjekkbar plattform er å betrakte som fast under boreopera­ sjonen. Den hviler da på egne bein på havbunnen. Når boringen av­ sluttes og riggen skal flyttes, jekkes beina opp, og riggen kan flyttes ved hjelp av slepebåter. Dagens oppjekkbare rigger har en dybdekapasitet på ca 130 m. Den vanligste konstruksjonen er et trekantet skrog med bein i hvert hjørne. Beina er en fagverkskonstruksjon med et hvileskjold (spud cans) slik at riggen hviler mot havbunnen. Beina kan være firkantede eller trekantede. Det finnes også rigger med rørformede bein. I disse beina er det hull, og en «Pinnemekanisme» brukes for å låse fast dekket i den ønskede høyde. Beinas diameter kan være fra 30" til 40", avhengig av lengden. Vi skiller mellom 2 hovedtyper oppjekkbare plattformer.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 2

1. Plattformer med bein som kan jekkes uavhengig av hverandre. 2. Plattformer av matte-typen, der beina hviler på en felles flate. Den første typen brukes der bunnen er ujevn, men fast. Platt­ former av Mate-typen krever jevn bunn, men er ikke avhengig av fast underlag. (Den store hvileflaten gir liten kraft pr. flateenhet). Oppjekkbare plattformer er ikke avhengige av forankringssystem siden de står fast på bunnen under boreoperasjonen. Av samme grunn kan sikkerhetsventilen plasseres på dekk.

De fleste oppjekkbare rigger har ikke eget fremdriftsmaskineri. Med andre ord er de avhengige av taubåt når de skal flyttes. Nettopp denne operasjonen er kritisk for plattformtypen. Når plattformen jekkes ned slik at skroget hviler på vannflaten, vil plattformens tyngdepunkt ligge høyt. Dette forer til at plattfor­ men blir lite stabil. I løpet av årene 1955-1975 havarerte 45 oppjekkbare boreplatt­ former.

Plattformtyper

Boredekk

Borestreng

Fig. 2.1 Plattform av matte-typen

Dette utgjør 75% av alle plattformhavarier i perioden, selv om denne plattformtypen bare utgjør halvparten av de operative platt­ formene. 50% av disse havariene skjedde under eller i forbindelse med flytteoperasjoner. En konsekvens av dette er at en del typer har nedleggbare bein. På lengre reiser må beina skrus fra hverandre hvis de ikke kan legges ned, og dette er tidkrevende. FORDELER: - Upåvirket av vær og vind - Sikkerhetsventilen plasseres på dekk - Krever ingen forankringssystemer - Boreoperasjonen forenkles da plattformen er å betrakte som fast - Krever ikke kompenseringsutstyr - Godt egnet som midlertidig produksjonsplattform. Ofte flyttbart boretårn. ULEMPER:

- Dybdebegrensning (ca 130 m) Ustabil under flytting. Krever gode værforhold. Ingen mulighet til å forlate borestedet hurtig hvis en kritisk situasjon oppstår. Er avhengig av taubåt under flytting. Høye dagrater i forhold til skip og flyterigger.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 2

2.3. Flytende plattformer Flytende plattformer er utsatt for bølgebevegelser, strøm, vind og endringer i tidevannet. Flere forskjellige typer er konstruert: - Lektere for boring på grunt vann - Rigg påmontert luftputer for boring i sumpområder - Boreskip - Delvis nedsenkbare boreplattformer. Under boring fra flytende plattformer plasseres alltid sikkerhets­ ventilen på havbunnen. Oppstår en kritisk situasjon kan forbindel­ sen mellom plattform og ventilen brytes, og fartøyet kan forlate borestedet.

2.3. I. Boreskip De første boreskipene som kom på markedet, var frakteskip, hvor alt nødvendig utstyr var installert. Dagens boreskip er spesialbygde fartøyer. Skipene har en gjennomgående åpning der boringen foregår (moon pool).

Fig. 2.8 Boreskip

Plattformtyper

Helikopterdekk

Boligkvarter

Utstyrslager BOPdekk

Maskinrom

Lager for lagringsrør og utstyr Borestrehg .

Boredekk Borerørlager

Ankervinsj

Kjellerdekk- Slam— Bulktanker apnmg anlegg og (moon pool) slamlager

Fig. 2.9 Nomenklatur til boreskip

1 1/2 quadruple drilling derrick

80 t deck crane Offloading to shuttletanker

3.2 mill pounds riser tensioners L

Active heave compensated drawwork

'

Main hook 750 t Secondary hook 100 t

80 t deck crane

Two knuckle-boom pipe handling cranes

Flare boom

Forward moon-pool available for ROV operations

Storage 100.00 ft (3.000 riser pipe and 22.500 ft drill pipe and casing 4x2.000 hp mud pumps Bulk storage tanks integrated in the hull

, •

Accomondation and facilities for 130 persons

/

X

Three dynamic moon pools, and optimized under ' water hull forms give superior sea-keeping properties Efficient X-mas tree and " BOP storage and handling

Fig. 2.10 Boreskipet «Navis Explorer» (under bygging)

Et boreskip har et vanlig skipsskrog. Med dette oppnås både stor mobilitet (stor fart) og stor bunker kapasitet. Dette gjør boreskipene spesielt godt egnet for boreoperasjoner i fjerne farvann.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 2

Boreskip egner seg godt til boring på store havdyp. Eksperimentelt er det foretatt boring på 3600 m dyp uten bruk av stigerør (riser). Boreskip er godt egnet for dynamisk posisjonering (se kap. 5.2). Skrogets utforming gjør at et minimum av kraft går med til å holde skipet i posisjon. FORDELER: - Stor mobilitet. (Gjør stor fart.) - Stor laste- og bunker kapasitet. - Godt egnet for dynamisk posisjonering og dermed boring på store dyp. - Kan gå direkte inn til kai.

ULEMPER:

- Sikkerhetsventil må plasseres på havbunnen. - Dårlige hiv karakteristika. - Ruller og stamper mye.

2.3.2. Delvis nedsenkbare plattformer Delvis nedsenkbare plattformer er flytende plattformer med ballast­ tanker, som brukes til å justere plattformens flytehøyde. Når platt­ formen skal flyttes, heves den ved at vann pumpes ut av ballast­ tankene, til bare pontongene er under vann. Når boring skal starte, senkes plattformen ved at ballasttankene fylles med vann slik at omkring halve søylelengden er neddykket. Den første plattformen av denne typen ble kontrahert og bygget i 1963. Den fikk navnet Ocean Driller. Etter denne har vi fått flere forskjellige konstruksjoner. De mest vanlige er: 1. Pentagone: 5 stabiliserende søyler (A. Kielland) 2. AKER H-3, H-4 og H-4.2: 4 søyler på hver side forbundet med en pontong 3. Sedco 700: Er lik Aker H-3, men er en del større 4. Storm Betlehem: Er lik Aker H-3, men hjømesøylene er større, 5. Diamond M., Betlehem: Bare 3 søyler på hver side (Zapata Ug land) 6. Penrod, Le Torneau: 2 store pontonger bundet sammen med tykke stag og 6 tunge søyler, 3 på hver pontong 7. Ocean Ranger 8. Pacesetter. 9. Sedco Express 10. Kværner CS 45 Undersøkelsesboring nord for 62. breddegrad, avdekket fort et behov for utvikling av en ny generasjon borerigger. Disse riggene kan bore på vanndybderopp til 500 m, og har større lastekapasitet enn de som hittil bar vært vanlige. De er spesielt beregnet for operasjoner i kalde strøk (-25°C).

Plattformtyper

Fig. 2.11 Kværner Maritime CS 45

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 1

Trosvikgruppen med sin konstruksjon Bingo og Gøtaverken Arendal med GVA 4000 er representanter for denne nye riggtypen. Siste generasjon er representert av rigger som «West Venture» (KM CS 45) og «Sedco Express». Disse riggene vil være i operasjon i løpet av første halvår år 2000.

Fig. 2.13 Neste generasjonsrigg «Sedco Express»

En delvis nedsenkbar plattform er mindre følsom overfor bølgebevegelser, strøm og vind enn boreskip. Hivbevegelser, rulling og stamping reduseres betraktelig i og med at pontongene senkes un­ der vann under operasjonen. Dermed reduseres arealet akkurat i havoverflaten, og da de største kreftene virker her, oppnås meget god stabilitet. Dekket holder konstruksjonen sammen og er basis for det boretekniske og maritime utstyret om bord.

Plattformtyper

FORDELER: - Selvgående. Mobilitet 5-7 knop. - Kan ta stor dekkslast. - Gode hivkarakteristika. - Lite rulling og stamping.

ULEMPER:

- Sikkerhetsventil på havbunnen. - Avhengig av taubåt for å legge ut ankere. - Ikke så godt egnet for dynamisk posisjonering, da formen på plattformen gjør at det trengs store krefter for å holde den på plass (16-20 000 hk).

2.4. Produksjonsplattformer Produksjonsplattformene plasseres på bunnen og er beregnet på å stå der til feltet er ferdig produsert. Plattformene kan inndeles i tre hovedgrupper:

1. Gravitasjonsplattformer 2. Pælede plattformer 3. Flytende plattformer.

2.4.1. Gravitasjonsplattformer Disse plattformene finnes i stål og betong. Plattformene hviler på havbunnen og plattformens tyngde gjør at den står fast. De fleste plattformene er kombinerte bore- og produksjonsplatt­ former. Plattformene har en dybdebegrensning på 350 meter. De mest kjente konstruksjonene er Condeep, Doris og Seatank. Alle er bygget i betong og brukes på norsk kontinentalsokkel.

Condeep: Fikk sitt gjennombrudd i 1973 og brukes i dag på Friggfeltet (TCP 2), Berylfeltet, Brentfeltet, Statfjordfeltet, Gullfaks og Sleipner. Plattformen er satt sammen av vertikale sylindre som brukes til lagring av olje. Noen av sylindrene (1-4) er forlenget oppover og bærer ståldekket. Byggingen skjer delvis i tørrdokk og delvis mens plattformen fly­ ter (figur 2.14 og 2.15). Sokkelen på Statfjord B er hele 18 da. stor, og lagercellene har en kapasitet på 250 000 tonn råolje. Plattformen er 271 m høy, den har 4 skaft og en produksjonskapasitet på 20 000 tonn olje pr døgn.

Fig. 2.14 Plattform av «Condeep»typen

Doristanken: Ekofisk. Dette er verdens største lagertank for olje. Den ble plassert på 70 m vanndybde i 1973.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 2

Tanken består av en indre tank som inneholder 9 sylindriske celler for lagring av olje. Denne er omgitt av en ytre, perforert vegg som fungerer som bølgebryter. Ulempen med denne konstruksjonen er at den stikker opp over overflaten i full størrelse. Dermed utsettes den for meget store bølgekrefter.

Brent B (1976) Statfjord A (1977)

Fig. 2.16 Utviklingen av Condeep-plattformer fra Beryl-A til Statfjord-B

Plattformtyper

Gravitasjonsplattformer FORDELER: - Kan utrustes helt eller delvis på land. - Har lagringstanker for olje. - Kan bære stor dekkslast. Ofte er grunnforholdene den begrensende faktor. - Er i liten grad utsatt for korrosjon. ULEMPER:

Fig. 2.1 7 Doristank

- Meget kostbare i innkjøp. - Vanskelige å flytte. - Krever gode bunnforhold. - Dybdebegrensning (ca 300 m).

Fig. 2.18 Plattform med stålunderstell. Jacket-type

Fig. 2.19 Installasjon av plattformfot og dekk

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 2

2.4.2. Pælede plattformer Dette er den mest brukte produksjonsplattformen. For å sikre at plattformen står fast på bunnen, slås lange pæler fra plattformbeina og 50- 100 m ned i grunnen. Dette fører til at bunnforholdene ikke er så avgjørende som for gravitasjonsplattformer. Plattformene bygges på land. Den bærende konstruksjonen, et stålfagverk, kalles plattformfot (jacket). De største plasseres på dybder over 300 m. Fundamentet taues ut på lekter eller transporteres flytende. De plasseres på havbunnen ved manipulering av ballast og oppdrift. På denne måten vil plattformene rette seg i vannet og plasseres på bestemt sted på havbunnen. FORDELER: - Lite følsomme overfor bunnforhold. - Lave investeringer sammenlignet med gravita­ sjonsplattformer. ULEMPER:

- Korrosjonsproblemer. - Må monteres på feltet. Kritisk fase under plasseringen. - Pælingen er kostbart og tidkrevende. - Dybdebegrensning ca 300 m. - Vanskelig å flytte.

Fig. 2.20 Gyda plattformen

Plattformtyper

2.4.3. Flytende produksjonsplattformer Interessen for disse plattformene øker med økende vanndybder. Plattformene kan være delvis nedsenkbare, ha strekkforankring (tension leg) eller andre spesielle konstruksjoner. Produksjonsssystemet plasseres på havbunnen (subsea completion). Dette medfører kompliserte ventilstyringsoperasjoner, kost­ bart utstyr og vedlikehold. Produksjonsutstyret er plassert på plattformen, og det går rørled­ ning til land eller til lastebøyer.

FORDELER: - Kan brukes på store dyp. - Rimelige plattformer. - Raske å installere.

ULEMPER:

- Avhengig av bølger, strøm, vind og tidevann. - Krever kompenseringsutstyr. - Produksjonstre på havbunnen.

Fig. 2.2I Plattform med strekkforankring

Fig. 2.22 Vanlig produksjonssystem

2.5. Lastebøyer Det er prinsipielt to måter å overføre olje fra feltet til forbruker på:

Fig. 2.23 Lastebøye

1. Rørledning. 2. Kombinasjon av lagertanker og lastesystem for tankskip (laste bøyer).

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 2

Flere forskjellige lastebøyekonstruksjoner har vært benyttet. Systemet som dominerer markedet i dag, er det såkalte ettpunkts fortøyningssystem (single-point-morning-system). Systemet består av en flottør (selve bøyen), en dreieskive, forankringssystemet og lasteledning. Systemet benyttes blant annet på Ekofisk (se figur 2.23).

2.6 Rørleggingsfartøy Rørledningene legges ut fra spesialfartøyer. Rørene sveises og inspiseres ombord på fartøyet. Dybdebegrensningen er ca 200 m, og ledningenes diameter kan variere fra 6 til 32". Rørledningene graves ned ved hjelp av en ploglignende innret­ ning som slepes etter fartøyet. Vann under høyt trykk graver bort de løse bunnmassene, og strøm og andre bevegelser i sjøen fyller igjen grøften og dekker rørene.

2.7. Forsyningsfartøy Forsyningsbåtene går i skytteltrafikk mellom forsyningsbase og borerigg. Vanligvis er to båter knyttet til hver rigg.

Fig. 2.25 Forsyningsfartøy

3. Boreplattformens hov­ edsystemer 3. I. Bulksystemet Alle boreplattformer har et omfattende bulksystem. Dette er nød­ vendig fordi plattformene ofte opererer langt til havs og til en viss grad må være selvforsynte. Bulksystemet på en flytende plattform består av: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Lagertanker for bunkerolje. Lagertanker for boreslam. Lagertanker for ferskvann. Lagertanker for sement. Lagertanker for barytt og bentonitt. Lager for drivstoff til helikopter.

Fig. 3.1 Oppbyggingen av en delvis nedsenkbar boreplattform (Diamond M)

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 3

Lagertankene kan være plassert i plattformens søyler eller på dekk. Plattformene har også et lager av reservedeler. Mengden av deler avhenger av hvor man borer (dvs. hvor raskt nye deler kan skaffes). Reservedelslageret består for det meste av typiske slitedeler.

Avledningsventil (di verte r)

Kuleledd (ball joint)

Hydraulisk kopling

Fig. 3.2 Bulksystemet

3.2. Sikkerhetsventilsystemet Sikkerhetsventiler {B.O.P. stack)

Brønnhode Permanent lederamme (permanent guide base)

Midlertidig lederamme (temporary guide base)

Fig. 3.3 Sikkerhetsventilsystemet

Under boring baserer vi oss på at slamsøylens hydrostatiske trykk skal hindre formasjonsfluid i å strømme inn i brønnen. Dersom dette ikke er tilfelle og gass eller olje strømmer inn i brønnen under høyt trykk, får vi en kikk. Hvis vi ikke greier å bringe denne under kontroll, kan den utvikle seg til en utblåsing (blow out). Sikkerhetsventilsystemet brukes for å kontrollere kikk-situasjoner. Dette gjøres ved at brønnen stenges av med en gang en kikk oppdages. Sikkerhetsventilsystemets utforming avhenger av hvilken plattformtype det bores fra. På faste og oppjekkbare plattformer plasse­ res ventilen på dekket. Flytende plattformer derimot har sikkerhets­ ventilen plassert på havbunnen (se figur 3.3).

Boreplattformens hovedsystemer

I hovedtrekk består trykk-kontrollsystemet av: 1. Brønn med foringsrør (well and casing). 2. Brønnhode (wellhead). 3. Sikkerhetsventiler (B.O.P.-stack). 4. «Kili»- og «choke»-ledninger med ventiler. 6. «Kili»- og «choke»-manifold. 5. Stigerør («riser»). 7. Avledningsventil («diverter system»). 8. Hydraulisk enhet for ventiloperasjoner («akkumulator»).

Systemet vil bli grundig behandlet i forbindelse med undervannsog kompenseringsutstyr (se kapittel 6.7).

3.3. Sementsystemet En sementeringsoperasjon går vanligvis ut på å plassere en uforurenset sementpasta i ringrommet mellom foringsrør og hullvegg (primær sementering). I tillegg forekommer en hel rekke andre sementeringsmetoder som kan studeres nærmere i spesiallitteratur. Sementen som pumpes ned, skal forsegle ringrommet, dvs. skape en trykktett avsperring mellom foringsrør og hullvegg. Selve operasjonen utføres av spesielle firma (Dowell, Hallibur­ ton, BJ). På boreplattformer til havs finnes store tanker for lagring av tørr sement. Det er meget viktig at fuktighet i systemet unngås, da dette kan føre til klump- dannelse. Sementen fraktes ut til plattformene fra baser på land ved hjelp av forsyningsskip

Fig. 3.4 Sementsystem. BJ-Hughes

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 3

Sementsystemet består av: 1. Lagertank for tørr sement. 2. Sement/vannblander. 3. Blandebeholder. 4. Sementpumper. 5. Lagertanker for flytende kjemikalier.

Etter at sementen har passert blandetanken, må den ha en konsi­ stens som gjør det mulig å pumpe sementen på plass (viskositet, tetthet). Sementpumpene er som regel triplex-pumper. De kan drives elek­ trisk eller med dieselmotor. Under vanlige sementeringsoperasjoner kreves et trykk på inntil 345 bar. De kraftigste pumpene kan utvikle trykk på 1015 bar. Motorene som driver pumpene utvikler fra 250 hk til 700 hk.

3.4. Ballastsystemet Alle flytende, delvis nedsenkbare og nedsenkbare boreplattformer har et ballastsystem som består av ballasttanker, pumper, ventiler og luker (se figur 3.2). Systemet skal gjøre oss i stand til å heve, senke og trimme far­ tøyet ved å regulere vannmengden i ballasttankene. Tankene er for­ delt rundt i plattfomens pontonger. Ved flytting av en delvis nedsenkbar plattform, pumpes vann ut av tankene slik at pontongenes overside er i plan med havflaten. Ballasttankene er da nesten helt tomme, og plattformen er mindre stabil enn i nedsenket posisjon.

3.5. Oppjekkingssystemet Vi skiller mellom to hovedtyper oppjekkingssystemer for boreplatt­ former: 1. System der beina kan jekkes uavhengig av hverandre. 2. System hvor beina er montert på en felles flate.

3.5. I. System der beina jekkes uavhengig av hverandre Marathon Le Torneau Systemet består av elektrisk drevne pinioner som griper inn i tannstenger montert på plattformens bein. Systemet er konstruert

Boreplattformens hovedsystemer

for manuell, individuell oppjekking av hvert bein eller helautoma­ tisk operasjon.Tannstengene er sveiset fast til beina. Pinionene drives ved hjelp av elektromotorer. På hver tannstang finnes fra 3 til 6 motor - gir enheter. Hver enhet består av en induksjonsstromsmotor på 30 hk Giret reduserer motorens hastighet med 2000 :1. Hver motor er utstyrt med en fjærbelastet brems. Denne koples inn automatisk når motoren stoppes.

Armco National Supply Systemet består av dobbelte tannstenger, slik at pionene arbeider parvis (se figur 3.5). Hvert bein er utstyrt med to slike tannstenger. Til hver tannstang hører 3 par pinioner. Motorene som brukes, har en effekt på 20 hk og er tilkoplet et gir med reduksjonsforhold 8700 :1. Systemet har sikkerhetsbremser (failsafe) som koples inn automatisk hvis en motor svikter.

Andre Offshore Company og Baker leverer også individuelle oppjekkingssystemer. Disse er elektrohydrauliske eller hydrauliske, og benyttes i min­ dre grad enn de elektrisk drevne.

3.5.2. «Mat-type» oppjekkingssystem Fig. 3.5 Oppjekkingssystem. Armco National Supply

Betlehem hydraulisk oppjekkingssystem Systemet består av åk og hydrauliske pumper. Pumpene drives av elektriske likestrømsmotorer med effekt på 60 hk. Hver enhet består av en oljetank og fordelingsrør. En enhet er plassert ved hvert bein. Hvert av åkene har 6 hydrau­ liske jekker, med sylindre og stempler som aktiviserer åkets bolter. Disse boltene fester åkene til beina. Hengslede stopp-plater brukes for å holde boltene fast til beinet når dette er ønskelig. Systemet kan opereres individuelt for hvert bein, manuelt og auto­ matisk.

4. Oppdrift, stabilitet og trimming OPPDRIFT: Et legeme som senkes ned i væske får en oppdrift som er lik vekten av den fortrengte væskemengde. GRAVITASJONSSENTRUM (G): Enhver konstruksjon har et massemiddelpunkt eller gravitasjonssentrum. I dette punktet an­ griper konstruksjonens samlede tyngde. Hvis masse adderes over dette punktet, forflyttes massemiddelpunktet oppover, og omvendt hvis masse adderes under massemiddelpunktet.

OPPDRIFTSSENTER (O): Oppdriftssenteret defineres som massemiddelpunktet til den fortrengte væskemengden. Forenklet kan vi si at hele oppdriftskraften angriper i dette punktet. METASENTER (M): Flytende legemer har også et punkt som betegnes metasenter (se figur 4.1). Når konstruksjonen ruller over til siden, flyttes oppdriftssenteret. Trekkes en vertikal linje fra det nye oppdriftssenteret 01, finnes metasenteret i krysningspunktet mellom denne og konstruksjonens senterlinje. Hvis metasenteret ligger over massemiddelpunktet, vil konstruk­ sjonen være stabil. Stabilitet betyr altså at et moment forårsaket av

Fig. 4.1 Stabilitet

Oppdrift, stabilitet og trimming

en kombinasjon av vekt og oppdrift forsøker å bringe konstruk­ sjonen tilbake til utgangspunktet når den påvirkes av en ytre kraft (bølger, vind, strøm). Avstanden G-Z angir det rettende moment sin arm.

TRIMMING Et flytende legemes trimmingsgrad beskriver hvorvidt legemet lig­ ger horisontalt eller ikke. Ligger legemet horisontalt, har det null trimmingsgrad. Forskjell i høyde forut og akterut er altså legemets trimmings­ grad. Når last flyttes eller ny last tas ombord i et borefartøy, må det trimmes til null trimmingsgrad. Det er viktig at fartøyet ligger mest mulig vannrett under boreoperasjonen. Alle som arbeider på en borerigg vil før eller senere ha behov for å forklare hvordan riggen beveger seg. La oss derfor se nærmere på hvilke bevegelser å har og hvordan disse betegnes.

Fig. 4.2 Fartøyets bevegelse

5. Posisjonering 5. I. Ankersystemer Enhver flytende konstruksjon utsettes for vind, strøm og bølgekrefter.

Fig. 5. / Forskyvning ved klassisk forankring

Xo = Konstant avdrift p.g.a. vind og strøm 2X = Periodisk utsving p.g.a. bølger D = Xo + X = Maksimal forskyvning

Figuren viser en delvis nedsenkbar plattform som er forskjøvet en horisontal avstand D fra borehullets senterlinje. Denne forskyvnin­ gen skyldes: 1. Strøm og vindkrefter som gir plattformen en konstant avdrift lik Xo 2. Bølgekrefter som gir plattformen et periodisk utsving: AX omkring Xo.

Ankersystemet må være slik konstruert at avstanden D ikke over­ skrides selv med maksimale utsving p.g.a. strøm og vind, sammen­ holdt med akseptable strekkpåkjenninger i ankerlina. Den totale forskyvning D beregnes for varierende strøm, vind og bølgeforhold i de forskjellige årstider for så å sammenlignes med to fundamen­ tale, operative kriterier: 1. Under boring må ikke plattformens forskyvning fra vertikal posisjon overskride 4-5% av vanndybden på borestedet. 2. Ved en forskyvning på 8-9% av vanndybden må stigerørssystemet koples fra brønnhodet.

Fig. 5.2 Forankringsmønster (8 ankere og 45° mellom hvert dekker sirkelen)

På denne måten får vi en indikasjon på den prosentvise tid platt­ formen er operativ, dvs. når stigerøret kan være tilkoplet brønn­ hodet. Forankringsmønsteret utgjøres vanligvis av 8 til 12 ankre fordelt etter et visst geometrisk monster omkring plattformen. Ankerkjettingens lengde kan være 2000 m. Vanligvis er vinkelen mellom ankrene 45°. Ofte er det nødvendig å bruke mer enn ett anker på samme line. Hjelpeanker kalles «piggy back».

Posisjonering

Valg av anketype avhenger av bunnforholdene. Den type som har lengst tradisjon i Nordsjøen, er det såkalte LWT-anker. DELTAtypen er også benyttet.

Fig. 5.3 Ankerfestene på en delvis nedsenkbar plattform

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 5

Den totale lengden av ankerlinene er bestemt ut fra nødvendig­ heten av alltid å ha en viss lengde som hviler på bunnen. Ved kombinert forankring (både kjetting og kabel) legges kjettingen alltid nærmest ankeret for å oppnå tilleggsfriksjon langs sjøbunnen. Som kabel benyttes galvanisert stålwire med diameter fra 2" og oppover. Vekt pr meter kan variere mellom 11 og 30 kg. Som kjetting brukes vanligvis ankerkjetting grad 2 eller 3, eller spesielt legert ankerkjetting. Diameter på lokkene er fra 60 til 100 mm med korresponderende bruddstyrke (150-3030 tonn). Vekt pr. løpemeter er 85-172 kg.

Klassisk forankring (Oppsummering) FORDELER: - Lite kraftkrevende. - Billig.

ULEMPER:

- Dybdebegrensning. - Hjelp til å legge ut ankrene.

I forbindelse med framtidige operasjoner på dypt vann vil sannsyn­ ligvis bruk av fibertau og stram forankring bli aktuelt.

5. I. I. Forankringsprosedyrer For riggen kommer på plass, skal forankringsstedet merkes, og bunnforholdene skal undersøkes. Når vanndybden er kjent, bereg­ nes ankerkjettingens/kabelens lengde, og utstyret som skal benyttes sjekkes grundig. Ut fra opplysninger om bunnforholdene, velges også ankertype. Vi skal her se på forankringsprosedyre for en SEDCO 135 borerigg.

Posisjonering

Når riggen beveger seg mot borestedet, legges anker nr. 6 og 7 ut ved markeringsbøyene. Riggen beveger seg hele tiden mot vindret­ ningen. Ankerkjetting legges ut ved hjelp av ankervinsjene. Når riggen er kommet i posisjon, stanses vinsjene. Et hjelpefartøy (supply-båt) legger så ut bauankeret, nr 2. Deretter legges de resterende ankrene ut. Rekkefølgen bestemmes av vind og strømforhold. Med vind og strømretning som vist på figuren, vil rekkefølgen vanligvis være: 6 og 7, 2, 1,3, 5, 8, 9, 4

Utlegging av ankre Når et anker skal legges ut ved hjelp av supply-båt, benyttes en hjelpekabel som er festet til ankeret. Supply-båten manøvreres i posisjon med bauen mot ankerbøyen og hekken mot riggen. Hjelpekabelen kan overføres ved hjelp av riggens kraner. Når hjelpekabelen er trukket over rullen på supply-båtens hekk, festes kabelen til en vinsj og slakken tas opp. Deretter gis signal til riggen om at man er klar til å kjøre ut ankeret. Ankeret låres, anker­ kjetting gis ut og supply-båten beveger seg mot ankerbøyen.

Setting av ankre Når supply-båten er kommet frem til markeringsbøyen, senkes ankeret ned til bunnen og løftes deretter ca 10 m igjen. Ankeret holdes i denne posisjonen, mens ankervinsjene på riggen startes for å hive inn eventuell slakk. Ankeret senkes ned til bunnen igjen når kjettingen er stram. For enklere å forstå hva som skjer når ankeret settes, skal vi gå igjen­ nom ankerets oppbygging og terminologi.

5.1.2. Ankerets oppbygging og terminologi De fleste ankere er oppbygd av en stamme (shank) med en gjen­ nomgående stokk (stock). Til denne stokken er ankerfinnene festet. Ankerkjettingen er festet til ankerets stamme. Ved strekk i kjettingen vil finnene grave seg ned i bunnen og på den måten «holde igjen».

Fig. 5.6 Ankerterminologi

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 5

Fig. 5.7 Anker som fungerer perfekt

Figuren over viser hvordan et anker ideelt sett skal oppføre seg. Stammen er horisontal, og ankerfinnene står i en forhåndsbestemt vinkel. Ankeret er helt begravet i løsmassene, og økt horisontal be­ lastning fører til at det graver seg enda dypere. Ankerkjettingen bør også være horisontal, men et visst avvik (opp til 6°) er akseptabelt. Etterhvert større avvik fra horisontalen fører til at ankeret blir dratt opp fra bunnen. Dersom havbunnen består av mykt slam, har finnene vanskelig for å feste eller ankeret dras opp dekket av slam. Dette kalles «hal­ ling up». (Se figur 5.8).

Et ankers holdeevne defineres ved følgende forhold: Strekkraft i ankerlinen Ankerets vekt i luft

Et effektivt anker skal utvikle stor holdekraft ved forholdsvis liten vekt. Vanligvis regner vi at ankeret er bra hvis forholdstallet overskrider 10. Maksimal holdekraft avhenger av finnenes vinkel i forhold til stammen. Der bunnen er forholdsvis los, bor vinkelen settes til 50°. Er bunnen hardere, bor vinkelen minskes til ca 32°. Forsøk har også vist at i harde formasjoner økes holdeevnen ved å benytte skarpere kanter på finnene og øke stokkens lengde. La oss se litt nærmere på bunnforhold og vanlige ankertyper.

Innvirkning av bunnforhold 7. Sand Ankeret graver seg lett ned, men har en tendens til å falle på siden. Derfor bør stabilisatorer benyttes. Sand gir høy friksjonskoeffisient. Ankerfinnene må være glatte og skarpe for å sikre maksimal inntrengning i bunnen. 2. Løs masse (myk jord) Hvis gripevinkelen ikke er korrekt, har ankeret en tendens til å gli.

Posisjonering

3. Slam Slam gir god inntrengning, og ankeret graver seg helt ned. Ankerfinnene må være store for å gi holdekraft. Likevel oppnås bare verdier som ligger på 50% av holdekraften i sand. 4. Myk leire Myk leire kombinert med slam, gir variable ankerforhold. Der leiren er ukonsolidert, kan vi risikere svært skiftende verdier i holdekraft.

5. Hard leire Ankere med forholdsvis lange, skarpe finner gir gode resultater ved disse bunnforholdene. Ankere som ikke trenger ned i leiren gir en holdekraft lik egenvekten i verste fall.

Ankerfinnenes vinkel Ved harde bunnforhold (sand og leire) gir en grepvinkel på 32° de beste resultater.

Fig. 5.9 Gripevinkel på 32°

En grepvinkel på 50° fører til at ankeret motsetter seg inntreng­ ning og har en tendens til å velte.

Fig. 5.11 Forskjellige gripevinkler ved myke bunnforhold

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 5

I slam er det ankerets krone eller topp (crown) som bestemmer ankerrets evne til å trenge ned i bunnen. En grepvinkel på 50° tillater likevel ankeret å gå mye dypere enn en vinkel på 32° (se figur 5. 11 ).

Fig. 5.12 Ankerlinas vinkel og tilhørende ankereffektivitet

Øverst i høyre hjørne ser vi testresultater med Stato-ankre i slam og sand. Vi skal videre kort ta for oss de mest vanlige ankertypene og hvilke bunnforhold de er beregnet for.

LWT (Light Weight) og Danforth-ankre

U.S.Navy Light-Weight anker

Fig. 5.13 LWT og Dawforth ankre

For å få maksimal holdekraft, kan gripe vinkelen justeres ved hjelp av spesielle adaptere. Uten disse delene vil gripevinkelen bli ca 50° i mykt slam. Med bruk av adaptere kan vinkelen begrenses til 38°.

Posisjonering

Stato-anker

Moorfast-anker

Fig. 5.14 Stato og Moorfast ankre

For å skaffe god holdekraft både i sand og slam, ble Stato ankeret utviklet. (Se også figur 5.12 for test resultater.) Disse ankertypene bar meget gode holdeegenskaper i såvel myke som hardere bunnforhold. Boss ankeret har justerbar gripevinkel (se figur 5. 15), i motset­ ning til Delta ankeret som har fast gripevinkel.

Fig. 5.15 Boss-ankre og Delta-ankre

5.2. Dynamisk posisjonering Det klassiske forankringssystem har sin grense ved en vanndybde på 4-500 m. På større havdyp benyttes dynamisk posisjonering. Denne metoden går ut på at en benytter elektronikk og trustere (borefartøyet er utstyrt med propeller som er vridbare i lengde- og tverrakse). En akustisk bøye plasseres på sjøbunnen og sender ut signaler som fanges opp av hydrofoner på under siden av bore­ fartøyet. Signalet skal forsterkes og føres videre inn i en computer som oppfatter avvikene og øyeblikkelig korrigerer disse. Systemet må tilfredsstille de samme krav som man har ved klas­ sisk forankring, dvs. at systemet må være i stand til å holde bore­ fartøyet innen et avvik på 4-5% av vanndybden. Til nå har systemene vært mest aktuelle for boreskip, men i den senere tid er flere delvis nedsenkbare plattformer også utstyrt med dynamisk posisjoneringsutstyr.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 5

FORDELER: - Kan brukes på dypt vann Effektivt (bruker mindre tid for posisjonering) ULEMPER:

- Høye investeringer(«thrustere, computer») - Høye driftsutgifter som følge av stort kraftforbruk.

På grunn av at trusterne må holdes igang under hele boreoperasjonen, krever systemet et stort maskineri. Grovt regnet kan man si at dynamisk posisjonering krever 2 ganger så mange hestekrefter som klassisk forankring. Utviklingen med boring på stadig større havdyp innebærer at dynamisk posisjonering blir mer og mer utbredt.

Fig. 5.16 Dynamisk posisjoneringssystem

Posisjonering

Fig. 5.1 7 Målepunkter i et dynamisk posisjoneringssystem

Fig. 5.18 Overflate- og måleutstyr ved dynamisk posisjonering

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 5

Inspeksjonsluke Elektrisk kraftforskyning Brønnkappe

Kjøleutstyr

Vanntett foringsrør Hovedmotor AC eller DC

Orienteringssystem: omdreiningshastighet: 360“ pr. 30 sek.

Holder for støtteringer Rullelager Mekanisk lukking

Rundt foringsrør som inneholder: - skrå girreduksjonsenhet - propellskaft med radiallager og trustlager - smøringssystem og tettingssystem - skovlenes orienteringssystem - varierende skråning eller stive skovler, avhengig av motortype og anvendelse - Propell -Dyse

Fig. 5.19 Dreibar propell (thruster)

6. Boreutstyr Moderne boreoperasjoner har et felles mål, nemlig å bore et hull ned til et potensielt olje/gassreservoar. Boreoperasjonen uføres av en borerigg. Boreriggen består av fem hovedsystemer: Heisesystemet, rotasjonssystemet, sirkulasjonssystemet, kraftsystemet og utblåsningsventilsystemet.

6. I. Heisesystemet Heisesystemets oppgave er å etablere den nødvendige vertikale høyde for heising og senking av borestrengen («drill string») under bore­ operasjoner, og å bære vekten av borestreng og foringsrør («casing»). Heisesystemet deles inn i to undersystemer:

1. En støttestruktur, populært kalt rig. 2. Heiseutstyret Støttestrukturen, eller riggen, inkluderer boretårnet, fundamentet og boredekket.

6.1.1. Boretårnet

Fig. 6.1.1 API Standard Derrick

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Boretårnets hovedfunksjon er å holde opp et løfte-/lårearrangement bestående av to blokker og en line. Dessuten bærer boretårnet vekten av borestrengen eller foringsrør når disse løftes ut av eller senkes ned i brønnen.

To typer boretårn er vanlige i dag: - standard boretårn («four legged derrick») - mast («portable type») Et standard boretårn er en konstruksjon med 4 bein som hviler i hvert sitt hjørne av en kvadratisk flate. Vi har i dag ni vanlige størrelser (høyder) på boretårn, varierende fra 80-190 ft. Boretårn på 80-110 ft. brukes til vedlikeholdsarbeid («workover»), og de andre til konvensjonell boring. Høyden måles langs den nøytrale aksen til et bein fra boredekk til vanntåm (water table). Rigger til havs er vanligvis utstyrt med boretårn på 140-160 ft.

Fig. 6.1.2 Mast

Boreutstyr

Boretårnet er en fagverkskonstruksjon bygget opp av vinkeljem, kanalstål, I-bjelker og H-bjelker. Boretårn er konstruert for å tåle to belastningstyper: kompresjonslast og vindlast. Typiske verdier for tillatt kompresjonslast ligger i størrelsesorden 600-700 tonn. Dette er imidlertid ikke boretårnets kapasitet, fordi denne avhenger av hvordan vi har arrangert borelina til løpeblokka (travelling block). Mens boretårnets bein vanligvis ikke er høyt belastet under bor­ ing, spiller de en viktig rolle i å motstå vindkrefter. Når vi plasserer et boretårn på en flytende konstruksjon, blir det i tillegg til statiske belastninger også utsatt for dynamiske belast­ ninger. Boretårnet får en tilnærmet pendelbevegelse når fartøyet ruller. Boretårnet beveger seg gjennom sin vertikale stilling med maksi­ mal hastighet, for så å retardere mot det ytterste punktet på pendelbuen. I dette punktet er boretårnet utsatt for maksimal piskeeffekt. Spesielt under flytting av en flytende borerigg er disse kreftene kri-

I Dynamiske belastninger II Vindbelastninger III Statisk belastning

Fig. 6.1.3 Belastninger på boretårn

tiske. På toppen av boretårnet er det installert en «gin pole»-struktur som brukes når deler av toppblokka («crown block») skal heises opp fra boredekket. Rundt toppblokken er det plassert en sikkerhetsplattform («crows nest»).

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Boretårnet har to hovedplattformer. En fast plattform for stabling av rør på tåmplattformen («monkey board».) eller, finger board og en justerbar plattform som brukes når foringsrør skal settes, monteringsplattform.

6.1.2. Heisespillet Heisespillets hovedfunksjon er å overføre kraft til borelina. Til­ leggsfunksjoner er sandlina og nokkene («cat heads»). Typisk stør­ relse for heisespill som er brukt i Nordsjøen i dag er 2500-3000 hk.

Begrensende faktorer for heisespillet er: 1. Lastvekt (vekten av lasten som henger i kroken). 2. Tilnærmet kontinuerlig bruk av systemet fører til stor slitasje på de enkelte komponenter.

Fra et sikkerhetsmessig synspunkt er bremsene den mest kritiske delen av systemet. Vi har to uavhengige bremsesystem: Et mekanisk hovedsystem og et hydraulisk eller elektromagnetisk hjelpesystem.

Fig. 6.1.4 Heisespill

Boreutstyr

Fig. 6.1.5 Heisespillet med nomenklatur

Heisespillet består av følgende hoveddeler: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Kontrollpanel Motor (engine) Sandline Heisetrommel (hoisting drum) Hjelpebrems Manuell hovedbrems

Fig. 6.1.6 AC drevet heisespill. Hitec

Heisespillets ramme Rammen er heisespillets bærende konstruksjon. Den består av sam­ mens veisede stålbjelker som er påmontert et deksel. Bevegelige deler blir dermed beskyttet mot forurensning.

Heisespillets motor Motorene produserer kraft til drift av heisespillet. På eldre rigger benyttet man dieselmotorer som var koplet til en likestrømsgenera-

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

tor. Likestrømsgeneratoren har en del åpenbare ulemper p.g. a. sin oppbygging med kommutator og børster. Økende kraftbehov og større dieselmotorer førte til at likestrømsgeneratoren ble svært stor og uhåndterlig. På nyere rigger har en derfor skiftet ut likestrømsgeneratoren med en vekselstrømsgenerator. Denne er langt mer driftssikker og tar mindre plass. Vekselstrømmen omformes til likestrøm v.h.a. tyristorer som mater likestrømsmotorene. Vanligvis er 3 like strømsmotorer koplet i serie.

Kraftoverføring Kraftoverføringen overfører dreiemoment til trommel/nokk. Dette gir utvidet mulighet for å optimalisere forholdet hastighet/dreiemoment med hensyn på hovedtrommelen.

Vi kan variere utvekslingene ved hjelp av akslinger, tannhjul, kjeder og koplinger. 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

8. 9.

10. 11.

12. 13. 14. 15. 16.

Pumpedrev (Drive to pump) Hovedkopling (Master clutch) Generator Luftkompressor(Aircompressor) Skyllepumpe (Washdown pump) Sandtrommeldrev (Sand reel drive) Trykkluftkopling til trommel for stor hastighet (Drum high air clutch) Hjelpebremse (Auxiliary brake) Luftkoplingsaksel for rotasjonsborddrev (Rotary drive air clutch countershaft) Boreformannens pult (Driller’s console) Trykkluftkopling til trommel for lav hastighet (Drum low air clutch) Høyt gir (High gear) Reversgir(Reversegear) Mellomgir(lntermediate gear) Lav-gir (Low gear) Velgerspake for *energioverføring (Power flow selector)

* MERK: Denne del er vist som en manuelt operert friksjonskopling. På en virkelig rigg vil den naturligvis være trykkluftoperert.

Fig. 6.1.7 Kraftoverføring på heiseverk med tilleggsutstyr

Friksjonskoplinger - Friksjonskoplingenes oppgave er å forbinde en drivaksling eller et tannhjul med en annen aksling/tannhjul som skal drives. Tidligere var stål-mot-stål friksjonskoplinger vanlige. Trykkluftopererte koplinger har imidlertid mer og mer tatt over. Bruk av trykkluft til inn- og utkopling av friksjonskoplingene, kombinert med rask og sikker kontroll fra et kontroll-panel, førte til smidigere operasjoner på riggen. To typer trykkluftopererte koplinger er vanlige.

1. Skivetype («disc-type») 2. Trommeltype («tube-type»)

Boreutstyr

Fig. 6.1.8 Trykkluftkopling av trommeltypen

Fig. 6.1.9 Trykkluftoperert kopling av skivetypen

Når trykkluft fyller slangen, presses klossene («tube-type») eller skivene («disc-type») mot drivelementet. På grunn av friksjons­ krefter begynner drivelementet å rotere. Alle deler roterer med samme hastighet når slangen er fullt ekspandert.

Heisetrommelen Heisetrommelen er den viktigste enkeltkomponent i heiseverket. Trommelens oppgaver er å overføre kraft til motorene via kraftover­ føringen til borelina. Heisespillet kan være utstyrt med en eller to tromler. Har vi to, brukes ene til heiseoperasjoner (main drum), mens den andre (sand reel) benyttes til mer spesielt arbeid som måling under retningsboring, rengjøring av borestrengen osv. Trommelen er montert på en aksling lagret til rammen. Typisk størrelse er 36" *^>64,25" (National 1625 DE). Heisetrommelens sentrale komponenter er: 1. Nokkene («catheads»). Nærmest boreformannenspult er pågjengingsnokken («make-up cathead»). 1 motsatt ende av tromme­ len er fragjengingsnokken («break-out cathead»). 2. Manuelle spaker («levers») for hovedtrommelen og sandtrommelen. 3. Bremseflensene («brake rims») på trommelen, bremsebåndene («brake bands») og balanseåket («equalizer yoke»).

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Fig. 6.1.10 Instrumentpanel

4. Hjelpebrems (elektromagnetisk eller hydromatisk). 5. Trommelflaten med ufreste spor.

Boreformannens pult På venstre side av heisespillet (sett fra boredekket) er det installert et kontrollpanel. Fra dette panelet kontrolleres utstyr og funksjoner på riggen som bremser, kopling, pumper osv. Panelet er utstyrt med de nødvendige instrumenter for kontroll av boreoperasjonen. På rigger til havs har vi i tillegg et panel med kontroller for BOPventiler, strupeventiler, strekksystemer, og hivkompensator.

Nokkene To nokker er montert på heisespillet. De benyttes ved overforing av moment til rørtenger ved på- og fragjenging av rørlengder. Nokkene er montert på nokkakslingen og aktiviseres ved hjelp av en trykkluftoperert kopling. Typisk nokkakseldiameter er 6".

Fig. 6.1.11 Nokkene

Boreutstyr

Sandlinesystemet Sandlina er et ståltau spolet på en egen trommel i heisespeilet. Den opereres via en fast montert trinse i boretårnets topp (cat line sheave). Trommelen er montert på nokkakslingen og har separat brems. Sandlina brukes ved spesielle heiseoperasjoner.

Bremsesystemet Mekaniske bremser - De mekaniske bremsene er en integrert del av heisen og utgjør hovedbremsesystemet. Hovedbremsens oppgave er å påføre hovedtrommelen bremsekraft, og den er i stand til å stoppe hovedtrommelen fullstendig. Som nevnt tidligere er bremsen mekanisk, med bremseklosser. Den er manuelt operert og vannkjølt. To separate bremser er plassert i trommelens ender. Bremsebånd omslutter 3/4 av trommelens omkrets (ca 270°). Bremseforinger («brake-linings») består av bremseblokker (brakeblocks) formet etter bremseflensens kontur og satt sammen av asbestfibre, med et bindemiddel av vevet koppertråd. Bremseblokkene er boltet på innsiden av bremsebåndet med dypt nedsenkede messingbolter, slik at boltene ikke kan komme i kontakt med bremseflatene («brake-surfaces»). På forsiden av heiseverket er bremsebåndene festet med solide bolter til et dødanker («dead-anchor»), som består av et balanseåk («equalizer»). Balanseåket er forbundet med et bremsebånd i hver ende og forankret til enhetens ramme midt foran trommelen.

Fig. 6.1.12 Skjematisk fremstilling av relative trykk anvendt på de forskjellige områder av bremseflensen

Slitasjen varierer rundt omkretsen på bremseflaten. Den største slitasjen vil være nær dødenden av balanseåket hvor foringen ut­ settes for størst trykk p.g.a. rotasjonsretningen. Hydraulisk hjelpebrems - Etterhvert som utviklingen gikk i ret­ ning av stadig dypere borehull og derved håndtering av større be­ lastninger, ble en eller annen form for hjelpebrems nødvendig.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Manuell bremsejustering. 1. Bremsebånd (Brake bands) 2. Justering av festet (Adjusting hold down)

3. Balanseåk (Equalizing yoke) 4. Bremsehåndtak (Brake lever)

Fig. 6.1.13 Manuell bremsejustering

Den hydrauliske (hydromatiske) brems har en innebygget regula­ tor mot for store hastigheter, bygget på turbinprinsippet. Bremsen installeres på heisens ramme og festes direkte eller indirekte til trommelaksen på motsatt side av instrumentpanelet. Monteringen er slik at den har en friksjonskopling til enden av trommelaksen. En hydraulisk brems er konstruert for å absorbere kraft ved om­ danning av mekanisk energi til varme. Mediet som opptar varmen, er bremsens væske, vanligvis vann. Motstand skapes ved væske friksjon og blanding av væsken som sirkulerer mellom skovlene i rotor- og stator-elementene. Mengden av mekanisk energi som kan absorberes på denne måten, er avhengig av hastigheten til væsken i kammeret.

Fig. 6.1.14 Grunnleggende spyle- og kontrollsystem for hydromatiske bremser for lav hastighet

Boreutstyr

Elektromagnetiske bremser - Når elektrisk strøm sendes gjennom en spole, blir spolen en magnet. En magnet har en nordpol og en sydpol. Like poter frastøter hverandre og ulike poler tiltrekker hverandre. Vekselstrøm fra riggens hovedmaskineri går gjennom en like­ retter (omdannes til likestrøm) og en rheostat (variere/kontrollere strømflyten) til spolene i bremsen. Spolene danner et magnetfelt. Gjennom dette feltet passerer en roterende trommel hvor hvirvelstrømmer induseres. En retarderende (bremsende) kraft utvikler seg mellom spolen og trommelen. Kraften varierer direkte med strøm­ styrken, som igjen kontrolleres av rheostaten. Rheostaten justeres v.h.a. et ratt på instrumentpanelet.

kjølevann (begge sider) er identiske)

Utløp

Fig. 6.1.16 Elektromagnetisk hjelpebrems

Hydraulisk heisespill - Heisespillet på Snorre er hydraulisk drevet. I tillegg til Snorre TLP er det innstallert hydrauliske heisespill på Oseberg C, Sleipner A og Visund plattformene. Heisespillet på Snorre TLP og Visund er imidlertidig de eneste som opereres med høytrykkshydraulikk. Heisespillet er vist på fig. 6.1.17 og består av følgende hovedkomponenter:

- To girkasser - En vaiertrommel

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

- 24 aksialstempelpumper med variabel fortrengning - 24 forbikoplingsventiler - To mekaniske bremsesystemer

Fig. 6.1.17 Hydraulisk heisespill

I forhold til et tradisjonelt elektrisk heisespill har et hydraulisk drevet heisespill følgende fordeler:

- Heisespillet er mindre og lettere enn et tilsvarende elektrisk heisespill. Dette skyldes i hovedsak at hydraulikkaggregatet ikke er integrert i heisespillet. Dermed får vi redusert plassbe­ hov og vektbelastning på boredekket,mens den to­ tale vekten (innkl. hydraulikkaggregat) er sammenlign­ bart med et elektrisk heisespill. - Et hydraulisk heisespill vil ha et driftssikkert bremsesystem ved at motorene fungerer som brems. - Trinnløs kraftoverføring - Større borevaiertrommel som gir mindre borevaierslitasje Hydrauliske heisespill har vist stor driftssikkerhet og op­ erasjons vennlighet i de 10 årene de har vært i bruk. Vaiertrommelen drives av 24 aksialstempelpumper via de to mekaniske girkassene. Motorenes fortrengningsvolum er variabel, og kontrolleres av hydrauliske styreventiler. Motorens utgangsstilling er maksimal fortrengning, som minskes ved økt styretrykk. Motoren er vist på fig. 6.1.18. Ved gitt oljemengde og trykk, vil heisehastigheten øke og løftekraften reduseres etter hvert som motorens styreventiler reduserer deres fortrengning.

Boreutstyr

Fig. 6.1.18 Stillbar motor med styretrykksavhengig hydraulisk innstillingsmekanisme

Systemet omfatter også frikoblingsventiler som gjør at heisespillets lårehastighet kan økes ut over hydraulikkaggregatets kapasitet. Heisespillet har mekaniske bremser av skivebremsetypen. Brem­ sene er sviktsikre, dvs at de er fjærbelastet til lukket stilling og fri­ gjøres av hydraulikksylindere.De mekaniske bremsene benyttes normalt kun som parkeringsbremser, men er dimensjonert for å ta maksimal dynamisk last i en nødsituasjon. Figur 6.1.18 viser en hydraulikkmotor i detalj. Motortypen er beregnet for hydraulisk drift hvor sekundærregulering er nød­ vendig. Motoren har komplett innstillings-mekanisme for vinkler mellom 7 og 25 grader. Innstillingsmekanismen består av følgende komponenter: -

Sfærisk ventilplate (1) Innstillingsstempel (2) Tapp (3) Styrestempel (4) Justeringsskruer for reguleringsområd (5) Justeringsskruer for innstillingsvinkel (6)

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

SKJEMATISK OVERSIKT Komponent

Funksjon

Prinsipp/virkemåte

Ramme

Heisespillets bærende konstruksjon.

Sammensveisede stål­ bjelker påmontert deksel

Motor

Driver heisespillet

Elektriske likestrømsmotorer. Vanligvis to eller tre montert parallelt

Sum ytelse: 2500-3000 hk

Kraftover­ føring

Overføre dreiemoment til trommel/nokk. Gir utvidet mulighet for å optimalisere forholdet hastighet/dreiemoment med hensyn på hovedtrom.

Variable utvekslinger ved hjelp av akslinger tannhjul, kjeder og koplinger

Typisk kjede dim: 2 ’/2"

Hovedtrommel

Overføre kraft fra motorene via kraftoverføringen til borelina

Trommel montert på aksling lagret til ramme. Spor frest ut i trommelen

Typisk størrelse: *^>64,25" 36(National 1625DE)

Hovedbrems

Påføre hovedtrommelen bremsekraft. Er i stand til å stoppe på hovedtrommelen fullstendig

Mekanisk med bremse klosser. Manuelt oper. Vannkjølt. To separate bremser plassert i hovedtrommelens flenser

Typisk bremseflensdim: 62"~10,75" (Diam. ■^•Bredde) Eff. Bremsear: 3120 inch2

Hydraulisk hjelpebrems

Assistere hovedbremsen slik at belastning og slitasje på sistnevnte reduseres.

Turbinprinsipp. Montert aksielt til og forbundet med hovedtrommel via en frihjulskopling slik at hjelpebremsen kun aktiviseres når last senkes i brønn

Elektromag. hjelpebrems

Erstatter hydraulisk hjelpeb. Assisterer hovedbrems slik at belastning og slitasje på sistnevnte reduseres.

«Eddy-current» prinsipp. Montert aksielt til og forbundet med hoved­ trommel via en mekanisk kopling.

Sandlinesystem

Sandlina brukes ved spesielle heiseoperasjoner i brønnen, f.eks. kontinuerlig trykkmåling, rengjøring av borestreng m. m.

Ståltau spolet på egen trommel i heisespillet. Opererer via fast montert trinse i boretårnets topp. Trommel montert på nokkaksling. Separat brems

Ståltau: D V2-V8L 10 000-25 000 Trommel: 14"^57" (National 162501)

Nokker

To nokker montert på heise­ spillet. Benyttes ved over­ foring av moment til rortenger ved på- og fragjenging av rorlengder.

Montert på nokkaksling Aktiviseres ved hjelp av en trykkluftoperert kopling

Typisk nokkaksediam: 6"

Typisk data

Boreutstyr

6.2 Heiseutstyr Heiseutstyrets viktigste funksjoner er:

1. Sørge for løfting og låring av utstyr i brønnen. 2. Være oppheng for borestrengen under boring. Det er viktig at heiseutstyret er sterkt nok til å tåle de belastninger det blir utsatt for. Typisk merkebelastning for heiseutstyr som er brukt i Nordsjøen er 750 tonn.

6.2.1. Løpeblokk Løpeblokka virker som. forbindelse mellom boreline og krok. Trinser (sheaves) - Antall trinser i en blokk varierer fra 3 til 7. Alle moderne blokkonstruksjoner har trinsene montert på felles akse. Trinsene går på en midttapp, som er omsluttet av koniske rullelagre. Smøring skjer gjennom rilleboringer i midttappen, ved hjelp av fettnipler som er satt inn i tappens ende (eventuelt begge ender). Typisk diameter for trinsene ligger i området 40-50".

Jo mindre trinsediameteren er, desto større blir slitasjen på borelina (skarpere bøy - kordel gnir mot kordel). Konstruksjon - Alle produsenter erkjenner betydningen av strømlinjeform på blokka og huset (beskyttelsen). Dette betyr at de ytre flater holdes fri for utstikkende deler som, kan henge seg opp i tårnplattformen. Vektfordelingen i blokka påvirker dens arbeidsevne. En god kon­ struksjon holder tyngdepunktet så lavt som mulig. Dette bidrar til at blokka følger en mest mulig vertikal bane når den senkes uten belastning.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9.

Bearbeidet trinse Dobbeltrad med skrånende rullelagre Nipler for individuell smurning Sentertapp Tung trinsebeskyttelse Spor og trinse Strømlinjeformet hus Clevisplate av tungt stål Låstapp for bøyle

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7.

Støpt trinse Lagre Rolleboret smørekanal Trinsebeskyttelse Spor Lås for klaverbøyle Sikringslås for svivelbøyle

Fig. 6.2.2 Snitt gjennom løpeblokker

6.2.2. Toppblokk Toppblokken fungerer som oppheng for borelina og er fast montert i boretårnets topp. Vanligvis benyttes blokker med fra sju til ti trinser, montert på en felles sentertapp.

Fig. 6.2.3 Toppblokk (crown-block)

Boreutstyr

Blokk og krok i ett («combination hook blocks») Hensikten med å konstruere blokk og krok i ett, er å få en enhet som tar mindre plass enn det separat blokk og krok krever. Kapasiteten ligger som regel under 500 tonn, og disse blokkene brukes ved landboring der mast benyttes.

Fig. 6.2.4 Blokk og krok i ett

Hydrauliske kamre tjener som støtdempere når et rør er fragjenget og trekkes ut av bøssingen.

6.2.3. Hivkompensator Hivkompensatoren eliminerer bevegelse i hele borestrengen, fra svi veien til borekrona. Dette reduserer slitasjen mellom borestreng, BOP, stigerør og foringsrør.

Under boreoperasjonen gjør kompensatoren det mulig å holde konstant vekt på borekrona, selv om riggen beveger seg. Når riggen hever seg, presses kompensatorens sylindere sammen og kroken beveger seg nedover relativt til boredekket. Stempelet i sylinderen komprimerer luft gjennom slangen og inn i trykktankene for å holde det forut bestemte strekk. Når riggen beveger seg nedover, ekspan­ derer luft fra trykktanken til kompensatorens sylinder. Hivkompensatorens egenskaper kan kort summeres slik:

1. Den kompenserer for vertikal bevegelse av riggen. Ved for store bevegelser kan borekrona ødelegges og den kan kjøres fast i underlaget. 2. Minimaliserer slitasje inne i sikkerhetsventil, stigerør og foringsrør. 3. Resultatet blir høyere penetrasjonsrate fordi vi kan kontrollere at vekten på borekrona er konstant.

Hivkompensatoren er grundigere beskrevet i kapittel 6.7.6.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Fig. 6.2.5 Hivkompenseringssystem.Vetco

6.2.4. Styreskinner Styreskinnene skal sørge for at blokk/krok kun beveges i vertikalplanet.

Fig. 6.2.6 Styreskinner. West Ventu re

Fig. 6.2.7 Skjematisk fremstilling av styreskinnesystemet

Boreutstyr

Systemet består av to styreskinner montert i boretårnet. En ramme med ruller/hjul («guide dolly») fastmontert på løpeblokka styrer denne i forhold til styreskinnene.

6.2.5. Klave (Elevator) Manuell klave - Klaven er montert på kroken med skjeker. Den er tilpasset rørets flens og åpnes og lukkes manuelt. Manuelle klaver brukes til å løfte/låre forskjellige rørtyper.

Fig. 6.2.9 Låsesystem for manuell klave

F/g. 6.2.8 Bruk av manuell klave

Fig. 6.2.10 Manuell klave. Joy petroleum

Det finnes flere forskjellige typer manuelle klaver. Flaskehalsklave («bottleneck») er boret for utvendig oppstilte rør. Denne klavetypen blir mest brukt til borerørslengder. Kraveløftklave («collar-lift»). De maskinerte flatene på toppen av klaven løfter mot gjengemuffen. Når klaven ikke brukes, henger den mot siden av svivelen. Når klaven skal brukes, henges borestrengen opp i slipset. Svivel og drivrør plasseres i rottehullet («rat hole») og klaven er fri til å festes rundt borerøret.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Trykkluftoperert klave - klaven er montert på sjeker. Den opereres med trykkluft og gripetenner presses mot rørveggen når klaven lukkes.

F/g. 6.2.11 HTV elevator (Varco BX)

De mest moderne klavene betegnes HTV (Horisontal Til Vertikal). Disse klavene har innebygde sylindre som vrir klaven til ønsket vinkel. Dermed kan rør plukkes opp uansett vinkel

6.2.6. Boreline Med boreline menes ståltauet som er spolet på heiseverkets trom­ mel og strukket over toppblokka og løpeblokka. Borelinas oppgave er å bære last mellom toppblokk og løpeblokk.

Fig. 6.2.13 Typisk borelinekonstruksjon

Fig. 6.2.12 Borelinesystemet

Boreutstyr

6 x 19 seale med uavhengig ståltaukjerne

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

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

Borelina må ikke forveksles med sandlina eller lina som benyttes til kabelredskap. Et ståltau består av flere parter, vanligvis 6, lagt i spiral omkring en kjerne. Hver ståltaupart består igjen av et antall ståltråder lagt i spiral i ett eller flere lag. Ståltauets egenskaper bestemmes i stor grad ut fra visse grunn­ leggende konstruksjonstrckk:

a. Antall parter i tauet b. Antall og arrangement av trådene i partene c. Strekkfastheten til tråden d. Type kjerne i tauet e. Spesielle prosesser, f.eks. dødslagning f. Overtrekk og smøring. Ståltau kan leveres krysslått eller langslått. Krysslått ståltau inne­ bærer at partene og tauet har motsatt slagningsretning. I langslåtte tau har parter og tau samme slagningsretning. Vanligvis leveres høyre krysslått. I parallellslåtte ståltau er partene bygget opp av tråder med for­ skjellige tykkelser, slik at trådene i ett lag er parallelle med og understøttes i hele sin lengde av trådene i underliggende lag. Der­ med unngås deformering, slitasje og bøyespenning som oppstår mellom trådene ved konvensjonell slagning. Ulike typer: Seale, Filler og Warrington.

Høyre kryss-slått

Venstre kryss-slått

Fig. 6.2.15 Forskjellige slagningstyper

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

Fig. 6.2.14 Forskjellige ståltaukonstruksjoner

Type kjerne Ståltau leveres med fiberkjerne eller stålkjeme. Til fiberkjemer benyttes naturfiber og polypropylene (PP). PP kjerner gir best re­ sultat med hensyn til utmattingsfasthet, formstabilitet og levetid. Vektreduksjon på ferdig tau er 3-5% i forhold til naturfiber. Under framstilling av polypropylengarn foretas en fullstendig gjennomfetting. Det ferdige tauet får derved god innvendig smøring. Fiberkjerne forkortes FC (Fiber Core). Stålkjernen innsettes med spesialfett til beskyttelse mot korrosjon innenfra og for å redusere friksjon. Tau med stålkjerne tåler større radialtrykk enn tau med FC, men blir mindre bøyelige og ikke så lette å håndtere. Stålkjernen skrives forkortet IWRC («Independent Wire Rope Core»). En stålkjerne foretrekkes under følgende forhold:

1. Tauet utsettes for skiftende og ikke alltid beregnelige laster 2. Tauet spoles på trommelen i flere lag og under stort trykk

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

3. Tauet kan utsettes for høy temperatur, som vil føre til at fiber kjernen tørkes ut og blir sprø. Den vil dermed miste sin trykk motstand mot partene. 4. Tauet skal brukes i fuktige og korrosive omgivelser hvor det er sjanse for innvendig korrosjon til tross for grundig smøring.

Dødslagning Parter og tråder i et dødslått tau formes under produksjon for å få den spiralform de skal i det ferdige tauet. Dette fjerner trådenes og partenes tendens til å rette seg. Resultatet blir:

a. Ståltauet kan kuttes uten bendsling b. Mindre sjanse for kink eller feil c. Økt bøyemotstand d. Hver part bærer like stor del av lasten e. Enkle tråder som er brutt vil ikke stikke ut av tauet. De vil ligge flatt med bruddendene litt fra hverandre.

Boreliner Tauet utsettes for bøyning, vibrasjon, skrubbing og knusing på trom­ melen. Ståltaukonstruksjonen som vanligvis benyttes, er 6«->19 Seale, dødslått og høyre krysslått. Dessuten benyttes uavhengig stålkjerne i de fleste tilfeller.

riktig

galt

Fig. 6.2.16 Måling av ståltaudiameter

Avspoling: Når et ståltau skal spoles av en rommel eller kveil, må trommelen eller kveilen rotere. Et hvert forsøk på å trekke tau av en stasjonær trommel eller kveil, vil som regel resultere i en kink.

Fig. 6.2.I1 Avspoling fra trommel og kveil

Boreutstyr

Avs pol ing fra trommel Monter trommelen på en aksling som er opplagret i endene med bukker. Grip den frie enden av tauet, og gå vekk fra trommelen. Trom­ melen vil da rotere etter som tauet spoles av. En plankebit som presses mot en av trommelflensene, vil virke som en brems og hindre overspoling fra trommelen.

Avspoling fra kveil Lås fast den frie enden av tauet, og rull kveilen langs gulvet. Påse at det tauet som er i kveilen, holdes på plass og at ingen kinker opp­ står. Sørg for at gulvet er rent.

Spoling på vinsj eller trommel Når tau spoles på en vinsj eller en trommel, skal tauet bøyes i samme retning. Derfor skal tauet spoles fra toppen av en trommel til toppen av en annen, eller fra bunnen av en trommel til bunnen av en annen.

Galt

Fig. 6.2.18 Spoling på trommel

Det er også viktig at det er strekk i spilltauet for å sikre god spol­ ing på trommelen. En enkel brems, for eksempel en planke presset mot trommelflensen, vil gi tilfredsstillende strekk i tauet gjennom hele spolingen.

Kinkdannelse Hvis det ikke tas hensyn til de forholdsreglene vi har nevnt tidligere, vil det lett bli kinkdannelse på tauet. De forskjellige stadier i dannelsen av en kink er vist på figur 6.2.19. 1. Begynnelsen til en kink. Tauet har formet en løkke. Hvis løkken fjernes før tauet belastes, kan kinkdannelse unngås. 2. Tauet har blitt belastet og en kink er resultatet. Tauet er varig skadet og uskikket for videre bruk. 3. Partene og trådene som er blitt overbelastet, vil brekke etter kort

Ståltauklemmer 3.

Fig. 6.2.19 Dannelsen av en kink

Ståltauklemmer er enkle og effektive hjelpemidler som alternativ til håndspleising eller presslås. Det finnes flere typer klemmer, men ikke alle egner seg like godt til tau som benyttes i løfteinnretninger og redskap.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel I

1. «Fist-grip»: En av de sikreste klemmene er den såkalte «Fistgrip». Denne klemmen gir full bæreflate mot tauet, og den øker dermed holdekraften og gir høyere virkningsgrad. 2. U-bolt: U-boltklemmene monteres slik at klemmens sko ligger an mot hovedtauet, mens bøylen ligger an mot tauenden.

Oljedirektoratet og Sjøfartsdirektoratet tillater ikke bruk av Uboltklemmer på heisetau, løfteinnretninger, redskap o. 1. Ved bruk av klemmer er det viktig at klemmens dimensjon stem­ mer overens med tauets, og at det benyttes et tilstrekkelig antall.

Fig. 6.2.20 «Fist-grip»

Det er viktig at den første klemmen settes så nær kausen som mulig, for at kausen skal bli fast i øyet. Klemmene strammes godt, de midtre klemmene noe mer enn de ytre. Klemmene skal inspiseres regelmessig og trekkes til etter hvert som tauet strekker seg.

Fig. 6.2.2 / Ståltauk/emmer

5xd ,

Fig. 6.2.22 Montering av ståltauklemmer

Slitasje (kritiske punkter) - Uttrykket «kritiske punkter» refererer seg her til de punkt hvor normal slitasje er størst langs den lengde av borelinen som er i bruk. Slitasjepunkter (se figur 6.2.23.)

- Startpunkt (ut av hullet) - Startpunkt (ned i hullet) - Ved trommel flenser der hvor linen bøyes bakover.

Når belastningen overtas fra kilene (slips), vil de kritiske punk­ tene får hard medfart. Disse punktene befinner seg på toppen av toppblokktrinsene og i underkant av løpeblokktrinsene. Det kritiske punkt på dødtampen, hvor den forankrede enden av linen forlater siste trinse, flytter seg ikke. Alle de øvrige punktene flytter seg avhengig av om belastningen overtas for opp eller nedad­ gående.

Boreutstyr

Hensikten med lineslipp (slipping the line), fremgår av følgende: 1. Lineslitasjen er størst ved de kritiske punkter. 2. Ved å forskyve (slippe) lina, vil de kritiske punkter flyttes for linen er fullstendig utslitt. 3. Ved å slippe lina, vil mindre slitte deler blir flyttet til de kritiske punktene, mens de mer slitte får hvile.

Når lina skal slippes, løsnes festeklampene («tie-down-clamps») på borelinefestet (figur 6.2.24), med løpeblokka hengende i en spe­ siell line («hang-up-line») eller støttet opp på boredekket. Den ønskede lengde for slipp spoles på heisetrommelen og den samme lengden tas av reservespolen.

Størrelsen og utførelsen av borelina varierer. De vanligste diametrene i dag er: D/z", IVV og 2". Slitasje på borelina regnes ut etter Ton-miles.. Ton-miles. er lik kraft ganger veg, altså et mål for det arbeid som borelina har utført.

Borelinefeste («deadline anchor») Borelinefestet holder fast borelinas ene ende under normale riggoperasjoner. Dette gjøres på en måte som ikke skader borelina, og dessuten gir det en rask og sikker måte å mate frem ny line på når dette er nødvendig. Borelinefestet er montert til boredekket. Borelina er viklet 3 ganger rundt festets trommel og går så gjennom en klemme. Trom­ melen har tverrgående bolter festet til kantene, slik at lina ikke kan hoppe av ved plutselig slakk eller store bevegelser i lina. En aksling går gjennom fundamentet og trommelen slik at denne er dreibar. Borelina strekkes og trommelen dreies rundt den eksentriske akselen. Trommelens arm vil da bli løftet oppover, og belastningscellen vil utsettes for spenning. Cellen overfører denne belastningen til en vektindikator som viser kraft i borelina. Ved å bruke en vektskala som tilsvarer det antall liner vi bruker gjennom løpeblokka, kan vi se hvor stor vekt vi totalt har hengende i denne.

Fig. 6.2.24 Borelinefeste

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

6.2.7 Sylinderbasert heisesystem RamRig konseptet ble utviklet av Maritime Hydraulics AS (MH) i samarbeid med BP under en studie gjennomført i 1987. Konseptet ble vurdert som lovende med hensyn på reduksjon av vekt og investeringskostnad, men basisteknologien (hydraulikk) var ikke moden nok for realisering. Konseptet ble videreutviklet av MH i forbindelse med Saga sitt EFEX (Efficient Exploration) prosjekt i 1995. Siden 1987 hadde det vært en betydelig utvikling i forbind­ else med bruk av hydraulikk i store systemer, og Reading & Bates kontraherte den første RamRig som fikk navnet «lolair». Siden den gang er ytterligere 6 rigger levert eller er under bygging. I hovedsak er det heise- og kompenseringssystemet som skiller RamRig konseptet fra konvensjonelle rigger med boretårn (derrick), heisespill (drawworks) og topp kompensator (crown compensator). Dette resulterer i følgende positive effekter for RamRig kon­ septet sammenlignet med en konvensjonell riggløsning for flytende fartøyer: ( Lavere egenvekt (20-30%) som gir redusert kostnad og økt nyt­ telast for fartøyet. (En NORSOK II klasse RamRig for flyter veier ca 1200 tonn, mens en tilsvarende konvensjonell rigg veier 1400-1500 tonn. Kostnader ligger på ca Nkr 250 pr Kg for kom­ plette moduler) ( Lavere vertikalt tyngdepunkt (VCOG) som gir økt nyffelast (det vertikale tyngdepunktet ligger ca 10 m lavere for en RamRig. Dette gir inntil 1000 tonn økt dekkslastkapasitet for en halvt nedsenkbar rigg).

Heisesystemet Heisesystemet består av to hydrauliske sylindere (Rams) som støttes av to fagverksstrukturer (Ram Guide). Stempelstengene er

Fig. 6.2.25 RamRig heisesystem

Boreutstyr

festet til et løfteåk (travelling yoke), med 4 store ledeskiver. Heisevaiere er festet i et mekanisk justeringsarrangement under boredekket, og er ført over skivene i løfteåket. Den andre enden av heise vaierne er festet til tåmboremaskinen (top drive).

Støttestruktur (RamGuide) Støttestrukturene er sveiste, fagverkskonstruksjoner. Strukturene skal ikke bære vertikal nyttelast, men støtte de hydrauliske sylindrene og ta reaksjonskrefter fra tåmboremaskinen. Dette gjør at strukturene kan bygges betydelig lettere enn et konvensjonelt boretårn. I og med at RamRig konseptet ikke inkluderer toppkompensator, toppblokk og løpeblokk, blir også strukturen lavere (10-15 m) enn et konvensjonelt boretårn.

Sylindere (Rams) To hydrauliske sylindere er installert på boredekket. Den horison­ tale avstanden mellom sylindrene er 5-6 m. Sylindrene er montert på støtter (supports). Stempelstengene er festet til løfteåket. Over­ flaten på stempelstengene er beskyttet av keramikk. Nærhetsfølere er støpt inn i keramikken for å gi nøyaktig registrering av posisjon.

Løfteåk

Fig. 6.2.26 Løfteåk

Løfteåket er en boksstruktur, med innsveiste foringer for ledeskivenes akslinger. Akslingene er plassert lavt for å gi et lavt tyngdepunkt og dermed god stabilitet. Styreruller styrer åket langs styreskinner montert langs støttestrukturen.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Ledeskivene har stor diameter, og roterer med mindre enn 7 rpm når tåmboremaskinen beveges med 2 m/s. Hver skive har spor for to heisevaiere, pluss slamslange og kabler til tåmboremaskinen. Heisevaieme har en sikkerhetsfaktor mot brudd på 4-4,5, i motsening til borevaieren på en konvensjonell rigg som har en sikkerhets­ faktor på 2.

Heisevaier og strekkutjevningssystem

Fig. 6.2.11 Heisevaiere og strekkutjevningssystem

Heisevaieme er festet til et strekkutjevningssystem, montert un­ der boredekket. Systemet sikrer likt strekk i vaierne, selv om hver vaier har ulik lengde. Den andre enden av heisevaieme er festet til tåmboremaskinen. Levetidsberegninger indikerer at vaierne kan brukes mer enn 1 år før de skiftes.

Tårnboremaskin Tåmboremaskinen er montert i en styreramme («guide dolly») som går på samme skinner som løfteåket. Tåmboremaskinen er stan­ dard, bortsett fra at slamslangen monteres vertikalt.

H yd r au I i kksy st em Hydraulikksystemet består av de to hydraulikksylindrene, en hydraulisk kraftenhet (UPU), akkumukatorer og ventilblokker, nitrogenflasker og et elektrisk kontrollsystem. Funksjoner som kon­ troll av vekt på borekronen, automatisk kontroll av borehastighet og aktiv og passiv kompensering er inkludert i systemet.

Boreutstyr

Fig. 6.2.28 Hydraulikksystemet

Den hydrauliske kraftenheten består av 6-8 høytrykkspumper. Pumpene er aksialpumper, med toveis regulering av trykk og væskestrøm. Hver pumpe kan brukes til tårnboremaskinen eller løftesylindrene.

6.3 Rotasjonssystemet 6.3. I. Boredekksterminologi Rotasjonsbord - roterer borestrengen og borekrona. Heisespill - riggens heisemekanisme. Instrumentpanel («Drillers console») - riggens kontrollsenter for boreoperasjoner. Musehull («mouse hole») - foret hull nær rotasjonsbordet hvor borerørslengder plasseres når de skal festes til drivrøret og resten av borestrengen. Rottehull («Rat hole») - foret hull hvor drivrøret plasseres under trips.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Hundehus («Dog house») - skur brukt som borers kontor og lager­ plass. V-rampe («Pipe Ramp») - rampe brukt til å frakte rørledninger opp på boredekket. Rørbru («Cat walk») - gangvei mellom rørstablene. Heisetrommel

Manuell tang

Hundehus

Instrumentpanel (Driller's console) Rottehull (rat hole)

V-rampe (pipe ramp) Musehull (mouse hole)

Lagerrampe for borerør

Rørbru

Fig. 6.3.1 Boredekket

V

>

Arbeidsbenk

Stativ for gjengeoverganger

Kill/choke-manifold Luftvinsi

Rotasjonsbord

Rottehull

Luftvinsj

Instrumentpanel

Slamrørsmanifold

Hovedkontrollpanel

Fig. 6.3.2 Plassering av utstyr på bore­ dekket

Reservelinetrommel

Boreutstyr

Fig. 6.3.3 Rotasjonsbordet

6.3.2. Rotasjonsbordet De eneste synlige delene er beskyttelsesboksen («protective housing») og tannhjulenden («sprocket end») på den roterende drivakselen. Toppflaten gir rene arbeidsflater med sklisikkert fotgrep. Når det er installert, vil rotasjonsbordets topp være i plan med boredekket eller noen % tommer over. Alle lagre og tannhjul er plassert i et fundament, som er laget som en storkasse. Denne kassen kan være støpt eller sveiset sammen av tykke stålplater. Hovedgjennomføring

Fig. 6.3.4 Snitt gjennom rotasjonsbordet

Oljereservoar eller rom for oljesmøring lages som en integrert del av denne kassen. I kassen blir det samtidig laget hull for løftekroker.

Sammensetting av rotasjonsbord/dreieskive Sporene i kanten av dreieskiven gir feste for en låsebolt som skal holde skiven i ro når dette er ønskelig. Hovedlagrene er av kulelagertypen. Øvre og nedre slampakning er av pressformet neopren (gummiaktig plast) og holdes på plass av fjærer.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Beskyttelse

Dreieskive

Slampakning

Girenhet

Stålkuler Distanseskive

Bortsett fra smøring, er skifting av slampakninger alt vedlikehold rotasjonsbordet krever. Flere forskjellige arrangementer brukes for å låse fast dreie­ skiven. På enkelte modeller kan skiven låses mot rotasjon mot klokken (venstre), mens den er fri til å dreie med klokken (høyre). Andre låses mot bevegelse i begge retninger. Låseanordningen er festet til rotasjonsbordets ramme, og låsetappen («locking pin») eller sperrehaken går inn i et hakk i ytterkanten av skiven eller et spor i skjørtet («skirt»). For hensiktsmessig montering på boredekket er de fleste dreie­ skiver rektangulære ved dørknivå. På denne måten unngår man problemene med å skjære ut et sirkelrundt hull i boredekket. Drivakselen - Konstruksjonen kalles kapsel («capsule») eller patron («cartridge»), og den muliggjør fullstendig beskyttelse av utvendige og innvendige lagre i akslingen mot kontakt med boreslam. Den sikrer også riktig smøring og holder smøremiddelet på plass.

Slampakning

Fig. 6.3.5 En skisse av en moderne dreieskivesammenstilling

Konstruksjonen er vanligvis utstyrt med kulelagre.

Fig. 6.3.6 Drivakslingen

Boreutstyr

Tilleggsutstyr for rotasjonsbord Som nevnt tidligere, har rotasjonsbordet en dobbel funksjon:

1. Få redskapene i hullet til å rotere 2. Holde oppe borestrengen under trips. Hovedgjennomføring («master bushing»). Via hovedgjennomføringen overføres dreieskivenes roterende bevegelse til drivrørsgjennomføringen og drivrøret. Hovedgjen­ nomføringen utgjør også forbindelsen mellom dreieskiven og kilene («slips»).

Hovedgjennomføring i ett stykke

Hengslet hovedgjennomføring

Fig. 6.3.7 To forskjellige hovedgjennomføringer

De fleste rotasjonsbord har hovedgjennomføring i to separate eller sammensatte deler. For å angi den relative størrelsen eller kapa­ siteten på de forskjellige rotasjonsbord, oppgir produsenten hovedgjennomføringens åpningsdiameter (1616", 2716", 3716", 4716"). Hovedgjennomføringens åpningsdiameter kan reduseres ved hjelp av innlegg. Når man benytter kiler i dreieskiven, vil bakre ende av kilene passe enten på indre flate av hovedgjennomføringen (store rør) eller i ett av flere innlegg som benyttes til å redusere den effektive dia­ meteren av åpningen når man kjører mindre rør (se figur 6.3.9.).

Fig. 6.3.8 Hovedgjennomføring med skålinnsettinger av forskjellig størrelse

Fig. 6.3.9 Hovedgjennomføring med skålinnsetting og kiler

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

6.3.3 Tårnmontert boremaskin («top drive») Tårnmonterte boremaskiner har de senere årene erstattet bruk av drivrør. Fordelene med tårnmontert boremaskin kontra drivrør er bl.a.: - Mulig å bore med stand - Mulig å «back reame» ut av trangt hull - Mer effektiv retnings- og kjerneboring.

Operasjon med tårnmontert boremaskin er nærmere beskrevet i «Boreoperasjoner og boreteknikk».

3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13.

Elektrisk eller hydraulisk motor Girboks Girlås Svivel kopling Aktuator for tilting av skjekene Oppheng for skjekene Fleksible ledd, Innvendig BOP Momenttang, Skjeker Løfteklave.

Fig. 6.3.10 Tårnmontert boremaskin

Fig. 6.3.11 Installasjon, henholdsvis med (a) og uten krok (b)

Boreutstyr

a

c

b

e

Fig. 6.3.12 Bruk av tårnmontert boremaskin på flyterigg. a. Henting av rørlengde fra musehull, b.Tilkobling til borestreng, c. Boring, d. Tilkobling av «stand», e. Boring

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel I

Komponent

Funksjon

Prinsipp!virkemåte

Typiske data

Motor

Driver rotasjonsbordet motor

Elektrisk likestrøms-

Typisk effekt: 600 kW Vekt: 3,5 tonn

Kraftover­ føring

Omforme/optimalisere rotasjonshastighet/ dreiemoment.

Fast gir

Rotasjonsbord

Overføre dreiemoment fra motor via kraftover­ føring til drivrørsgjenføring og borestreng. Oppheng for borestreng ved på- og fragjenging av borerørslengder.

Pinionoverføring til tannkranshjul. Utskiftbare gjennom­ føringer (bushings).

Max. åpning: 50" Vekt: 2,5 tonn

Drivrørsgjennomføring

Overføre dreiemoment fra rotasjonsbord til dri vrør/borestreng.

Firkantdrev eller tappedrev. Ruller montert i gjennomføringen slik at drivrøret kan bevege seg fritt.

hex .drivrør L: 54" Df: 6" Dc: 6,812" (Data for Drilco 6" hex.kelly)

Drivrør

Overføre dreiemoment fra drivrørsgjennomføringen til (resten av) borestrengen.

Fire eller sekskantet drivrør.

Svivel

Oppheng for borestren­ gen. Sørge for fri rota­ sjon av borestrengen. Føre boreslam under trykk inn i borestrengen.

Henger i kroken .Verti­ kalt montert aksling med flens som roterer i rullelager. Enkelt utskiftbar pakning sikrer mot boreslamslekasje.

Typisk kap: 650 tonn Vekt: 7120 Ibs. (ContinentalEmsco LB650)

Tårnmontert boremaskin

Oppheng og drivenhet for borestrengen. Elektrisk eller hydrau­ lisk motor sørger for rotasjon av bore­ strengen.

Opphengt i krok eller i løpeblokk via adapter. Støttet av vogn som beveges i styreskinnene.

Typisk kapasitet 750 kw, 650 tonn. Max. dreiemoment 56.000 Nm.

Boreutstyr

6.4 Hjelpeutstyr til boring Med hjelpeutstyr til boring forstås kiler, tenger, spinnere, spidere m.m. Dette er utstyr som brukes ved arbeid på boredekket. Hjelpeutstyrets viktigste begrensninger er:

1. Påkjenninger i form av lastvekt (kiler) og dreiemoment (tenger, spinnere) 2. Slitasje 3. Behandling. De fleste komponenter finnes i duplikat på plattformen.

6.4.1. Manuelle tenger Tangen har en flerleddet mekanisme. På hver halvdel av tangkjeften er det en bøyle (håndtak) som benyttes når tengene åpnes/lukkes. Når tangen er lukket («latchet»), strammes eller åpnes gjengeforbindelsen ved hjelp av vinsj/nokk. Wirer er festet til tangen. Innsettinger i tangkjeften sørger for friksjon mot røret. Disse må skiftes når de er slitt for å hindre at tangen glipper.

Fig. 6.4.1 Manuell tang

6.4.2 Jernstativ («iron roughneck») En stor del av skadene på boredekket oppstår ved bruk av tenger. Særlig er det et problem at tengene henger løst. Da maskintangen («power tang») dukket opp med innebygget hydraulisk motor, var man ikke avhengig av vinsjkraft, og i stedet for å la tengene henge i en wire, kunne de monteres sammen i et sta­ tiv. Jernstativ («iron roughneck») er i prinsippet et stativ der to maskintenger og en spinner tang er montert. Spinneren er montert øverst. Når jernstativ brukes, tar maskintengene seg av stramming/løsing av gjengeforbindelsene.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Spinneren sørger for inn- eller utspinning av den løse gjengeforbindelsen. Det finnes flere typer jernstativ. De skiller seg hovedsaklig fra hverandre i hvordan røret plasseres på.

A. En type har et gjennomgående hull, slik at den må tres over enden av borestrengen når den skal av eller på. B. Den andre typen har dører/kjefter som kan åpnes eller lukkes som på en vanlig tang. Denne typen kan dermed kjøres på plass rundt borestrengen, inn fra siden. C. Det finnes også en type som foretar «Mousehole Connection». Stativet kan tippes over slik at det passer med den vinkelen drivrøret får. Et jernstativ består av et stativ med en bevegelig del som kan reguleres vertikalt, hensikten med dette er å posisjonere den i forhold til gjengeskjøtens høyde over boredekket.

Fig. 6.4.2 Bruk av manuelle tenger. West Venture

Klemmejustering

Fig. 6.4.4 Spinnertang

Fig. 6.4.3 Jernstativ («roughneck») Varco

Boreutstyr

6.4.3. Maskintang Dette er hydraulisk opererte tenger som brukes ved kjøring av foringsrør. Typisk vekt: 500 kg Typisk bredde/lengde: 65 cm/100 cm. Maskintangen har innebygget en hydraulisk motor som dreier tangkjeften rundt. Tangen utstyres med back-up wire, og gjengene strammes med det nødvendige moment uten bruk av manuelle rørtenger. Tangkjeften åpnes og lukkes ved hjelp av en hydraulisk ventil. Når tangen er lukket, brukes en hydraulisk motor til å rotere kjevene (vanligvis 3 stykker). Dreiemoment overføres til røret ved friksjon.

Fig. 6.4.5 Maskintang. Farr

Fig. 6.4.6 Maskintang sett fra siden. Farr

Fig. 6.4.7 Snitt gjennom maskintang. Farr

6.4.4. Kiler (slips) Når borestrengen ikke henger i kroken, henges den av i rotasjonsbordet ved hjelp av kiler (slips). Kilene er satt sammen av flere gripeelementer, til noe vi kan sammenligne med et belte. Det finnes manuelle kiler for borerør, vektrør og foringsrør

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Kile for foringsrør (Joy Petroleum Equipment)

Kile for borerør/vektrør (Joy Petroleum Equipment)

Fig. 6.4.8 Forskjellige typer manuelle kiler

De fleste riggene i Nordsjøen benytter automatiske kiler. På marke­ det finnes det i dag flere typer automatiske kiler sum kan lette boredekksarbeidernes jobb. Bruk av manuelle kiler skaper en ugunstig arbeidsstilling, samtidig som dekket ofte er glatt. Dette fører til at arbeiderne spenner seg unødig og bruker mye krefter når kilene skal settes/dras.

Kraftkiler («power slips») Kraftkiler finnes i flere utførelser. Et generelt problem er at de ikke passer til mer enn en rørdimensjon. Borestrengen er vanligvis sam­ mensatt av rør med forskjellige diametre, og dette betyr at vi må ha flere kiler. For at kraftkilene skal være særlig aktuelle i bruk, må det derfor være lett å skifte gripeelement til en annen rør-dimensjon eller skifte hele kilen. Et annet problem er at borestrengen må være skikkelig sentrert i kilene hvis de skal fungere bra. På flytende plattformer hender det ofte at borestrengen står litt eksentrisk i hovedgjennomføringen når kilene skal settes. Videre kan det være vanskelig å rotere borestrengen mens den henger i slipset. Alt dette har ført til en viss motstand mot å ta i bruk kraftkiler. Noen rigger har bare en kraftkile, og denne benyttes kun under tripping. Den passer til borerørene, slik at manuelle kiler må benyt­ tes til vektrørene. Likevel sparer man tid og ikke minst boredekksarbeiderne sparer krefter ved bruk av denne ene kraftkilen. Vi skal se på en del vanlige konstruksjoner for kraftkiler.

Spesialbygde kraftkiler Disse kilene er enten mekaniske eller pneumatiske (trykkluftoperererte). Kilene er stort sett bygget på samme prinsipp. Gripeelementene er bundet sammen med en ring. Kilen opereres ved at en arm som glir i et spor i ringen beveges opp og ned. Siden kraftenheten står fast på dekket kan altså kilen roteres.

Boreutstyr

Røret sentreres automatisk. Konstruksjonen har en mekanisme som gjør at ringen kan åpnes. Dermed kan kilen enkelt skyves til siden når den ikke er i bruk f.eks. ved boring. Kraftkilen har en innebygget sikkerhetsventil som gjør at gripeelementene låses hvis feil skulle oppstå i trykkluftsystemet. En sideport gjør at kilen kan trekkes ut til siden når den ikke er i bruk.

Mekanisk kile Kilen settes ved at borestrengen senkes forsiktig mens en mann trår på ringen slik at gripeelementene presses nedover og inn mot borerøret. Når elementene griper, medvirker også rørets bevegelse til å presse elementene nedover. Gripeelementene låses i nederste stil­ ling ved hjelp av en låseklo.

Når kilene skal løses ut, trår en mann på låsekloen, og borestrengen heves. Gripeelementene løses ut og beveger seg bort fra borerøret.

Fig. 6.4.9 Mekanisk kile.Varco. Lukket

Fig. 6.4.11 Mekanisk kile.Varco. Åpen

Fig. 6.4.10 Kraftkile. Varco

Fig. 6.4.12 Bruk av mekanisk kile

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

6.4.5. Kraftklaver Mekaniserte klaver er vanlige i forbindelse med setting av foringsrør. Klavene, er trykkluftopererte og fungerer nærmest som en kile. Klavene tres over rørets ende, og kilene klemmes inn nedenfor gjengepartiet. Klaven er også hengslet i siden slik at rørene kan settes inn fra siden. Ved setting av foringsrør brukes som regel en ekstra klave av denne, typen som en kraftkile («spider»).

Kraftkile

Fig. 6.4.13 Kraftklaver for foringsrør. Varco

Fig. 6.4.14 Kraftklave. BJ Hughes

6.4.6. Styrearm Dette er en hydraulisk arm som er montert på boredekket eller i boretårnet. Ved hjelp av en slik arm kan rørene håndteres uten at arbeiderne trenger å berøre dem. Bruken begrenser seg til skyving og styring av rør. Likevel er dette helt klart en vesentlig forbedring fra manuell drift, for eksempel ved håndtering av vektrør og foringsrør. Innheising av rør forårsaker en god del skader. Skadene skyldes som regel at arbeiderne forsøker å holde igjen et rør som svinger til siden. Hvis dette ikke lykkes, klemmes arbeiderne gjerne mellom det svingende røret og rør som står stablet i boretårnet. Styrearmen er spesielt anvendelig ved følgende operasjoner: 1. Assistere ved transport av borerør fra lagerrampe til boredekk 2. Styre røret ved sammenkoplinger («connections») 3. Sette røret tilbake under tripping.

Boreutstyr

Brukt som elevator (kilen er satt)

skjørt Brukt som spider (kilen er trukket tilbake)

Fig. 6.4.15 Snitt gjennom kraftklavene ved kjøring av foringsrør. Varco

Løpeblokk med styrestatiy (guide dolly)

Fig. 6.4.16 Styrearm montert på boredekket

Særlig er styrearmen til god hjelp ved håndtering av tunge rør. Rørene kan beveges opp og ned i kjevene på skråstilte ruller (se figur 6.4.17). Øvre styrearm

Skjeker Klave

Nedre styrearm

Styre-_ skinne

Rotasjonsbord

Fig. 6.4.18 Rørbehandlingssystem

Fig. 6.4.17 Styrearm brukt ved «tripping»

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Fig. 6.4.20 Tårnmontert boremaskin

Boreutstyr

Fig. 6.4.2 I

Hydraulisk roughneck

Fig. 6.4.22 Rørhåndteringssystemet på Visund plattformen

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Fig. 6.4.23 Styrearm

Fig. 6.4.24 Mekanisk fingerbord

Boreutstyr

6.4.7. Rørbehandlingssystem Et rørbehandlingssystem («racking system») består av 2 hydrau­ liske armer som brukes til å flytte rørseksjoner (stand) oppe på bore­ dekket. Det meste av dette arbeidet består i transport mellom rotasjonsbordet og lagringsplassen, «set-back area» (se figur 6.3.2). For å kunne utnytte rørbehandlingssystemet fullt ut, må riggen også ha mekanisert fingerbord og trekkbar blokk («retractable block»).

Fig. 6.4.25 Komplett rørbehandlingssystem. BJ Hughes

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Med trekkbar blokk menes at blokka kan trekkes ut fra senter i boretårnet og kjøres opp og ned selv om et rør stikker opp fra rota­ sjonsbordet.

Fig. 6.4.26 Trekkbar blokk «WestVenture»

Noen plattformer (Nortrym) har et ufullstendig system bestående av en styrearm nede på boredekket og en boretåmshånd («derrick hand») montert oppe i boretårnet, vanligvis i plan med tåmplattformen. «Derrick hand» kan bare beveges fram og tilbake. Dette gjør at rørseksjonene må håndteres manuelt når de skal plasseres i fingerbordet. Kjeven er leddet og styres automatisk, som skissert på figu­ ren. Et komplett rørbehandlingssystem består som regel av to hydrau­ liske armer, montert oppe i boretårnet. Armene opereres fra hver sin kontrollstasjon plassert oppe i boretårnet i nærheten av armene. Når en rørseksjon skal flyttes, gjøres dette ved at nedre arm løfter seksjonen ved å ta tak rundt den nederste rørskjøten. Den øvre armen har som oppgave å styre øvre ende av rørseksjonen. All bevegelse av den nederste armen styres fra et kontrollrom montert i boretårnet og i plan med armen. Rørstabling med to armer innebærer visse problemer siden den nederste armen er festet ved nederste gjengeskjøt. Det vil si at det nederste røret i seksjonen kan svinge ganske kraftig ut hvis armenes bevegelse ikke synkroniseres.

Boreutstyr

Hele rørseksjonen vil svinge tilnærmet som en streng med to knutepunkter, og dette kan føre til skader på boredekkspersonellet. Tårnmannens arbeidssituasjon bedres betraktelig ved innføring av automatiske rørbehandlingssystemer. På manuelle rigger fore­ kommer det at tårnmannen faller utenfor tåmplattformen. Denne faren elimineres i og med at han sitter inne i et oppvarmet bur.

Fingerbordet (Fingerboard) Fingerbordet er plassert omtrent 30 m oppe i boretårnet og på de vanlige riggene betjenes dette helt manuelt. Det vil si at tårnmannen står ute på tårnplattformen og fører seksjoner med borerør ut eller inn i fingerbordet. Fingerbordet er delt inn i «celler» som hver kan holde ett rør. Hver celle stenges ved hjelp av en stålfinger som lukkes foran røret.

Mekanisert fingerbord Mekaniserte fingerbord har celler som kan åpnes og lukkes fra tårn­ mannens kontrollrom. Et slikt fingerbord brukes i forbindelse med rørbehandlingssy stem.

Fig. 6.4.21 Mekanisk fingerbord

Fig. 6.4.28 Finger

Tårnmannen sitter inne i kontrollrommet oppe i boretårnet og kjører inn og ut rør ved hjelp av den øvre styrearmen. Hvilken celle i fingerbordet som skal åpnes eller lukkes, dirigerer han fra panelet. En ulempe er at det blir svært mange brytere. Fingrene åpnes ved hjelp av trykkluft eller hydraulikk. Et elek­ trisk signal fra kontrollpanelet brukes for å aktivisere systemet. Fingrene har fargekoder for å bedre oversikten. Ved hjelp av en sylinder kan fingeren vippes opp i vertikal, dvs. åpen stilling.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

6.4.8 Hjelpeutstyr

Fig. 6.4.29 «Bit breaker» plate

1. «Bit Breaker» plater Plasseres i rotasjonsbordets åpning og benyttes ved montering/demontering av borekroner. Denne funksjonen er integrert i siste gen­ erasjon av «iron rougleneck».

Fig. 6.4.30 Kjedetenger

2. Kjedetenger Brukes til manuell sammenskruing av borerør.

Fig. 6.4.31 Manuell rørløfter

3. Manuell rørløfter

Boreutstyr

Brukes for nøyaktig plassering av rør. 4. Forskjellige belter Beltene skal benyttes ved arbeider i boretårnet. 5. Redskap for løfting av gjennomføringer og skålinnsettinger

6.4.9 Rørhåndteringsmaskin Utstyr for materialtransport fra lager til boredekk, ut over dekkskraner, er i ferd med å lovfestes av Oljedirektoratet. Flere løsninger er installert opp gjennom årene, og vi tar her bare med et eksempel fra Snorre TLP. Systemet er vist på figur 6.4.34 og består av en traverskran og to skinneganger med vog­ ner. Materiale lastes/losses i vognene via traverskranen og vognene beveger seg langs skinnegangen fra rørlager til boredekk via et tannstangsystem. Fig. 6.4.33 Løfteredskap for foringer

Komponent

Funksjon

Prinsipp/virkemåte

Typiske data

Drivrørsspinner

Rotasjon av drivrør ved på-(evt.fra-)skruing av borerørslenger.

Montert mellom svivel og drivrør. Trykkluft eller hydraulisk operert

Max dreiemoment: 2600 ft.lbs. Max. rotasjonshast: 175 RPM

Spinner

Brukes ved påskruing av borerør.

Trykkluftoperert Henger i boretårnet.

Arbeidstrykk: 150 psi Vekt: 700 Ibs

Manuell rørtang

Brukes ved sammenskruing av borerør for å oppnå tilfredsstillende moment på koblinger og for å bryte opp koblingen ved fastskruing.

Rørtang som kan låses rundt det aktuelle rør. Henger i ståltau festet i boretårnet.

Dimensjon varierer fra 31/2" til 20"

Kraftoperert Brukes ved på- evt, frarørtang skruing av foringsrør.

Hydraulisk eller trykkluft­ operert. Henger i boretårnet. Innebygd momentindikator.

Dimensjon: 23/8"-16" Kapasitet: 15.000 ft/lbs.

Manuell kile

Kiler hengslet sammen. Utskiftbare gripetenner. Manuelt operert.

Kile fast borestrengen i rota­ sjonsbordet. Brukes bl .a. ved «tripping» og ellers når en ny borerørslengde skal skrues av/på.

Kraftoperert Prinsipp som manuell kile. kile Brukes spesielt ved kiling av større rørdimensjoner, f.eks. foringsrør.

Kiler hengslet sammen. Utskiftbare gripetenner. Operert via en arm som kan heves/senkes med trykkluft.

Foringsrørspider

Kropp med utskiftbare kiler. Trykkluftoperert (kan også brukes som elevator).

Plasert på rotasjonsbordet. Brukes som kraftoperert kile ved setting av foringsrør.

Kapasitet: 500-700 tonn

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Fig. 6.4.34 Snorre TLP. Rørhåndtering

6.5. Borest rengen Borestrengen består av borerør, gjengemuffer («tool-joints»), vektrør («drill Collar») og diverse tilleggsutstyr. Dette tilleggsutstyret inkluderer stabilisatorer («stabilizers»), utvidere («reamers») og gjengeoverganger («subs»).

Boreutstyr

6.5.1. Borerøret Selv om en borerørslengde ikke er komplett uten gjengepartiene, skal vi her behandle hver del separat. Forhåpentligvis vil dette gi en klarere beskrivelse av hvert emne. Borerør er stålrør (eller aluminiumsrør) som brukes til å overføre dreiemoment til borekronen på bunnen av hullet.

Fig. 6.5.1 Borerør

Identifikasjon og klassifisering av borerør Borerørene produseres etter APIs forskrifter. Rørene klassifiseres etter ytre diameter, lengde og styrke. 1. Ytre diameter

- Viktig for tilpassing av tenger, klaver og kiler.

2.Lengde

- Rørene leveres i følgende standardlengder Klasse 1: 18-22 ft 11: 27-30 ft 111: 38—45 ft Legg merke til at disse lengdene ikke inkluderer gjengepartiene.

3. Styrke

- Borerør leveres i flere forskjellige ståltyper med varierende styrke.

Fig. 6.5.2 Klassifisering av borerør

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel I

BORERØR VEKTKODE 1 Size, OD inches

2 Nominal Wt. lb per ft

3 Wall Thickness inches

4 Weight Code Number

2!/2"

4,85 6,65

190 280

1 2

2/2"

6,85 10,40

217 362

1 2

3!6"

9,50 13,30 15,50

254 368 449

1 2 3

4"

11,85 14,00 15,70

262 330 380

1 2 3

4/2"

13,75 16,60 20,00 22,82 24,66 25,50

271 337 430 500 550 575

1 2 3 4 5 6

5"

16,25 19,50 25,60

296 362 500

1 2 3

516”

19,20 21,90 24,70

304 361 415

1 2 3

6/2"

25,20

330

2

Skader på borerør Tretthetsbrudd er den mest vanlige grunnen til at borerør ødelegges. Dette skjer oftest i området der kilene settes og skyldes riper i røret. Ripene lages når røret vris i kilene. Et tretthetsbrudd kan vise seg som et hull og betegnes da ofte ut­ vasking («wash-out»). Når bruddet er firkantet eller spiralformet, kalles det avvriing («twist off»). I begge tilfeller er dette feil an­ vendelse av begreper. En utvasking forekommer når boreslam presses gjennom en liten åpning i metallet som skyldes slitasje. Faste partikler i boreslammet gjør at det virker som slipemiddel. Tilfellene av tretthetsbrudd kan deles inn i tre grupper.

Boreutstyr

1. Rent tretthetsbrudd Brudd uten noen synlig årsak. Slike brudd skyldes enten at belast­ ningen går ut over flytegrensen til materialet, eller at antall belastninger/avlastninger blir for stort. Problemet er særlig aktuelt i hull med store retningsforandringer.

2. Tretthetsbrudd forårsaket av riper

Fig. 6.5.3 Bøying av borerør

Skader på overflaten, mekaniske eller metallurgiske (støpefeil), har stor innvirkning på rørets styrke. I tillegg til at stålets struktur øde­ legges, vil en slik skade føre til en belastningskonsentrasjon på skadestedet. Vi skal kort liste opp en del årsaker til overflateskader:

A: B: C: D:

Fig. 6.5.4 Spenningsveksling ved rotasjon av bøyd rør

Bruk av kiler Bruk av tenger Bruk av spinnertang Skader forårsaket ved påsveising av gjengepartiene (varme).

Merker etter tengene er de overflateskadene som ser alvorligst ut. De kan ofte være lange, dype og med skarpe kanter. Men siden de går på tvers av røret, fører de sjelden til brudd ved rotasjon. Ved avvik fra vertikalen vil imidlertid selv den minste tversgående skade føre til belastningskonsentrasjon. Tretthetsbrudd finner sted der bøyingen er konsentrert. I borerøret er rørveggen mye tynnere enn veggen i gjengemuffen og bøyes lettere. Det meste av bøyingen vil altså finne sted i selve borerøret, og de fleste feil vil finne sted her. Bøying utvider sprekkene. Fibrene på yttersiden av bøyen er i strekk, mens fibrene på innersiden trykkes sammen. Etter en halv omdreining vil situasjonen være motsatt. Fibrene som var under strekk er nå under trykk og omvendt. Når rørene roterer i hullet, foregår slik veksling mellom strekk og trykk i fibrene kontinuerlig. Overflatesprekker utvides hver gang de kommer på strekksiden i bendet. Bruk av tenger på selve borerøret må derfor ikke forekomme. Begge tengene bør brukes når gjengene skal strammes eller løses ut. Hvis bare en av tengene benyttes, kan røret vri seg i kilene, og dype riper blir resultatet. Disse ripene går som regel på tvers av røret, men kan også ha spiralform hvis røret glir ned. Gjengepartiet bør være så nærme rotasjonsbordet som mulig når gjengeskjøtene strammes/løses ut. Hvis gjengepartiet plasseres mer enn en viss høyde over kilene, har ikke røret nok styrke til å motstå bending. Denne høyden varierer med momentet gjengene strammes med. For dårlig stramming av gjengeforbindelsene har flere uheldige virkninger: 1. Ødelegger gjengene 2. Stramming under boring.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Det kan virke urimelig, men vanskeligheter med å løsne gjengeforbindelsene skyldes vanligvis utilstrekkelig stramming. Dette tillater at boreslam vasker gjennom gjengene og fjerner smøremiddelet (dope). Smøremiddelet erstattes av slam som jo er et dårlig smøremiddel. Rotasjonsbordets kiler (slips) har gripeflater som normalt ikke skader borerøret. Hvis kilene er dårlig vedlikeholdt (slitte gripe­ flater), kan røret skades. Kiler med slitte eller feil innsatt gripeelementer, kan føre til at et fåtall tenner bærer hele vekten av bore­ strengen. Dette fører til dype riper, og potensiell bruddfare. Rotasjon av borestrengen mens den henger i kilene, kan føre til tversgående riper hvis borerøret beveger seg i kilene.

Slitt rotasjonsbord

Deformert kile------

Fig. 6.5.5 Klemmeskader på grunn av slitt hovedgjennomføring

Skader i området der kilene settes, spesielt klemmeskader, skyldes slitt rotasjonsbord, hovedgjennomføring, skålinnsetting eller kiler. Skadene oppstår særlig når en kombinasjon av nytt og gammelt utstyr brukes. Hvis kilene er feilaktig dimensjonert, oppstår også skader på borerøret fordi gripeflaten reduseres.

Fig. 6.5.6 Bruk av feilaktig kilestørreise

Gamle og nye gripeelementer må aldri brukes sammen, fordi dette både kan føre til skader på borerør og kiler. Å stoppe nedadgående bevegelse med kilene kan forårsake sammen-klemming av røret i området rundt kilene og ekstra belastning

Boreutstyr

på rotasjonsbordet. Hvis røret ikke holdes av kilene, må gripeelementene skiftes øyeblikkelig. I verste fall kan man miste hele borestrengen. Stor påkjenning på rotasjonsbord

Fig. 6.5.7 Skader på grunn av en kombinasjon av nye og overhalte gripeelementer

Fig. 6.5.8 Skader på grunn av bevegelse når kilen

settes

Hvis borerøret glir ned gjennom kilene til gjengepartiet treffer kil­ ene, kan dette føre til at hele borestrengen gjør et hopp og kilene føres ut av hovedgjennomføringen. Faren for å miste hele bore­ strengen er da stor.

3. Tretthetsbrudd på grunn av korrosjon Tretthetsbrudd i korrosivt miljø er en vanlig årsak til skader på borestrengen. Hydrogensulfid (H2S), karbondioksyd (CO2) og syre i boreslammet øker korrosjonen. Det samme er tilfelle med salt. Som vi tidligere har vært inne på, gjennomgår borerørene en kon­ tinuerlig spenningsforandring mellom trykk og strekk. På grunn av dette utvikles sprekker i rørenes overflate. Hvis vi i tillegg borer i et korrosivt miljø, vil tretthetsbrudd fremskyndes.

Skader i overgangssonene Borerørene umiddelbart over vektrørene er mest utsatt for bøying. Vektrørene er motstandsdyktige på grunn av sin tykke vegg. Rørene bøyes spesielt mye når strengens vekt reduseres fra overflaten (kompresjon). For å redusere faren for brudd i denne sonen anbefales bruk av tykkveggede borerør. Hvis slike borerør ikke kan skaffes, er det en god regel at to stands over vektrørene settes til side under hver uttrekking. Disse rørene kan så benyttes lenger oppe i strengene.

Kritiske rotasjonshastigheter Kritiske rotasjonshastigheter kan skape vibrasjoner i borestrengen og er ofte skyld i tretthetsbrudd og unormal slitasje. Kritiske rota­

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

sjonshastigheter varierer med borestrengens lengde og størrelse samt borehullets diameter. Unormal stort dreiemoment på rota­ sjonsbordet og synlige vibrasjoner i strengen varsler om at hastig­ heten ligger i det kritiske område. Kritiske rotasjonshastigheter er indikert i tabeller sammen med borestrengens lengde og størrelse.

Fig. 6.5.10 Gjengemuffe

Fig. 6.5.9 Gjengemuffen skal ikke sitte i kilen

Fig. 6.5.I1 Gjengemuffer

Behandling og vedlikehold Utvendige («pin») og innvendige («box») gjengepartier og skuldre må først og fremst være grundig rengjort for de skrus sammen. Dette lønner seg fordi de:

Boreutstyr

1. Fjerner materiale og sikrer skikkelig sammenskruing. 2. Forenkler inspeksjon av gjengene. 3. Forlenger forbindelsenes levetid ved at partikler som kan virke som slipemiddel fjernes. Skadede gjengepartier må aldri kjøres ned i hullet. Gjengebeskyttere av stål skal benyttes når rør flyttes og settes tilside («racking»). Når borerør løftes eller låres, skal aldri gjengepartiene støte mot metall. Når røret kjøres ut av hullet, må klaven holdes igjen så den ikke kommer i kontakt med utsiden av bøssingen. Videre skal ikke tappen støte mot skulderen på bøssingen ved sammenskruing (rik­ tig montering). Gjengepartiene utsettes for store påkjenninger. Riper og fastbrenning kan forekomme hvis det ikke er smøremiddel på gjengene. Vanlige smøremidler har ikke nok styrke til å holde gjengene fra hverandre (danne belegg). Derfor brukes midler med innhold av metalliske fy Uere. Disse vaskes ikke så lett ut og tåler store påkjen­ ninger uten å brytes ned. Smøremidlene inneholder 40-60 vektprosent finmalt, metallisk zink (Zi). Smøremidler med mer enn 60 vektprosent metallisk bly (Pb), brukes på vektrørenes gjengepartier. Smøremidlene må ikke tynnes ut for lettere påsmøring i kaldt vær. Uttynning nedsetter innholdet av metallisk materiale og effek­ tiviteten avtar. Legg merke til at lavfriksjons smøremidler under ingen omsten­ dighet må benyttes, fordi dette fører til at gjengepartiene strammes for mye.

Gjengemuffeslingring («Tool Joint Wobble») Bevegelse mellom gjengene i tapp og bøssing skal ikke forekomme. Likevel kan dette hende hvis skuldrene ikke er riktig tilpasset eller strammingen er utilstrekkelig. Den vanligste indikasjon på løse gjengeforbindelser er at tappene er tørre. Dette viser at gjengeforbindelsen ikke er trykktett. Smøremiddelet presses ut og erstattes av boreslam. Gjengene slites der boreslammet ligger og vi får «skarpe gjenger»

Smøremiddel

Fig. 6.5.12 Slingring (wobbling)

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Etter som gjengene slites ned, øker faren for brudd i gjengene. Når et slikt gjengeparti skal løses ut, kan de skadede gjengene foldes og gjøre frakopling umulig.

Innkjøring i hullet (trip in) Gjengeforbindelsens tapp må styres uten å treffe bøssingens skul­ der. Røret roteres deretter sakte for å sikre at gjengene går riktig. Et­ ter at røret er spunnet på, strammes gjengeskjøten med tengene til riktig moment. Husk at gjengeforbindelsen bare har skuldertetning, og for å hin­ dre utvasking av smøremiddel, må riktig moment brukes samtidig som skuldre og gjengeparti skal være rene.

Tetning i skulderpartiet

Fig. 6.5.13 Skuldertetning

Boremaskinens slitasjestykke skrus sammen med hvert enkelt borerør i strengen. Gjengene på denne må derfor sjekkes spesielt slik at ikke alle borerørene skades. Utvendig slitasje på gjengepartiet svekker dets styrke. Skulderarealet og torsjonsstyrken til bøssingen reduseres. Et spesielt belegg legges derfor på utsiden av bøssingen for å minske slitasjen («hardfacing»). Belegget er wolframkarbid.

Kjøring ut av hullet (trip out) Som ved kjøring inn i hullet er det viktig at kilene ikke settes før røret er stanset. Begge tengene bør brukes når gjengeforbindelsene skal løses ut. «Breakout» moment skal ligge i størrelsesorden 80-90% av «makeup» momentet. En god regel er å løse ut gjengene på forskjel­ lige steder for hver uttrekking. Slik at hvert gjengeparti kan sjekkes med jevne mellomrom. Dette kan forhindre slingring og påfølgende utvasking av smøremiddel. Når rørene skal legges ned og lagres, bør følgende prosedyre følges:

A: B:

Gjengepartiene og rørene vaskes utvendig og innvendig med ferskvann. Gjenger og skuldre smøres med et rusthindrende middel hvis rørene skal lagres i et lengre tidsrom.

Boreutstyr

C:

D:

Gjengebeskyttere skal benyttes. Vær nøye med at beskytterne skrus skikkelig på. Påse at ingen av rørene er bøyde. Bøyde rør fører til økt slitasje både på rør og gjengepartier. Bruk trestykker som mellomlegg når rørene skal lagres.

6.5.2. Vektrør Vektrørenes funksjon er hovedsakelig:

A: B: C: D:

Skaffe vekt til borekrona (WOB). Sørge for nok vekt til at borerørene holdes i strekk. Ved hjelp av pendeleffekt holde hullet på en tilnærmet vertikal kurs eller stabilisere retningen. Støtte og stabilisere borekronen for at den delen av hullet som bores skal ligge på linje med den delen som allerede er ferdig.

A. Vekt på borekrona Nødvendig vekt på borekrona avhenger av hvilken formasjon man borer i, hullets diameter, borekronetype og hullets tendens til å avvike fra vertikalen (eller annen kurs). Standard vektrør er 30 ft lange. Vekten avhenger av veggtykkelsen. Ytre diameter velges så nær hullets diameter som mulig: 6 !4" vektrør i 8 !4" hull 8" vektrør i 12 4" hull

Indre diameter velges stor nok til å sikre slamsirkulasjon med min­ imum trykktap. Tilsynelatende vekt (apparent weight) av rørene i luft er større enn vekten nedsenket i boreslam der de får en oppdrift lik vekten av den fortrengte væske-mengde. Jo større tetthet boreslammet har, desto større blir oppdriften. Erfaringer viser at vektrørenes tyngde bør overstige den nødvendige vekt på borekrona med 10-30 % (brukes til strekk). Eksempel: Boring av en rett, vertikal brønn med 12 *4" borekrone. Ønsket vekt på borekronen er 20 000 kg. Boreslammets tetthet er 1,2 • 103 kg/m3. Vektrørene skal være 9" • 3" (9" ytre diameter og 3" indre diameter). Disse veier 285 kg/m. Stålets tetthet er 7,8 • 103 kg/m3 Finn den nødvendige lengde vektrør.

stål - slam 7,1-1,2 Løsning: Oppdnftsfaktor (B) = ------- —---- = ----------- = 0,847 stal 7,8 t

■

Vi er altså ute etter å finne den nødvendige lengde vektrør og går veien om tilsynelatende vekt i luft.

mi i t a w i rt Tilsynelatende vekt i luft:

20 000 kg v ————— = 23 613 kg

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Nødvendig lengde blir da: LDC =

2 613 k 285 kg/m

T Vekt på borekrone r n LDC = ------- , .r p ,-------------- ;--------- t [m] Oppdnftsfaktor • Enhetsvekt

= 82,9 m

(Formel)

I tillegg skal vi ha 20% til strekk dvs: LDC =

82,9 m • 1 (\8

103,6 m

B. Holde borerørene i strekk All vekt som skal overføres til borekrona stammer fra vektrørene. I tillegg skal vektrørene ha nok tyngde til å holde strekk i borerørene. Hvis vektrørene ikke har nok tyngde, kan det være nødvendig å bore under kompresjon. Når borestrengen utsettes for kompresjon, bøyes den og tretthetsbrudd i borerørene blir resultatet. Som nevnt tidligere regner vi vanligvis at 10-30 % av vektrørene sørger for strekk, mens de resterende 70-90 % skaffer nødvendig vekt til borekrona.

Tilstrekkelig mengde vektrør holder borerørene i strekk

Fig. 6.5.14 Vektrørenes betydning med henhold til strekk

C. Pendeleffekt Pendellengden er avstanden fra borekrona til laveste tangeringspunkt (strengen er i kontakt med hullveggen). Det er ønskelig at dette punktet ligger så høyt som mulig , slik at pendelen blir lengst mulig. Jo lenger pendelen er, desto større blir pendelkraften som «trekker,» hullet inn mot vertikalen.

Boreutstyr

formasjonen

Fig. 6.5.15 Pendeleffekten

Fig. 6.5.16 Bøying av vektrør

D. Stabilisere borekrona Store, tunge vektrør umiddelbart over borekrona stabiliserer bore­ strengen i hullet og tvinger borekrona til å følge hullets retning. En ustabil borekrone kan gi et overdimensjonert hull. Dette fører til unormalt høy borekroneslitasje og lav penetrasjonsrate. God sta­ bilisering gir altså hurtigere borefremskritt og lenger levetid for borekrona.

Skader på vektrør Borerørenes skader forekommer som regel i selve røret. I vektrøret derimot er gjengepartiene mest utsatt. Dette skyldes at gjengepartiene bøyes lettere enn den tykke rør­ veggen, og som vi har sett, skjer tretthetsbrudd der bøyingen er kon­ sentrert. Hvis vi ser på et enkelt vektrør, kan det synes utrolig at det skal kunne bøyes. Betrakter vi derimot et stand som står i boretårnet, ser vi en tydelig bøyning. Tretthetsbrudd oppstår i områder med belastningskonsentrasjon. I et vektrør finne vi to hovedområder der belastningen konsentreres (se figur 6.5.17). Når gjengepartiene er skikkelig skrudd sammen, støtter skuldrene tappen slik at den holdes fast i bøssingen. Det svakeste området er i bunnen av bøssingen, nær tappens ende. Det andre stedet der brudd ofte forekommer, er første eller andre gjenge på tappen. Hvis rørene ikke er skikkelig skrudd sammen, gir ikke skuldrene nok støtte til tappen ved bøying. Hvis skuldrene er for smale, gir de heller ikke tilstrekkelig støtte til tappen. I begge til­ feller får vi belastningskonsentrasjon.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Fig. 6.5.1 7 Skader i gjengepartiet (vektrør)

Fig. 6.5.18 Belastningskonsentrasjoner ved rotasjon

Karakteristisk for slike løse gjengeforbindelser er at tappen er tørr og at skulderområdet får en matt, grå farve. Dette kommer av at smøremiddelet vaskes ut av boreslam. Hver gang skulderen åpnes under strekk, presses væske inn i gjengepartiet. Væsken strømmer ut når skulderen utsettes for kompresjon. Denne stadige væskesirkulasjonen sliter på metallet på skuldrene og frembringer den karakteristiske grå farven.

Vektrørenes gjengepartier Erfaring har vist at metallet i bøssingen (Y), bør være 2 ¥2" ganger sterkere enn metallet i tappen (X).

Behandling av vektrør

Fig. 6.5.19 Gjengepartiet

Fig. 6.5.20 Forskjellige typer vektrør

Vektrør er tunge og kan være vanskelige å håndtere. Gjengebeskyttere skal være montert i begge ender såvel under lagring som trans­ port. Når rørene skal løftes opp til boredekket, brukes løftenippler eller gjengeoverganger for løfting. Før rørene skrus sammen skal gjengepartiene være grundig rengjort og påført et lag smøremiddel (dope). Rørene stabbes for­ siktig for å unngå skade på gjengene. Rørene bør skrus sammen med kjedetang før de strammes skikkelig. De runde vektrørene er de vanligste. Spiralfreste rør brukes for å hindre differential wall sticking. På grunn av differensialtrykk kan røret suges fast til brønnveggen i enkelte tilfeller. Spiralformen gir mindre anleggsflate og gjør det lettere å trekke løs borestrengen. Den firkantede typen brukes til å opprettholde hullets retning ved boring i bløte formasjoner. De kantede sidene til røret gir lange flater med veggkontakt, mens de flate sidene muliggjør slamsirkulasjon.

Boreutstyr

6.5.3. Gjengeoverganger (subs) Tilpasningsstykker benyttes ved sammenkoplinger av gjengemuffer med forskjellige gjenger og mellom rør med forskjellig diameter. Gjengeovergang med overkryssing: brukes mellom to gjenge­ muffer med forskjellige gjenger. Gjengeovergang til vektrør: brukes mellom borerør og vektrør. Bitgjengeovergang: brukes mellom vektrør og borekrone.

Fig. 6.5.21 Forskjellige gjengeoverganger

6.5.4. Løftemuffer/nipler Både kvadratiske skuldre (90°) og flaskehalsskuldre (18°) er stan­ dard på gjengemuffenes bøssinger. Det er viktig at den løftemuffen som benyttes har skuldre som passer til klaven.

Fig. 6.5.22 Løftenipler

6.5.5. Sikringsklemmer Sikringsklemmen er et nødvendig redskap når vektrør skal henges av i kilene. Særlig bør en være nøye med å bruke sikringsklemme når vektrørene er glatte på utsiden og strengen ikke gir tilstrekkelig vekt til at gripeelementene i kilene får tak. Sikringsklemmen festes rundt røret like over kilene. Klemmen skrus sammen med en spesialnøkkel. For å sikre at klemmen sitter skikkelig, bør man banke på gripeelementenes utside mens sammenskruingen pågår.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Fig 6.5.23 Sikringsklemme

6.5.6. Rørbeskyttere Rørbeskyttere lages av gummi og settes rundt borerørene for å hin­ dre friksjon mot foringsrørene. Fig. 6.5.24 Rørbeskytter (drillpipe protector)

6.5.7. Stabilisatorer (stabilizers) Det finnes 2 hovedtyper stabilisatorer: Stabilisator med stålfinner (roterer med strengen) Stabilisator med gummifinner (roterer ikke med strengen).

Fig. 6.5.25 Stabilisatorer

Boreutstyr

Stabilisatorer med gummielement kan skrus fra hverandre, slik at diameteren på gummielementet kan varieres og skiftes når det er slitt ut. Stabilisatorer med stålfinner har innpresset hardmetall for å motvirke slitasje eller de er pålagt hardmetallkorn. Stabilisatorene finnes i lengder på 3,5-7,5’ Finnenes ytterdiameter: 5 3/8"-26" Stabilisatoren skal sentrere vektrørene slik at vekten angriper midt over borekrona. Dette vil redusere borekronas tendens til å vandre i sideretning. Grunnen til at det benyttes finner og ikke en hel sylinder, er sirku­ lasjon av boreslam.

6.5.8. Brotsjer (reamers)

Fig. 6.5.26 Brotsj (reamer)

Dette er kutteverktøy som skal sørge for å opprettholde hullets dia­ meter. Ved boring i harde formasjoner, slites borekrona hurtig. Dette fører til at borekronas dimensjon avtar. Dette merkes ikke før borekrona skiltes ut. Ligger borekronas diameter under den fastsatte grense, må hullet åpnes før boring med ny krone fortsetter. Hvis vi uten videre senker en borekrone ned i et hull som er for lite, vil ikke krona tåle det sidetrykk den utsettes for. Den deforme­ res og kan ikke brukes til videre boring. Dessuten er sjansen for å sette seg fast stor. Brotsjen er en kort rørlengde, som er påmontert kuttere som tilsvarer hullets opprinnelige diameter. De roterende kutterne ruller langs hullveggen og knuser formasjoner de kommer i kontakt med.

6.6. Borekroner Kutteelement

6.6.1. Rullemeiselkroner De fleste brønner bores i dag med en kombinasjon av PDC og rullemeiselkrone. Når borestrengen roteres, roteres også borekronas ten­ ner mot bunnen av hullet. Tennene virker som en rekke små hammere som slår mot for­ masjonen når borekrona roteres. (Grave og skrapeeffekt for freste tenner). Vi har to hovedtyper rullemeiselkroner: 1. Borekroner med tenner som er frest ut av konusen («milled tooth bits»). 2. Borekroner med tenner av hardmetall som er presset inn i borede hull i konusen (tungsteinkarbide knapper).

Fig. 6.6.1 Skjematisk fremstilling av rullemeiselkronas funksjon

Konusene er montert på tapper med lagre imellom. Radielle krefter tar hovedsakelig opp av det ytre lageret (rullelager eller friksjonslager).

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Fig. 6.6.3 Rullemeiselkronas konstruksjon Fig. 6.6.2 Ny/utslitt borekrone

Ved bruk av friksjonslager fordeles kreftene over et større område enn ved bruk av rullelagre. Med andre ord kan større vekt på borekrona benyttes.

Fig. 6.6.4 Lagre

Kulelagrene holder konusene på plass. I tillegg tar de opp både radielle og aksielle krefter. Plassen som er tilgjengelig for de for­ skjellige komponentene, avhenger av størrelsen på borekronen.

Boreutstyr

Offset Kutte/skjæreeffekten kan i løse bergarter økes ved å introdusere off­ set. Offset betyr at senterlinjene gjennom hver konus ikke samles i ett punkt. Generelt brukes borekroner med mye offset i løse berg­ arter, mens borekroner for harde bergarter har liten eller ingen off­ set. Konus nr. 1

Tenner og knapper Generelt øker tennenes lengde og innbyrdes avstand når bergarten blir løsere. Tennenes utforming varierer.

Fig. 6.6.6 Borekroner beregnet for forskjellige formasjoner

Knapper, av wolframkarbid er svært holdbare mot slitasje og brudd i harde bergarter. For å oppnå best mulig boreeffekt må ut­ formingen av vinkler, lengde og diameter være riktig. I harde bergarter betyr dette korte knapper med forholdsvis flat ende. For løsere bergarter øker lengden og vinkelen.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Dobbel kon

Rund topp

Kisel

Skjev kisel

Konisk topp

Flat

Fig. 6.6.7 Eksempel på utforming av knapper

Forebygging av diameterreduksjon For å hindre at hullets diameter reduseres når sidene på borekronas kropp («shirttail») slites, dekkes den med wolframkarbid, eller det settes inn plugger av hardmetall der. Konusens ytterside beskyttes også med hardmetallplugger («compacts»).

Tetting og smøring

Fig. 6.6.8 Beskyttelse mot diameterreduksjon

Lagrene kan være konstruert slik at de ligger åpne for slam, som trenger inn og virker som smøring. Disse konstruksjonene brukes mest i store borekroner, kombinert med rullelagre. I mindre borekroner (mindre enn 17 14") brukes oftest et lukket lager med smøring fra eget kammer. Dette gir stabil tilførsel av smøring til lagrene så lenge tettingssystemet fungerer. Systemet har ofte trykkompensering slik at trykket i smøresystemet blir lik trykket omkring borekrona.

Gummimembran Hull for trykkutjevning

Reservoar for smøremiddel

Selvsmørende lager

Fig. 6.6.9 Smøresystemet

Boreutstyr

Fig. 6.6.10 Borekrona før bruk

Fig. 6.6.11 Brukt borekrone

Fig. 6.6.12 Dyse (Nozzle)

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

1. Gjenget dyse Denne typen skrus fast med en spesiell nøkkel og en O-ring tetter omkring dysen samtidig som den hindrer at dysen skrur seg ut.

2. Dyse med låsering Låseringen kan sitte under dysen (standard), eller i et spor i dysen. 3. Dyse med spiker («nail») Spikeren slås inn i et spor i dysen.

A. Konuser i insert borekroner Denne type borekroner brukes mest i harde bergarter. De konstrueres derfor for å tåle påkjenninger som støt, store spenninger og slitasje. Konusene dreies av spesialstål, med nikkel og molybden som legeringsmaterialer. Deretter skapes riktig hardhet ved varme­ behandling, kjøling og karbontilsetning.

B. Konuser i borekroner med freste tenner Konusene freses ut av samme legeringstype som knappene. Etter fresing får de en spesiell etterbehandling. Resultatet er:

- et kraftig (tykt) ytre lag, som er mindre hardt enn det under­ liggende materialet. Dette gir økt motstand mot brudd og sprekkdannelser. - under det ytre laget ligger et karbonrikt skikt for maksimal styrke og slitasjemotstand. Tennene påføres et lag wolframkarbid. Mengden varierer med borekronas anvendelsesområder. Dette laget øker slitestyrken, men øker samtidig risikoen for brudd.

C. Metallurgi i tappene og i beina («legs») I disse komponentene benyttes en legering av stål med nikkel, krom eller molybden, behandlet med karbon. Denne sammensetningen gir en sterk overflate som tåler slitasje.

D. Metallurgi i kule- og rullelagre Lagrene utsettes for store spenninger. Ved økt slitasje i lagrene, øker også spenningene. For at lagrene skal kunne motstå disse påkjen­ ningene, lages de av spesialbehandlet verktøy stål.

6.6.2. Diamantborekroner Diamantborekroner anvendes ved:

a) b) c) d)

Boring i dype brønner (spare trip tid) Boring i harde bergarter Kjerneboring Turbinboring

Boreutstyr

Sammenlignet med rullemeiselkroner har diamantkronen en del åpenbare fordeler:

1. Ingen bevegelige deler 2. Ingen lagre 3. Lengre levetid (færre trips) Den største ulempen er høy pris.

Konstruksjon Borekronas utforming avhenger av anvendelsesområdene. Hoved­ trekkene er imidlertid felles. Diamant består av krystallisert karbon. Diamant er det hardeste stoff vi kjenner til, men tåler dårlig støt eller slag. Diamantene støpes inn i kroppen slik at mindre enn halvparten av den stikker ut. Fig. 6.6.13 Diamantborekronas konstruksjon

Fig. 6.6.14 Innsatser i diamantborekroner

Kroppen som diamantene er støpt inn i, er som regel av wolfram karbid. Diamantenes plassering i forhold til hverandre er viktig. To forskjellige mønster benyttes:

Undulated

«Undulated» plassering er mest brukt da den gir best kjøling og ef­ fektiv fjerning av borekaks. «Staggered» plassering gir jevnere sli­ tasje mot bunnen og brukes noen ganger i spesielt harde bergarter.

Utforming av diamantkroner I. Kroner for vanlig rotasjonsboring Utformingen kalles dobbel kjerne («double cone»). Den er egnet for sand, kalk og leirskifer med høy formasjonsstyrke. Stenenes stør­ relse er 4-9 stk pr karat. Staggered

Fig. 6.6.15 Innsatsenes mønster

Fig. 6.6.16 Borekrone for vanlig boring

2. Diamantkroner for turboboring Kutteflaten består av små biter av wolframkarbid med et stort antall diamanter innstøpt. Bitene er forskjøvet i forhold til hverandre, slik at høyere rotasjons-hastigheter kan benyttes.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

3. Diamantkrone for kjerneboring Krona har symmetrisk utforming med dobbel kjerne («double cone»). Slammet passerer mellom kjernen og krona. Dette kan i noen tilfeller gi utvasking av kjerneprøven (en velger da kroner med slamåpninger i kroppen)

6.6.3. Polykrystaline borekroner (stratapax) Disse kom først på markedet i slutten av 70-årene. Krona består av blokk av høyverdig stål med spor for sirkulasjon av slam og innsetninger av hardmetall for å hindre diameterreduksjon. Borekrona har ingen bevegelige deler. Kutteflaten består av innsatte plugger av wolframkarbid med en plate av polykrystallin (kunstig diamant). Slammet sirkulerer gjennom dyser som er plassert i åpninger i borekronas kropp. Antall dyser varierer fra 1 til 15. Fig. 6.6.17 Borekrone for vanlig boring Gjengeparti

Spor for "bit breaker' Passasje for løsborede partikler

Kutteelement

0 0 0 0

— Stabiliserende parti

O O O

O O

— Wolframkarbide insatser

- Konkav flate

Wolframkarbidbelegg Kutteelementer Kutteelementer Gjenget dyse

Fig. 6.6.18 Stratapax borekrone

Boreutstyr

6.7. Undervanns- og kompenseringsutstyr 6.7.1. Lederammer (guide frames) I. Midlertidig lederamme («temporary guide base») Boreoperasjonen starter med at lede wirene (guide lines) festes til den midlertidige lederammen mens denne står på kjellerdekket.

Kjøreverktøy

— Ledewire

Midlertidig lederamme

Fig. 6.7. / Midlertidig lederamme.Vetco

Fig. 6.7.2 Midlertidig lederamme. Cameron

Rammen fylles med vektmaterialer (vanligvis sekker med barytt). Vektmaterialet gjør at ledewiren kan strammes uten at rammen løftes. Et visst strekk i wirene er nødvendig for å styre utstyret gjen­ nom lederammen. Er rammens vekt utilstrekkelig, vil den løftes når strekk settes på wirene. Dermed kan rammen rotere og kutte ledewirene. På innsiden av rammens åpning er det J-formede spor. Et håndteringsverktøy med knaster på utsiden, skrus fast til en streng bestå­ ende av borerør. Knastene styres ned i sporene, og strengen roteres mot venstre. Dermed er rammen klar til å senkes ned til bunnen.

2. Permanent lederamme («permanent guide structure») Etter at 36" seksjonen er boret ferdig, kjøres ledeforingen inn i brønnen. Den øverste rørlengden utgjør brønnhodet. Lederammen plasseres på kjellerdekket, og ledewirene festes i rammens stolper. Stolpene er hule og har et spor i siden, slik at wiren kan legges inn.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Fig. 6.7.3 Permanent lederamme landet på den midler­ tidige lederammen. Vetco

Foringsrørshenger

i°l

-*

Mekanisk håndteringsverktøy

M V.-/-

Foringsrørshenger

;

Foringsrørshenger

____ 18 3/4" fy brønnhode

- -i

Fig. 6.7.4 Utstyr brukt ved kjøring av 30” ledeforing

Ledeforingen (30” casing) senkes så ned gjennom rammens åpning. Brønnhodet («wellhead housing») skrus fast til rammen, og ram­ men og foringsrør senkes ned på en streng bestående av borerør.

6.7.2 Brønnhodeutstyr («Wellhead») Et vanlig brønnhodesystem består av:

1.30” hus («wellhead housing») 2. 20” hus 3. 13 3/4” foringsrørshenger 4. 9 5/8" foringsrørhenger 5. 7" foringsrørhenger.

Fig. 6.7.5 Typisk brønnhodesystem. Vetco

Vi skal ikke gå nærmere inn på brønnhodesystemet, men figurene 6.7.5, 6.7.6 og 6.7.7 viser en skisse av foringsrørhengeme og pakningselementene.

Boreutstyr

Brønnhode, forankringsforing

Brønnhode, ledeforing

Fig. 6.7.7 Snitt gjennom brønnhode. Vetco

Fig. 6.7.8 U-type avstengningsventil. Cameron

Fig. 6.7.9 Skisse av typisk sikkerhetsventil

6.7.3, Sikkerhetsventilsystemet (BOP stack) Sikkerhetsventilsystemet skal kunne stenge brønnen under trykk, slik at formasjons væsken som har strømmet inn i brønnen, kan sirkuleres ut kontrollert.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Sikkerhetsventilsystemet består av følgende komponenter. 1. Et avledningssystem («diverter») som sikrer stengning med borestrengen i hullet. Videre to avledningsrør som føres ut til motsatte sider av plattformen. 2. Minst en ringromsventil («annular preventer»). 3. Skjæreventil («shear ram»). 4. To avstengningsventiler («pipe rams»).

Avstengningsventiler De massive stålskivene har gummipakninger og opereres hy­ draulisk (se figur 6.7.8 og 6.7.10). Avstengningsventilene stenger ringrommet mellom hullveggen og borerøret og er konstruert slik at

Fig. 6.7.11 Skjæreventil

Fig. 6.7.12 Skjæreventilens virkemåte

Boreutstyr

hele vekten av borestrengen kan henges av når en gjengemuffe landes på avstengningsventilen. De mest vanlige avstengningsventilene produseres av Cameron Iron Works, NL Rig Equipment (Shaffer) og Hydril. Avstengningsventiler skal stenges rundt borerør, aldri i åpent hull. Gummipakningene skal stenge rundt røret og vil slites unødig mye hvis ventilen stenges i åpent hull.

Skjæreventil Skjæreventil («shear ram») er montert mellom avstengningsventi­ lene og ringsromsventilen. Skjæreventil brukes i krisesituasjoner når borestrengen må kuttes. Strengen henges av i avstengningsventilen og kuttes med skjæreventilen. Stigerøret kan så koples fra, og borefartøyet kan forlate brønnen.

Ringromsventiler Ringromsventilene består av et forsterket gummielement som kan stenge rundt enhver rørdimensjon og form.

Fig. 6.7.13 Ringromsventil

Ringromsventilen kan også stenge i åpent hull. Gjengemuffer kan passere en lukket ringromsventil («stripping»), uten at denne får be­ tydelige skader. Ventilen opereres av et stempel (se figur 6.7.13.) som presser pakningselementet sammen. Stempelarealet er stort sammenlignet med andre komponenter i sikkerhetsventilsystemet og bør derfor opereres ved lavere trykk. Ringromsventilen brukes som nevnt for å kjøre borestrengen inn i hullet under trykk og for å stenge ringrommet når avstengnings­ ventilene ikke kan benyttes.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Fig. 6.7.14 Inn- og utkjøring av borestrengen med stengt ringromsventil

I praksis brukes ringromsventilen til å stenge brønnen med en gang vi oppdager ukontrollert innstrømning av formasjonsfluid. Ved boring fra en flyterigg, må gjengemuffene lokaliseres før vi kan stenge avstengningsventilen. Dette på grunn av fartøyets hivbevegelser. De mer moderne boreriggene er utstyrt med sikkerhetsventilsystem bestående av 2 ringromsventiler. Den ene av disse er montert over den øvre hydrauliske koplingen, slik at den kan koples fra og trekkes sammen med stigerøret.

Gripeelement

Stempel

Fig. 6.7.15 Plassering av hydrau­ liske koplingsenheter. Vetco

Fig. 6.7.16 Mandrel-type koplingsenhet Vetco H-4

Boreutstyr

6.7.4. Hydrauliske koplingsenheter Hydrauliske koplingsenheter benyttes mellom brønnhodet og sikkerhetsventilene og mellom sikkerhetsventilene og stigerøret. Koplingsenhetene kontrolleres fra overflatene og finnes i to for­ skjellige utførelser.

Mandrel-type Låseblokker presses inn i spor som er maskinert inn i enheten man skal kople seg til (f.eks. brønnhodet). Denne typen koplingsenheter produseres av Vetco Offshore, Regan International (Hughes) og National Supply. Låseblokkene opereres av kuler som beveges av hydrauliske stempler (se figur 6.7.16).

Fig. 6.7.1 7 Collet-type koplingsenhet. Cameron

Collett-type Denne typen brukes sammen med et Cameron brønnhodestykke. En rekke fingre som danner en traktform styrer koplingsenheten over brønnhodet (se figur 6.7.17). Fingrene drives av en kamkjede som aktiveres av hydrauliske stempler. Begge typer koplingsenheter bruker spesielle pakninger.

6.7.5. Stigerørssystemet Stigerørssystemet forbinder borefartøyet med brønnhodet. Systemet har følgende funksjoner: 1. Muliggjøre sirkulasjon av boreslam 2. Styre redskap inne i brønnen 3. Ta opp vertikal og horisontal bevegelse av borefartøy. Fig. 6.7.18 Stigerørsystemet

Stigerørssystemet består av følgende komponenter:

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Accumulator Bank

Driller s Control Panel (All electric)

Hydraulic Power Unit With Hydraulic Control Panel

Electric Remote Control Panel

Battery Bank

Hose Sheaves(Not Shown

Hydraulic Control Hose Powered Hose Reel

Hydraulic Power Line

Pod Lock Line

Junction Box

Battery Charger Cables and Reels Supplied by Customer

Control Panel For Running B.O P Stack

Telescoping Jomt

Riser System

Hose Clamp

RCK' Integral Riser Jomt

Hydraulic Power and Control Hose Bundle

Ball Joint

Annular Preventer

Choke & Kili Lines

Riser Stab Assembh

8-20 Gal. Accumulators

Junction Box

Riser Collet Connector

Hydraulic Control Pod

Annular Preventer

Type ”U" Preventers With Wedgelocks

(2) Failsafe’ Valves (Not Shown)

B.O.P. Stack Wellhead Collet Connector

Failsafe' Valves

Fig. 6.7.19 Cameron Total System

Boreutstyr

Avledningsventil

Teleskopledd

1. 2. 3. 4.

Avledningssystem («diverter assembly») Teleskopledd («slip joint») Stigerør («riser joints») Kuleledd og fleksible ledd («balljoint, flexjoint»).

I. Avledningssystemet Avledningssystemet installeres mellom teleskopleddets innerør og fartøyet. Avledningsventilen er en ringromsventil som opereres med lavt trykk. Systemet skal kunne stenge brønnen og lede eventuell formasjonsfluid bort fra fartøyet.

2. Teleskopledd Teleskopleddet er sammensatt av to konsentriske sylindere som glir inni hverandre. Den ytre sylinderen er festet til stigerøret, og stigerøret holdes i strekk ved hjelp av wirer festet til en ring (se figur 6.7.20). Ringen støter mot en flens, øverst på sylinderen. Så lenge det er strekk i wiren, holdes ringen på plass, men den vil gli ned ved slakk. Dette for å spare tid ved installasjon. Innerøret er av polert stål, og festet til et kuleledd nederst på avledningsventilen . Gummipakninger forsegler ringrommet mellom ytterrør og innerrør. Pakningene opereres hydraulisk eller preumatisk. En liten lekkasje er ønskelig for smøring av pakningene. Teleskopleddet skal låses i sammenpresset stilling når det håndteres på dekk.

Fig. 6.7.20 Stigerørsystemets komponenter

- -> Luftinntak

Fig. 6.7.22 Avledningssystem

Fig. 6.7.21 Avledningssystem. Vetco

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

Avledningssystem

Kuleledd

Innerrør Strekksystem

"Support ring'

Støttering for tilkopling av strekksystem

Tilkopling for "choke" og "kili" ledninger

Ytterrør

Fig. 6.7.23 Regan avledningssystem og teleskopledd

Fig. 6.7.24 Teleskopledd. Vetco

3. Stigerør En stigerørslengde er et rør uten sveisesøm med mekaniske kop­ lingsenheter sveiset fast til endene. Rør for tilførsel av væske («kili line») og avløpsrør («choke line») er festet på sidene av stigerøret ved hjelp av flenser (se figur 6.7.25.).

Fig. 6.7.25 Stigerørslengder og koplingsenheter. Vetco

Boreutstyr

Fig. 6.7.28 Trykk-kompensert kuleledd. Regan

Fig. 6.7.27 Koplingsenhet for stigerør

For å øke sirkulasjonshastigheten i stigerøret, er det nå vanlig med et ekstra rør, et såkalt hjelperør (Booster line). Stigerøret kjøres på samme måte som borerør, det vil si en lengde av gangen heises opp og styres på plass. Deretter skrus låseboltene inn manuelt. Hunkjønnsdelen av koplingen har ringelementer som aktiviseres av låseboltene og griper inn i maskinerte spor i hankjønnsdelen. Noen av stigerørslengdene er utstyrt med flytemateriale for å minske belastningen på strekksystemet.

4. Kuleledd og fleksible ledd

Fig. 6.7.29 UnifJex-ledd.Vetco

Kuleledd og fleksible ledd tillater begrenset bevegelse i horison­ talplanet. Trykk-kompenserte kuleledd bør brukes for å redusere momentet som skal til for å bøye leddet. Kreftene som virker på kuleleddet, presser den indre kulen mot huset og får leddet til å bøye seg. For å redusere kraften som skal til, injiseres hydraulisk væske.

F

6.7.6. Hivkompenseringssystemet Kompenseringssystemene kan deles inn i følgende hovedgrupper:

P

Trykkluft----- ►

Fig. 6.7.30 Eksempel på passivt system

1. Passive systemer: Passive systemer benyttes som strekksystem for ledewirene, stige­ røret, hivkompensatoren og i løftekraner. Systemene benytter pneu­ matikk for å absorbere og gi fra seg energi. 2. Aktive systemer: Aktive systemer trenger ytre energi. Dette gjøres ved å pumpe hydraulisk væske fra et punkt i systemet til et annet.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6

3. Støtdempende elementer (Bumper subs). Bumper subs er teleskopledd som brukes i borestrengen for å ta opp vertikal bevegelse. Passiv hivkompensering inkluderer altså strekksystem og kompenseringssystem for løpeblokka. Forskjellen i disse systemene lig­ ger i at strekksystemene tillater kraftvariasjoner på inntil 15% av belastningen mens løpeblokkas kompenseringssystem krever større nøyaktighet. Ser vi på systemet på figur 6.7.30, legger vi merke til at lufttryk­ ket motvirker stempelets bevegelse, og dermed balanserer lastvekten. Hvis vi lar lasten variere, vil kraften fra trykkluften variere. Denne forandringen vil avhenge av sylindervolumet og volumet som stempelet fortrenger. Det er vanlig å bruke et stort reservoar (se figur 6.7.31).

Matematisk kan dette uttrykkes:

y

F2 = p2=( v F P] W+AW

P[ = absolutt trykk når stempelet er midt i slaget. P2 = absolutt trykk når stempelet har fortrengt et volum lik AV.

p — = kraft på stempelet relatert til kraft når stempelet er sentrert, F dvs. midt i slaget. Fig. 6.7.31 Bruk av reservoar for å dempe trykkvariasjonene

V= systemets volum når stempelet er sentrert. AV = volumforandring forårsaket av stempelbevegelse. n = gassekspansjonskoeffisient.

Fig. 6.7.32 Typisk strekksystem. Rucker Schaffer

Boreutstyr

Strekksystemene På flytende borerigger benyttes strekksystem til å holde strekk i ledewirene («guide line tensioners») og stigerøret («riser tensioners»). På figur 6.7.32 er de nedre trinsene festet til sylinderen. De øvre trinsene er festet til stempelstangen, og denne søker å skyve trinsene fra hverandre. Kraften dette gjøres med bestemmer strekket i lina som er strukket over trinsene. Strekket opprettholdes ved hjelp av trykk overført til stempelets flate og hydraulisk olje. Oljen holdes under trykk med et luftreservoar. For å øke strekket, pumpes luft inn i reservoaret fra en kompressor. Oljen brukes på begge sider av stempelet for smøring og for å hindre rustdannelser. Alle systemer bruker hydraulisk demping som en sikkerhet for å hindre at stempelstangen (skyter ut) hvis lina ryker. Spolemønsteret varierer fra fire til åtte viklinger. Dette reduserer slaglengden i forhold til fartøyets hiv. Vetcos strekksystem skiller seg noe fra Rucker-Shaffers: Trinsene er plassert slik at stempelstangen er i strekk, istedenfor kompresjon (se figur 6.7.33). Stempelet er mindre og dermed også arbeidsflaten for den hydrauliske væsken. Systemet opereres naturlig nok ved høyere trykk enn Rucker-Shaffers (2500 psi og 1500 psi er de respektive maksimalverdier). 4 til 8 enheter benyttes til stigerørets strekksystem. Mindre en­ heter benyttes til ledewiren (antall enheter varerer med antall wirer, 4 eller 6 er vanlig).

Hivkompensatorer

Fig. 6.7.33a Strekksystem.Vetco

Hivkompensatorens oppgave er å gi en konstant kraft ved dyna­ miske forhold. Relativ bevegelse av borefartøyet kan dermed isol­ eres fra lastvekten som henger i løpeblokkas krok. Sylindrene er festet i løpeblokka, mellom blokka og kroken. Trykkraftsystemet er som regel montert på dekk, og hydraulisk væske under trykk ledes til sylindrene gjennom fleksible slanger. Ett eller to stempler er vanlige. Rucker Shaffers system (se figur 6.7.33b) benytter seg av høytrykksluft på stempeloverflaten og olje som dempende medium rundt stempelstangen. Bruk av luft reduserer betraktelig friksjonstapet i slangene mellom reservoar og sylindere. Et kjedesystem absorberer vertikal bevegelse av kroken. Vetco lager hivkompensatorer med en eller to sylindere. Western Gear benytter seg kun av en. Begge systemene benytter seg av hydraulisk væske under høyt trykk på stempelstangsiden i sylind­ rene. Trykk fra denne væsken motvirker lastkraften. Væske under lavt trykk brukes på stempelflatene for demping. Hydraulisk opererte sylindere kan låses i alle posisjoner med fjernstyrte kontrollventiler, som blokkerer den relativt inkompressible væsken i sylinderen.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 6 Løpeblokk

;ive til kjedet

Hastighetsbegrensende ventil

Kjede

Olje under lavt trykk

Luft oljereservoar

Stempel (Lukkebom) Høytrykksluft

—^Sylinder

Hovedramme

Krokens ramme

Kraft A.P.V.— f—Krok Kontroll Konsoll

Kornpressor Beredskap A.P.V.

.—Borestreng

Fig. 6.7.33b Rucker hivkompensator

Trykkluftopererte hivkompensatorer må åpnes og lukkes meka­ nisk på grunn av luftens høye kompresibilitetsgrad.

Fig. 6.7.34 Vetco hivkompensator

En toppblokkskompensator, kan sammenlignes med en pneumatisk fjær. Mekanikken består i at borelinas lengde manipuleres. Dette gjøres ved å bevege trinser som er festet til stempelstengene og å

Boreutstyr

TOPPBLOKKOMPENSATOR

Toppblokk

Sylinder

Delt løpeblokk

Fig. 6.7.36 Ocean Science and Engineeringshivkompensator

føre lina over løpehjul, plassert på armene (se figur 6.7.36 og 6.7.37). Sylindrene er plassert på toppblokka og forblir i ro relativt til fartøyet, derfor kan det benyttes solid rørarmatur. Dette reduserer faren for lekkasjer i det hydrauliske systemet. Utstyret er massivt og vil heve fartøyets gravitasjonssenter (se kap. 4) noe. Mer betydningsfullt er likevel økt påkjenning av vindlast på boretårnet. Ocean Science and Engineering benytter et senterspor for å lede trinsene som opptar kraften fra sylindrene. (Kraften skyldes strekk i borelina.) IHC Gusto bruker vertikale sylindere for å holde strekk i bore­ lina (se figur 6.7.37). Fig. 6.7.35 Western Gear hivkompensator

Fig. 6.7.37 IHC Gusto hivkompensator

7. Sirkulasjonssystemet Utstyr Vi deler sirkulasjonssystemet inn i to hoveddeler: 1. Trykksystem bestående av: - pumper, manifolder, rør og slanger, drivrørsslange, svi vel og borestreng, borekrone og ringrom.

2. Overflatesystem bestående av:

- returledning, vibrasjonssikt, slamtanker, sandutskiller, siltutskiller, sentrifuge og kjemikal iemikser.

7. I. Slampumper Slampumpene finnes i to forskjellige utførelser:

1. Stempelpumper 2. Plungerpumper

Stempelpumper Stempelpumpene kan være enkelt- eller dobbeltvirkende. Dobbeltvirkende pumper har som regel to stempler (duplex), mens de enkeltvirkende har tre stempler (triplex). De fleste pumpene kjøres med konstant hastighet på driv verket. Når trykkbelastningen stiger, vil denne hastigheten avta. Derfor må sylinderen skiftes med en mindre type når belastningen overskrider en viss verdi. Linerstørrelsen, som er lik stempelets diameter, bestemmer trykk og væskevolum levert fra pumpen. Stor liner stør­ relse gir lavt trykk og stort væskevolum. Små linere muliggjør høyt trykk men mindre volum. Installasjon - Sugeledningen fra slamtankene til pumpen skal være kort, rett og med stor diameter. Hensikten med dette er å mini­ malisere trykktapene. En pulsdemper reduserer variasjonene i volumstrøm

1. 2. 3. 4.

Stempelstang Stålkopp Låsemutter Neopren gummipakning 5. Liner

Fig. 7. / Stempelet i en dobbeltvirkende pumpe

Sirkulasjonssystemet

Stålkopp med spor for slitasjemåling

Sentrifugalpumper kan installeres som matepumper for å øke effek­ tiviteten. Trykkledningen bør være så enkel som mulig (minimalisere trykktap). Antall rørbend og ventiler bør reduseres til et minimum. Alt utstyr skal forankres godt, og slanger bør sikres slik at de ikke kan slå fritt dersom koplinger skulle ryke. En pulsdemper absorberer trykkvariasjoner og muliggjør høyere pumpe-ytelse. Slitasje på ledning og pumpedeler reduseres. Funksjon - I en dobbeltvirkende pumpe foregår innsug og kom­ presjon på begge sider av stempelet. (Se kapittelet om enkelt virk­ ende pumper når det gjelder innsug/kompresjon). Pumpene drives av dieselmotor eller elektromotor via kjededrift. De største pump­ ene krever 1600-2200 hk hver. Vedlikehold - Slitedeler bør skiftes ut før de er slitt helt ut. Et stempel koster en god del mindre enn en liner. Hvis et dårlig stem­ pel brukes, kan dette også ødelegge lineren slik at begge deler må skiftes ut. På samme måte kan en slitt liner redusere stempelets levetid. Løsningen er vedlikehold i henhold til antall arbeidstimer. Delene skiftes ut etter et visst antall timer enten de er slitt eller ikke. La oss se litt nærmere på noen av slitasjedelene.

1. Stempel («piston») Når stempelet presses mot lineren, slites stålkoppen («flange») gradvis ned og forårsaker lekkasje mellom stempel og liner. For å kunne kontrollere slitasjen, er det maskinert ut spor i stål­ koppen. Sporenes dybde er som regel 0,01" og 0,03". Når stempelet er slitt ned til bunnen av sporet, bør det skiftes. Hvilket spor som legges til grunn, avhenger av pumpens operasjonstrykk.

2. Stempelstang Fig. 1.2 Stempel

Når et nytt stempel skal installeres, må stempelstangen rengjøres grundig. Dette gjøres ved at stangen vaskes i løsningsmiddel og siden tørkes med en klut. Låsemutteren bør også rengjøres og tørkes. Når dette er gjort, presses stempelet inn på stempelstangen, og gjengepartiet rengjøres og settes inn med smørefett. Deretter skrus låsemutteren på med en spesialnøkkel. Stempelstengene skiftes med visse mellomrom fordi de slites slik at diameteren avtar. Stem­ pelstengene er vanligvis spesialbehandlet på overflaten for å motstå korrosjon og slitasje. Vanligvis legges et krombelegg på herdet stål. En legering av nikkel og bor kan også benyttes.

3. Liner Lineren er sylinderen der stempelet beveger seg. Som nevnt tid­ ligere avhenger slitasjen på lineren av:

- klaring mellom stempel og liner - operasjonstrykk - korrosjonseffekt - erosjon fra faste partikler i slam.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 7

Slitasjen reduseres ved å bruke korrosjonsbestandige materialer. Når lineren kontrolleres, måles den indre diameteren for å kunne beregne slitasje. Materialet i linere varierer fra støpestål til kromlegeringer. Den indre overflaten er varmebehandlet for å øke slitestyrke og hardhet. Etter varme-behandling kones sylinderen for å få en glatt overflate. Pakninger for lineren er sammensatt av en rekke gummi- og met­ allringer (se figur). Pakningene bør sjekkes daglig og strammes om nødvendig. Pakningene skal aldri tettes når pumpen er under trykk.

a. Slitt ventilskive

Fig. 7.3 Ventilseter

Ventilsetene er installert både i innsugsåpningen og i utløpsåpningen. De holdes på plass v.h.a. friksjon. Ventilsetet passer nøyaktig inn i pumpehusets ventilporter og skaper en metall mot metall pakn­ ing. Slitte ventiler må ikke brukes sammen med nye ventilseter og omvendt. Ventiler og ventilseter skiftes ut når slitasjen overstiger produsentenes spesifikasjoner. Ventilstyringene bør inspiseres og skiftes før slitasjen blir alvor­ lig. Slitte styringer gjør at ventilene kan bevege seg horisontalt og ujevn slitasje blir resultatet. I tillegg kommer faren for lekkasje og nedsatt effektivitet. Ventilfjærer skiftes etter et forutbestemt program. Vær nøye med å påse at riktig fjær brukes til riktig ventil. Ventildekselet er som regel gjenget for å sikre lettvint montering/demontering.

7.1.1

Dobbeltvirkende stempelpumper

Siden volumet på hver side av stempelet er forskjellig p.g.a. stem­ pelstangen, skapes trykkpulser i boreslammet. Dette fører til vibra­ sjoner både på sugesiden og trykksiden.

Sirkulasjonssystemet

Fig. 7.4 Skisse av dobbeltvirkende stempelpumpe

7.1.2 Enkeltvirkende pumper Dobbeltvirkende pumper var tilnærmet enerådende på markedet inntil 1960. Ettersom behovet for høye pumpetrykk økte, ble de dobbeltvirkende pumpene for store og tunge. Enkeltvirkende pumper har som regel tre stempler (triplex) og er mye lettere enn dobbeltvirkende pumper med samme ytelse. Dette skyldes at enkeltvirkende pumper kan opereres ved mye større hastigheter.

Fig. 7.5 Enkeltvirkende pumpe

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 7

Triplexpumper: 120-160 slag pr. minutt Duplexpumper: 60-70 slag pr. minutt Dessuten kan den enkeltvirkende pumpen opereres ved høyere trykk og gi jevnere volumstrøm. Dette skyldes at like volum leveres ved hvert slag (figur 7.6).

Enkeltvirkende pumpe: likt volum for hvert slag Dobbeltvirkende pumpe: ulike volum p.g.a. stempelstangen Maksimaltrykket ligger på ca 5000 psi. Slitedelene i en triplexpumpe er lettere (40-50%) og billigere enn tilsvarende deler i duplexpumper.

Funksjon Fig. 7.6 Stempelbevegelse i enkelt- og dobbeltvirkende pumper

Fig. 1.1 Snitt gjennom enkeltvirkende pumpe

Figuren viser en Gardner-Denver enkeltvirkende pumpe. Via et piniondrev drives pumpen av en elektromotor. Piniondrevets tenner griper inn i tannkransen på et hjul. Til hjulets aksling er det festet et krysshode som er eksentrisk lagret opp. Stempelstangen og stempelet er festet til krysshodet.

1. 2. 3. 4.

Stempelstang Stålkopp Låsemutter Neopren gummipakningselement 5. Liner

Fig. 7.8 Stempel i enkeltvirkende pumpe

Sirkulasjonssystemet

Når stempelet beveger seg mot venstre, dannes det et undertrykk inne i kammeret. Seteventilen på sugesiden løftes, og boreslam strømmer inn fra manifolden. Når stempelet beveger seg mot høyre igjen, øker trykket i kammeret, og suge ventilen stenges mens trykkventilen åpnes. Sylindervolumet presses så ut og inn i trykkledningen.

Bruk Trykksiden av lineren må kjøles ned under bruk. Rent, kaldt vann er det mest økonomiske kjølemiddelet, 20 til 30 liter vann pr minutt pr liner er tilstrekkelig. Uten tilstrekkelig kjøling brennes stempelet, og det ødelegger lineren innen 30 minutter. Fordi enkeltvirkende pumper opereres ved så store hastigheter, bør de ha en matepumpe på sugesiden. En matepumpe vil sørge for at hele sylinderen fylles, uansett hastighet. Derfor vil effektiviteten bedres. Elektrisk drevne sentrifugalpumper er de mest brukte matepumpene. Vanlige årsaker til lav effektivitet ved enkeltvirkende pumper er tilstrekkelig røropplegg både på sugesiden og trykksiden. Trykkpulser skyldes utilstrekkelig fylling av sylinderen. Utilstrekkelig fylling utsetter også pumpen og trykkledningen for sjokkbelastning. La oss se på hva som skjer når sylinderen ikke fylles tilstrekke­ lig: Pumpens stempel skal overføre mekanisk kraft til væskebevegelse. Stempelet må under hele bevegelsen (slaget) være i kontinuerlig kontakt med væsken. Hvis matingen er utilstrekkelig, vil stempelet miste kontakten med væsken under den tilbakegående bevegelsen. Når så stempelet begynner å bevege seg fram igjen, møter det væsken som strømmer inn i sylinderen. Resultatet blir en sjokkbelastning som forplanter seg gjennom stempelstangen og til drivverket. Ventilen på sugesiden presses ned i setet med stor kraft. Dette fører til ekstra slitasje på alle bevegelige deler i pumpen.

Vedlikehold Stempelets pakningselement vil brenne eller slites fort ned ved util­ strekkelig kjøling av lineren. Kjølevæsken ledes derfor over lineren i hele slaglengden. Behovet for kjøling øker med økende hastighet. Siden trykk bare oppstår på en side av stempelet, er koplingen mellom stempel og stempelstang rett og ikke kon som i en dobbelt­ virkende pumpe. Det er derfor enkelt å skifte ut stempelet. Pakningselementet er en O-ring. Når nye stempler skal installeres, bør følgende prosedyre følges:

1. Kontroller stempelet, og se etter at O-ringen sitter skikkelig i sporet. 2. Før låsemutteren strammes, bør man sjekke at stempelet sitter korrekt mot stempelstangens stålkrage. 3. Samme låsemutter bør ikke benyttes mer enn tre ganger, låse­ mutteren er elastisk og mister sine egenskaper etter en tids bruk. 4. Etter at stempelet er installert, skal det settes inn med fett.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 7

Stempelstang

Fig. 7.9 Låsemutteren strammes som vist på figuren

Linere representerer den største utgiftsposten ved vedlikehold av pumpene. Figur 7.10 viser hvordan slitasje skal måles. Prosedyrer for skifting av linere varierer med pumpetypen.

Fig. 7. / 0 Måling av slitasje i liner

7.1.3 Sentrifugalpumper Sentrifugalpumper i forskjellige størrelser og kapasiteter brukes til flere oppgaver på en borerigg:

- vannforsyning - kjølebremsene - transport/blanding og behandling av boreslam. En sentrifugalpumpe kan i likhet med stempelpumper kjøres med forskjellige hastigheter. Sentrifugalpumpenes kapasitet avhenger av rotasjonshastighet, væske-egenskaper og tilgjengelig drivkraft. De fleste sentrifugal­ pumper drives elektrisk og ved konstante hastigheter. Hvis væskens egenvekt økes, trengs mer kraft for å levere samme væske volum ved samme trykk.

Sirkulasjonssystemet

Innsug

Fig. 7. / / Sentrifugalpumpe TRW

Pumpekarakteristikken er svært forskjellig fra stempelpumper. Stempelpumper: Godt egnet for høye trykk og relativt lave væskevolum. Sentrifugalpumper: Egnet for lave trykk og høye væskevolum. Figuren 7.11. viser en sentrifugalpumpe med delvis åpent skovlhjul. Det første tallet indikerer diameteren på trykksiden. R står for høyrehåndsrotasjon av skovlhjulet sett fra pumpens koplingsende. Det siste tallet står for skovlhjulets diameter. Pumpens kapasitet reguleres ved å: - regulere rotasjonshastigheten - strupe ventilen på trykksiden. Til bruker

Fig. 7. I 2 Installasjon av sentrifugalpumpe

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 7

Hvis det er mulig, bør kapasiteten reguleres ved å forandre rota­ sjonshastigheten. Struping av ventiler innebærer nemlig sløsing med kraft i tillegg til at ventilen slites av væskeerosjon. Sentrifugalpumper koster bare en brøkdel av det stempelpumper koster i innkjøp (samme kapasitet). De er også mindre og går stil­ lere. Dessuten unngår vi pulserende væskestrøm. Pumpene drives av elektromotorer på opp til 100 hk.

7.2. Pulsdempere For å redusere trykkvariasjonen monteres spesielle pulsdempere. En pulsdemper er et kammer med en fleksibel gummimembran for å skille boreslammet fra trykkluften eller gassen. Pulsdempere monteres både på sugesiden og trykksiden.

Fig. 7. / 3 Pulsdemper på sugesiden

Fig. 7. / 4 Pulsdemper på trykksiden

Sirkulasjonssystemet

Pulsdemperen på sugesiden sørger for jevn og tilstrekkelig volumstrøm fra sentrifugalpumpen. Pumpen installeres som vist på figur 7.14.

7.3 Slamrør og drivrørslange Forlengelsen av rørledningene fra pumpene og opp i boretårnet kal­ les slamrør (standpipe).

Den ene enden av rotasjonsslangen er festet til slamrøret som hold­ er slangen oppe fra boredekket. Røret er festet til boretårnet, og på toppen er det montert en svanehals («goose-neck»). Den ene enden av drivrørsslangen er festet til svanehalsen på slamrøret og den an­ dre til svanehalsen på boremaskinen (Top Drive). På begge ender av slangen er det montert sikkerhetslenker som er festet til boretårnet. Figuren viser 15 m slamrør med 17 m slange. Dette utstyret til­ later ca 25 m vertikal bevegelse av boremaskinen, og dette er nød­ vendig ved koplinger i musehullet («mousehole-connections»).

Rotasjonsslange («rotary hose») Rotasjonsslangen forbinder slamrøret med boremaskinen. Slangen må være fleksibel for å tillate vertikal bevegelse av svivelen. Dessuten må den tåle høye trykk (10.000 psi testetrykk, klasse D. Arbeidstrykk er 5.000 psi).

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 7

Slangen bør rulles opp på trommel når den håndteres for å unngå skader. Gjennom boremaskinen og borestrengen pumpes boreslammet ned til borekrona der det passerer gjennom spesielle dyser. Deretter strømmer slammet opp i ringrommet mellom brønnveggen og bore­ strengen. På overflaten strømmer boreslammet ut av hullet gjennom et returrør («flow line») og ut til et mekanisk behandlings system som skal fjerne forurensninger.

7.4. Overflatesystemet

Når boreslammet kommer opp fra brønnen, inneholder det foruren­ sninger. Det kan være steiner, leire, sandstøv og i enkelte tilfeller små gassbobler. Det er ønskelig at disse forurensningene fjernes før slammet igjen forlater tankene og går til pumpene. Fordelingstank - Når boreslammet returnerer fra brønnen, kom­ mer det først til en fordelingstank hvor de store klumpene og stein­ er faller ut. Denne tanken tømmes når den blir full.

7.4.1 Vibrasjonssikt («shale shaker») En vibrasjonssikt er i prinsippet rammer med netting av forskjellig maskevidde som vibreres ved hjelp av elektriske motorer. Mens boreslammet passerer, settes rammeverket i kraftig vibra­ sjon .Det rensede slammet passerer gjennom nettingen, og boreslagget blir ristet av enden på rammeverket og kasseres (analyseres eventuelt).

Sirkulasjonssystemet

Fig. 7. / 7 Vibrasjonssikt

Fig. 7. / 8 Nettingdukens plassering

Duken har vanligvis relativt store åpninger (20-80 mesh er vanlig). På grunn av plasshensyn brukes som regel doble rensesikter på borerigger til havs. Nettingflaten er delt i to. Den første delen er flat, mens den andre har en skråning på 5°. En elektrisk motor er montert til en eksentrisk aksling over den fjæropphengte rammen. Motoren roterer med 1040 RPM og gir net­ tingen et kast på */2 tomme. Boreslammet kastes raskt ned fra den

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 7

vannrette nettingen til den 5° skrådde delen. Partiklene i slammet vil her bli kastet tilbake i strømningsretningen hver gang de treffer siktemaskinen p.g.a. motorens rotasjon. Men fordi nettingen er skrå, siger de langsomt nedover (man vil nødig miste boreslam). Fra vibrasjonssikten kommer boreslammet til en dyp tank (sandfelle). Her avsettes tyngre sand eller slaggpartikler som har passert siktenettingen. I toppen av tanken er det laget en passasje inn i neste tank. Overflateslammet som har kvittet seg med de tunge partiklene strømmer videre. Sandfellen må tømmes med jevne mellomrom. Små, faste partikler følger likevel med slammet videre fra sand­ fellen. En av boreslammets egenskaper (under sirkulasjon) er at store partikler bunnfelles raskere enn små selv om de har samme spesifikke vekt. For å øke utskillingen av faste partikler, brukes maskineri som hydrokloner og sentrifuger.

7.4.2. Hydroklon

Fig. 7. / 9 Hydroklon

Skissen viser prinsippet bak en hydroklon eller sentrifugalseparator. En sentrifugalpumpe pumper boreslam gjennom en tangential åpn­ ing inn i den store enden av den konisk formede kjeglen. Dette resulterer i en roterende bevegelse av væsken. Alle hydro­ kloner virker på lignende måte enten de blir brukt som siltutskiller, sandutskiller eller leirutskillere. Et kort rør (vortex finder) strekker seg ned i konen fra toppen. Dette tvinger den roterende strømmen nedover mot den smale enden (apex) av konen. Store og tunge partikler blir slengt utover mot veggen, mens mindre og lettere partikler beveger seg saktere utover og forblir en del av boreslammet (dvs. de separeres ikke). Apexåpningen skal være mindre enn vortexåpningen. De store partiklene og et lite væskevolum vil passere gjennom apex. Resten av væsken og de finere partiklene blir presset den andre veien og ut gjennom vortexåpningen som en slags overstrøm. Før vi går videre med utstyrsbeskrivelsen, skal vi se litt på hvor­ dan partiklenes størrelse defineres. 1 mikron = 1/1000 mm. Når det gjelder behandling av boreslammet, deler vi inn partikler slik: Kutt (cuttings) 74 mikron API sand 2-74 mikron Silt 2-60 mikron Barytt 1 mikron Leire

Blir hydroklonen brukt som en sandutskiller eller siltutskiller, fjernes strømmen som kommer fra apexåpningen, mens det som kommer gjennom toppen fra vortexåpningen sendes tilbake til slamtankene.

Sirkulasjonssystemet

Fig. 7.20 Sandutskiller

Skal man imidlertid bruke hydroklonen som en leirutskiller, tar man vare på det som kommer ut gjennom apexåpningen og kasserer resten. (Vi tar vare på vektmaterialet for senere bruk.) Ved å variere størrelsen på konen, sidenes helnings vinkel og det innbyrdes forhold mellom apex- og vortexåpningene, kan man få utskilt den partikkelstørrelse en ønsker.

Sandutskiller - kondiameter 6" Siltutskiller - kondiameter 4" Data/kapasitet 12" Swaco Desander: 115-340 mVtime 6" Desander: 56-225 mVtime 4" Swaco Desilter: 3000 mVtime

Ved pumpetrykk 35 psi 12" Swaco Desander: Fjerner 95% av 35 mikronpartikler. Fjerner 50% av 20 mikronpartikler. 6" Swaco Desander: Fjerner 95% av 35 mikronpartikler. Fjerner 60% av 20 mikronpartikler. 4" Swaco Desander: Fjerner 100% av 25 mikronpartiklene. Fjerner 50% av 15 mikronpartiklene.

Fig. 7.21 Hydroklonens funksjon

En hydroklon består av en støpt kon av jern. Inne i denne konen er det plassert en tilsvarende, men mindre kon av polyetylen. Denne skiftes ut ved slitasje. På toppen av konen er fortex-finderen plassert. Fortex-finderen er enten skrudd fast med bolter eller festet med en hurtigklemme. Nederst på konen sitter et pakningselement. Apexåpningen kan justeres v.h.a. en låsemutter (Tri-Nut). Når låsemutteren skrus opp­

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 7

over (strammes), presses pakningselementet sammen og apexåpningen reduseres. Åpningen utvides når mutteren skrus nedover. Ved installasjon skal hydroklonen først prøves med vann. Mutte­ ren stilles inn slik at en fin dusj kommer ut av hydroklonen. Når gummiforingen slites, skifter strømmen ut fra apexåpningen karakter. Fra en jevn dusj går væskestrømmen over til ujevn sildring. Når væskestrømmen skifter karakter, skal man først forsøke å stille inn mutteren (Tri Cone) og sirkulere vann. Hvis foringen er slitt for mye, må den skiftes ut. For å oppnå best mulig resultater, må hydroklonene monteres korrekt. De skal mates med en sentrifugalpumpe slik at konstant trykk oppnås. Væske volumet som sirkuleres gjennom enheten skal være større enn det som pumpes ned i brønnen for å sikre stadig til­ gang på rent boreslam.

7.4.3. Sentrifuge Består av en konformet trommel som roterer rundt sin senterlinje. Inne i trommelen er en skruetransportør som er litt mindre enn trak­ tens indre dimensjoner. Trommelen roterer med 2000 RPM og transportøren 20-40 RPM saktere (samme rotasjonsretning). Boreslammet kommer inn i sentrifugen gjennom et hull i midten av skruetransportøren og tvinges inn i den roterende trommelen gjennom et hull i transportøraksens side. Store og tunge partikler slynges mot trommelveggen og skrapes ned mot den smale enden v.h.a. transportøren. Dette materialet for­ later trommelen gjennom avløpsåpningen i den smale enden. De små lette partiklene og boreslammet (regnes her som avfall) forlater trommelen gjennom avløpsåpningen i den tykke enden. Gjenvinningsprosenten for barite varierer fra 70-95%. Sentrifugalseparatorer brukes for å skille fine partikler fra grov­ ere partikler. Materiale mindre enn 2-5 mikron skilles ut i en egen væskestrøm.

Sirkulasjonssystemet

7.4.4. Avgassingsanlegg Avgassingsanlegget består av en stor lukket tank med tilkoplet vakuumpumpe. I den ene enden av tanken finner vi et innsugningsrør. I den andre enden er det et utløpsrør hvor det er tilkoplet en slampumpedyse. Dessuten har tanken tilkoplet en reguleringsventil som er forbundet med en flottør inne i tanken og med vakuumpumpen.

Fig. 7.23a Avgassingsanlegg

Fig. 7.23b Avgassingsanlegg

Når boreslammet som returnerer fra brønnen inneholder gass eller luft, må dette fjernes før slammet pumpes ned gjennom bore­ strengen igjen. Vakuumpumpen startes og skaper undertrykk inne i tanken. Bore­ slam suges opp gjennom innsugningsrøret. Slammet spres ut over store plater som en tynn film. Undertrykket gjør at gass og luft trekkes ut. Avfallsproduktene føres i rør bort fra riggen. Hvis de er brennbare, blir de brent. Avgassingsanleggets kapasitet er 225 m3 slam pr. time.

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 7

I en vakuumdegasser benytter man seg av en sentrifugalpumpe som drivenhet for systemet. Den øverste spyledysen forårsaker undertrykk inne i beholderen, og boreslam med gass strømmer inn gjennom regulerings ventilen. (Inlet back flow regulating val ve). Slammet flyter ut over plater, og gass frigjøres. Den frigjorte gassen strømmer ned gjennom det øverste røret og ut gjennom øverste ut­ slipp på sentrifugalseparatoren.

Fig. 7.24 Avgassingsanlegg

7.4.5. Agitatorer For å få skilt ut slagg fra slammet, må det holdes i bevegelse i tankene. Når slampumpene stoppes, bruker vi agitatorer av to typer for å holde sirkulasjonen i gang:

- Dyser (jets) - Skovler/Propeller (impellers).

Fig. 7.25 Agitatorer

Sirkulasjonssystemet

Ved bruk av dyser tar vi boreslam fra en av tankene og pumper dette til en eller flere dyser plassert nede i slammet. Boreslammet forlater dysene med høy hastighet og danner hvirvler og strømninger i tanken. Slammet tvinges til bevegelse. Ved bruk av skovler/propeller plasseres en elektrisk motor og en girboks på toppen av slamtankene. En lang aksling som er påmontert en propell eller skovl koples til girboksen. Når propellen roter­ er, settes boreslammet i bevegelse. Både propell/skovl og dyser bør plasseres så nær bunnen som mulig.

7.4.6. Kjemikaliemikser

Fig. 7.26 Kjemikaliemikser

En kjemikaliemikser er en traktformet innretning som benyttes for å blande inn pulverisert materiale i boreslammet. Tilsetningsstoffene mates inn i traktåpningen, mens boreslam føres inn under høyt trykk gjennom trykkledningen. En dyse i en­ den av ledningen fører til at slammet har stor hastighet når det ledes inn i mikseren. Kjemikaliemikseren arbeider etter vakuumprinsippet. Slammet skaper undertrykk, og tilsetningsstoffene suges inn. Mixerens kapasitet er 5-10 sekker eller opp til 400 kg materiale pr minutt. Det er vanligvis 2 miksere på en borerigg (bentonitt, barytt).

Remote density meter

Fig. 7.2 7 Automatisert miksesystem. Halliburton

8. Boreinstrumentering 8.1. Signaltyper A. Elektriske signaler Elektriske signaler overføres i form av spenning eller strøm. Elek­ triske signaler kjennetegnes ved: stor nøyaktighet, hurtighet og enkel overføring. Sikkerhetsmessige forhold kan være en ulempe. Dette gjelder spesielt i petroleumsindustrien hvor en opererer med eksplosive gasser og brennbare væsker. Gnistsikring kan imidlertid oppnås ved å senke spenningsnivået, eller utstyret kan pakkes i lufttette bokser.

B. Pneumatiske signaler Dette har til nå vært den dominerende signaltype i petroleumsin­ dustrien, fordi systemet enkelt kan gjøres eksplosjonssikkert. Standard signalområder: 3-15 psi (0,2-1 kp/cM2) Pneumatiske signaler bar begrenset nøyaktighet ± 1%) og hurtighet.

C. Hydrauliske signaler Hydrauliske signaler brukes spesielt i forbindelse med elementer som måler tilstandsstørrelser med relativt høy verdi, f.eks. måling av vekt på borekrona og pumpetrykk. Høye trykk kan benyttes: 10-70 kp/cm2 eller 50-200 kp/cM2. På grunn av det høye trykket kan hydrauliske signaler overføre verdier som varierer relativt raskt. Ulempen er at utstyret blir kost­ bart og lite fleksibelt.

Digitale/Analoge signaler Når et signal uttrykkes digitalt, vil det si at signalets verdi uttrykkes ved et tall. Analoge signaler gir et kontinuerlig mål for verdien av tilstandsstørrelsen. Sammenhengen mellom signal verdien og til stands stør­ relsens verdi uttrykkes slik:

Y= A+K • X

Y= X= A= K=

signalets verdi tilstandsstørrelsens verdi nullpunktforskyvning elementets følsomhet

Hvis signalet og tilstandsstørrelsen ikke er null samtidig, har vi en nullpunktforskyvning: A er da en bestemt konstant størrelse for et gitt element. K er skalafaktoren mellom utgangssignalet og tilstandsstørrelsen og kalles derfor elementets følsomhet.

Boreinstrumentering

8.2. Instrumenttyper I. Detektor (føler) En detektor er et element som gir et utgangssignal når det påvirkes av en tilstands størrelse. Utgangssignalet er et mål for tilstandsstørrelsens verdi. Hensikten med en detektor er å komme over fra tilstandsstørrelsen (eks. temperatur, hastighet) til et signal som er hensiktsmes­ sig for videre behandling.

2. Indikatorer For å kunne presentere et målesignal visuelt, må vi bruke et indikerende instrument. Vi har tre hovedtyper av indikerende instrumenter:

1. Analoge instrumenter med fast skala og bevegelig viser 2. Analoge instrumenter med bevegelig skala og fast viser 3. Digitale instrumenter (tallene vises på skjerm).

3. Registrerende instrumenter Registrerende instrumenter brukes når man vil holde spesielt øye med tilstands størrelsens variasjon med tiden. Vanligvis tegner in­ strumentet opp til stands størrelsens variasjon som en kurve på et papirark.

Boreoperasjonsinstrumentering De mest vanlige kontrollinstrumentene på instrumentpanelet er: 1. Vektindikator - viser vekt av borestrengen, overført vekt til borekrona og boretårnets belastning. 2. Tangmomentindikator - viser «make up» eller «break out»-moment som anvendes på borerør, drivrør og foringsrør. 3. Dreiemomentindikator - viser overført moment fra rotasjonsbord til borestreng og borekrone. 4. Slamtrykkindikator - viser trykket fra pumpene, trykk i slamrøret og sirkulasjonstrykket i brønnen. 5. Rotasjonshastighetsindikator - viser rotasjonsbordets hastighet. 6. Pumpeslagteller - indikerer pumpens slag.

Målte parametre Disse parametrene er viktige når boring pågår: Krokbelastning [Ibs, tonn] Dybde [ft., m] Trykk i rør [psig, bar] Slamtetthet [p.p.g.] Væskemengde [m3, gal, bblsl Pumpehastighet [spm] Pumpeslag [stks] Vekt på borekrona [Ibs, tonn]

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 8

Rotasjonshastighet [RPM] Borehastighet [ft./h, m/t] Væskestrøm [g.p.ml Væsketemp. [°C, °F] Viskositet [cp]

8.2.1. Vektindikatorer Måling av vekt på borekrana Måling av vekt på borekrona antas å være den faktor som har størst betydning for borehastigheten. Vanligvis regner vi med at borehastigheten er direkte proporsjonal med vekten over 10 000 Ibs. For stor vekt kan føre til: 1. Tannbrudd 2. Avvik i boreretning 3. Nedbrytning av gjenger i borestrengen.

Vi skal her se på 3 forskjellige typer vektindikatorer. Alle har en indikatordel i form av et manometer med tilhørende skala og to visere.

Type I

Fig. 8.1 Vektindikator

Vektindikatoren settes i drift på følgende måte: Hele borestrengen henges i lastkroken, såvidt klar av bunnen i hullet. Vekten kommer da til uttrykk som en strekkbelastning i kroken og indikeres på en av skalaene. Den andre skalaen nullstilles i relasjon til viseren. Når så borekrona settes på bunnen, vil en del av strekkbelastningen gå over til vekt på borekrona. Dette indikeres på den andre viseren. Vektindikatoren monteres på dødtampkabelen. Jo mer last som henges i kroken, desto mer forsøker den krummede wiren å rette seg ut. Dermed overføres en kraft til en gummimembran inne i vekt­ indikatoren via metallpluggen. Denne membranen overfører sin bevegelse til hydraulisk trykk idet indikatoren er fylt med olje. Strekket i wiren er proporsjonalt med det hydrauliske trykket som overføres til et eksternt manometer. En ulempe er at indikatoren er avhengig av omgivelsestemperatur og oljemengde i membrankammeret for å gi korrekte verdier.

Hydrostatisk høydedifferanse Hvis måleenheten må monteres høyere eller lavere enn sentrum på manometeret, må man ta hensyn til denne hydrostatiske differansen ved avlesning.

Indikatorens skala Membranindikatoren leveres med ti indikatorskiver som er gradert i tusen pund. Skivene er gradert m.h.p. antall liner mellom blokkene og linedimensjonene.

Boreinstrumentering

Type 2 Monteres på borelinefestet og arbeider etter hjul-arm prinsippet. Dødtampen går tre ganger rundt trommelen på ankeret og deretter ut til reservelinetrommelen. Når strekket i borelina øker, beveger trommelen på ankeret seg. Rotasjonen begrenses av armen som holdes tilbake av trykklastcellen. Denne cellen er en hydraulisk trykktransformator. Strekk i wiren overføres til hydraulisk oljetrykk som måles av et monometer (dødvektsindikator).

Fig. 8.2 Vektindikatorens skala

Fig. 8.3 Vektindikator

Fig. 8.4 Membran i trykklastcellen

Selve trykklastcellen betegnes som «stroking» membran. Sensatoren står akkurat som et stempel, i motsetning til membrantypen (Sealtite) hvor membranen bøyes når den aktiviseres. Membran i 3 forskjellige stillinger, Fordel: Ingen friksjon, slita­ sje eller korrosjon som man finner ved sylinder typen.

Type 3 Fig. 8.5 Snitt gjennom vektindikator

Krokbelastningen måles av en trykklasteelle som er montert i det ene opplagringspunktet for toppblokken.

Fig. 8.6 Vektindikator for toppblokk

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 8

Dette arrangementet for måling av krokbelastning reduserer målefeilene (de øvrige målemetodene påvirkes av friksjon i blokkwirearrangement). Lastcellen gir et trykk lik halve krokbelastningen P = K/2, mens indikatoren er kalibrert til å vise total belastning K.

8.2.2. Toppblokkbeskytter

Fig. 8.7 Sikringssystemer for løpeblokka

Automatisk system som hindrer at løpeblokka blir heist så høyt at den kolliderer med toppblokka. En føler måler mengden (tykkelsen) av boreline spolt på trom­ melen. Systemet er trykkluftoperert og aktiviserer bremsen og slår av heisespillets motor ved en gitt løpeblokkposisjon.

8.2.3. Rotasjonshastighetdetektor Når rotasjonshastigheten øker, så øker den totale overførte energi, men overført moment pr. omdreining avtar. Vi har altså ikke direkte proporsjonslikhet mellom rotasjonshastighet og borehastighet. Lavere overført effekt til formasjonen (pr. omdr) ved økende rotasjonshastighet skyldes rullemeiselkronas virkemåte. Når vi borer et hull, er vi interessert i den rotasjonshastighet som gir maksimal penetrasjon, samtidig som kostnadene holdes på et akseptabelt nivå. Det er derfor viktig at rotasjonshastigheten regi­ streres kontinuerlig.

Boreinstrumentering

Den mest brukte rotasjonshastighetsdetektor er AC eller DCtachometer som koples direkte til rotasjonsbordet. Tachometeret gir en spenning som er proporsjonal med rotasjonshastigheten. Puls-tachometere kan også brukes. Disse står ikke i direkte kon­ takt med roterende deler, og vi unngår dermed slitasje av overførin­ gen og feil som dette kan føre med seg. Puls-tachometeret gir en elektrisk puls hver gang et bestemt punkt på den roterende delen passerer en føler. Denne føleren kan være en elektromagnet eller en fotocelle. Tachometeret må koples til en teller som kan gi et signal som representerer antall omdrei­ ninger pr. minutt (digital presentasjon). Fig. 8.8 Sammenheng mellom spenning og rotasjonshastighet

Fig. 8.9 Rotasjonshastighetsmåler

8.2.4 Dreiemomentsindikator Hvis borestrengen belastes med for stort moment, kan det oppstå brudd med etterfølgende kostbar fisking. For å unngå dette, må dreiemomentet som tilføres gjennom rotasjonsbordet kontrolleres. Når rotasjonen drives av en elektrisk motor, kan en strømshunt benyttes for å registrere tilført dreiemoment. Strømshunten gir et signal som er proporsjonalt med den strømmengde motoren trekker og strømforbruket er et mål for overført dreiemoment.

Fig. 8.10 Måling av dreiemoment

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 8

Ved å tilpasse strømsignalet fra shunten i en egen tilpasningsenhet, kan vi få et signal som kan oppfattes som et direkte uttrykk for dreiemomentet.

8.2.5 Strømningsrate/pumpeslagteller Væskemengden som pumpene leverer, er direkte proporsjonal med pumpehastigheten. Pumpetrykket som kreves for å levere en bestemt væskemengde, reguleres av systemets strømningsmotstand. Pumpefeil, feil i rørsystemet og feil i brønnen resulterer i en trykkforandring. Boreren må kunne sjekke pumpehastigheten før han foretar seg noe, p.g.a. sammenhengen mellom pumpehastighet, levert væskemengde og pumpetrykk. 1. Pumpehastigheten kan måles med et enkelt AC-tachometer. Denne målingen brukes for å kontrollere væskemengden som sirkuleres. Tachometerets utgangssignal kalibreres til å vise antall pumpeslag. pr, minutt (SPM), eller den kan kalibreres i GPM (gallons pr. minute) som angir væskestrømmen direkte. Pumpehastigheten kan også måles ved en pulsgenerator montert på pumpene. Pulsgeneratoren gir en puls pr. pumpeslag til en teller med et bestemt telleintervall. Denne telleren vil gi SPM (eventuelt GPM) måle over telleintervallet (feks. 10 sek.). Forde­ len med en slik teller er at det går an å telle totalt antall pumpe­ slag. 2. Væskestrøm registreres ved hjelp av en elektromagnetisk strømningsmåler. Måleren krever ingen restriksjon i væskestrømmen, og utgangssignalet varierer lineært med væskestrømmen. Ved å plassere en elektromagnetisk detektor på væskestrømmen inn og ut av brønnen, kan en påvise uønskede variasjoner i væskestrømmen på et tidlig tidspunkt. Måleutstyret er meget føl­ somt og måler differansen med en høyaktighet på 5. gpm. Kraftoverføringsenheten består av et rustfritt stålrør med en elektromagnet plassert sum vist på skissen. Denne gir et magnetisk felt

Fig. 8.11 Væskestrømsmåler

Boreinstrumentering

gjennom røret og slamstrømmen vinkelrett på disse. Øker slamstrømmen vil den påvirke magnetfeltet og dreie dette feltet fra primærspolen, slik at det fanges opp av sekundærspolen og omsettes til elektrisk spenning. Trykkfallbaserte detektorer kan brukes for å måle væskestrøm. En slik detektor består av en dyse eller blende inne i røret, og en dpcelle for måling av differensialtrykket over dysen. Dp-cellen kan ha elektrisk eller pneumatisk utgang. Denne type strømdetektor er betydelig billigere enn den elektromagnetiske. Fig. 8.12 Måling av væskestrøm

8.2.6 Pumpetrykksindikator Vi er interessert i væsketrykket inn og ut av brønnen. Styring av sikkerhets- og avløpsventiler er blant annet avhengig av disse. Under boring med moderne borekroner er det viktig å ha god kontroll med pumpetrykket da dette kan indikere slitasje på borestreng og pumper. Væskemanometeret må skilles fysisk fra bore­ slammet p.g.a. dets korrosive effekt.

8.2.7 Borehastighetsindikator Borehastigheten er den viktigste av alle parametere m.h.t. riggeffektivitet og lønnsomhet.

Fig. 8.13 Måling av borehastighet

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 8

Størrelsen måles ofte v.h.a. en følgeline, festet til løpeblokka og som passerer over et drivhjul. Dette hjulet driver et gir. Til giret er det koplet et presisjonspotensiometer som gir en spenning propor­ sjonal med dybden. Det er også koplet til et instrument som gir et spenningssignal som representerer borehastigheten. Når en rørlengde er boret og en ny lengde tilkoplet, må posisjonsmåleren nullstilles. Dette kan skje automatisk når følgelinen trekkes tilbake. For å få et uttrykk for total dybde, må vi ha et regneelement som summerer posisjonsmålerens signaler. En dybdemåler kan bestå av et tannhjul som drives av toppblokken. Dette hjulet driver en pulsgenerator som står i forbindelse med en teller. Telleren kan kalibreres slik at utgangssignalet direkte gir antall fot. Utgangssignalet presenteres på digital form. Ved hjelp av en lo­ gisk krets med inngangssignal fra heisens lastdetektor, kan telleren koples ut når borekronen ikke er på bunnen av brønnen.

Tonn-kilometer-indikator Enheten måler den aktuelle tonnkilometer bruk av wiren. Den angir arbeids/slitasje data for wiren. Disse anvendes i programmer for forebyggende vedlikehold av wiren. Enheten mottar signal fra vektindikatorgiveren som angir wirens belastning, og turtallssignal mottas fra RPM transmitter som er plassert i toppblokken.

Fig. 8.14 Måling av «ton-miles»

Boreinstrumentering

8.2.8 Slamtetthetsmåler Boreslammets tetthet innvirker i stor grad på borehastigheten. Når slamtettheten overstiger en viss verdi for en bestemt dybde og bergart, kan borehastigheten bli redusert til null. Det har sammen­ heng med at differensialtrykket er så stort at borekakset ikke løsner fra bunnen. Variasjoner i returslammet skyldes gassfragmenter og er av min­ dre betydning for boreoperasjonen. Den største nytte har man av en tetthetsmåler installert i sugetanken (suction tank). Figur 8.15 viser en føler hvor flottøren har større egenvekt enn slammet. Den vil da alltid være nedsenket i slam med en oppdrift lik vekten av fortrengt væskemengde. Oppdriftseffekten overføres med et pneumatisk signal til en sentral.

8.2.9. Væskemengde

Fig. 8.15 Slamtetthetsmåler

Det vil alltid være behov for å overvåke det totale slamvolum av ulike årsaker. En stor økning i volum er en vanlig indikasjon på kikk, mens minskning i slamvolum indikerer sirkulasjonssvikt. Til dette brukes en nivåindikator i hver slamtank, og utgangssignalet går til et summasjonspunkt. Dette elementets utgangssignal repre­ senterer det totale slamvolum. Prinsipp: Enheten har to indikatorer. Den ene viser total slam­ volum, og den andre økning/tap i slamvolum. Det er installert alarm for høyt/lavt nivå. Hele enheten er elektrisk og i eksplosjonssikker utførelse. På et antimagnetisk rør av rustfritt stål som er sveiset fast til bun­ nen av tanken, glir en skumfylt flottør med innvendig montert per-

Fig. 8.16 Måling av væskemengde

Fig. 8.1 7 Snitt gjennom flottør og kjedearrangement

Plattformtyper og boreutstyr - Kapittel 8

manent magnet. Inne i selve røret er det arrangert en metallglider av magnetisk materiale. Metallglideren følger den utvendige magnets bevegelse når flottøren beveges i takt med væskenivået. Denne met­ allglideren driver et elektrisk potensiometer via et kjede/gir. Potensiometeret har spenningstilførsel fra selve overvåkningsenheten. En motstandsendring i potensiometeret resulterer i en strømendring i kretsen. Strømendringen registreres som volumendring på indika­ toren. Arbeidsprinsippet for føleren er vist på figur 8.17.

8.2.10 Tangmomentindikator Tangmoment er nødvendig fordi (make up) og (break out) moment må være under kontroll av hensyn til gjenger i koplingene. Momentindikatoren består av et hydraulisk system med strekklastcelle. Det er ofte tilkopling til skriver, slik at man til enhver tid har kontroll med antall koplinger som er gjort i brønnen og deres mo-

Fig. 8.18 Tangmomentindikator

Kapittelnavn

ment.