Produksjonsteknikk 1 for VK 1 brønnteknikk [1] 8241203187 [PDF]

Zitiervorschau

Erland Jørgensen

Produksjons teknikk I forVKI brønnteknikk

Fellesspråklig utgave

™ Nasjonalbiblioteket Depot biblioteket

Vetti Viten as

© Vett & Viten AS 1998 ISBN: 82-412-0318-7 Boka er, sammen med bind 2, godkjent av Nasjonalt Læremiddelsenter i oktober 1997 for bruk i studieretning for mekaniske fag i VK1 Brønnteknikk, modul 3 Produksjonsteknikk. Godkjenningen er knyttet til fastsatt læreplan av juli 1996.

Det må ikke kopieres fra denne boka i strid med åndsverkloven eller avtaler om kopiering 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. Sats/utforming: Jan Hugo Strand Printed in Norway 1998

Utgiver: Vett & Viten AS Postboks 203, 1360 Nesbru Telefon adm: 66 84 90 40 Telefon ordrekontor: 66 98 39 80 Telefax: 66 84 55 90 http:Wwww.vettviten.no e-post: [email protected]

Forord Denne boka inngår i en serie lærebøker for videregående skole VK1 Brønnteknikk i studieretning Mekaniske fag.

Boka er i første rekke utarbeidet på grunnlag av læreplanen for VK1 Brønnteknikk, et kurs som danner grunnlag for fagbrev innen brønnteknikk. Produksjonsteknikk 1 er forfattet av Erland Jørgensen, og dekker sammen med Produksjonsteknikk 2, som er forfattet av Lars Haugland, modul 3 Produksjonsteknikk i læreplanen.

Forlaget

Innhold Kapittel 1 Brønnbygging 11 1.1 Foringsrørets funksjoner 1 1 1.2 Eksempel på et foringsrørprogram 11 1.3 Foringsrør 14 1.4 Sementering 16 Oppgaver 20 Kapittel 2 Produksjon og injeksjonsbrønner 22 2.1 Produksjonsrør 24 2.1.1 Lengdeforandring i produksjonsrør 27 2.1.2 Belastninger på produksjonsrør 32 2.2 Pakninger 34 2.2.1 Pakningstyper 34 2.2.2 Beregning av krefter som virker på pakningen 38 2.3 Brønnsikringsventil 39 2.4 Kompenseringsutstyr 41 2.4.1 Ekspensjonsmuffe 42 2.4.2 Kompensering i pakningen 43 2.5 Forankringsprofiler 43 2.6 Glidemuffe 43 2.7 Sidelomme 44 2.8 Rørforsterkninger 44 2.9 Nedre del av produksjonsrøret 45 2.10 Brønnhode og ventiltre 47 2.10.1 Brønnhodet på en plattformkomplettert brønn 47 2.10.2 Ventiltreet på en plattform 48 2.11 Klargjøring av brønner for produksjon og injeksjon 51 2.11.1 Metoder og prosedyrer for klargjøring av en produksjonsbrønn 51 2.11 2 Brønnvæske for klargjøring og vedlikehold 53 2.11.3 Pakningsvæske 55 2.11.4 Perforering 57 2.12 Horisontale brønner 63 2.13 Fullborteknologi 66 2.14 Flergrensbrønner 66 2.14.1 Boring av flergrensbrønn 69 Oppgaver 72 Kapittel 3 Havbunnskompletterte brønner 76 3.1 Historikk 76 3.1.1 Utvikling av undervannsteknologi 76 3.1.2 Gullfaks 77 3.1.3 Tommeliten 77 3.1.4 Troll 78 3.1.5 Statfjordsatellittene Loke og Sleipner 78

Innhold

3.1.6 Videre utvikling 81 3.1.7 Fjernstyrte fartøyer og verktøy 81 3.1.8 Dypvannsteknologi 82 3.1.9 Horisontale brønner 82 3.1.10 Flerfaseteknologi 82 3.1.11 Spesifikasjoner og samarbeid 84 3.2 Forskjellige systemer 84 3.2.1 Hovedkomponenter 85 3.2.2 Ulike løsninger 86 3.3 Brønnen 87 3.3.1 Brønnhodet 88 3.3.2 Låse- og tettesystem 89 3.3.3 Forbindelse til ringrommet 90 3.4 Ventiltrær 90 3.4.1 Ventiler på ventiltreet 91 3.4.2 Forskjellige typer ventiltrær 92 3.5 Forbindelse mellom brønn og plattform 96 3.5.1 Navlestrengen 96 3.5.2 Elektrohydraulisk styring 97 3.5.3 Kjemikalier 98 Oppgaver 99 Kapittel 4 Strøyming av brønnvæske i permeable bergarter 100 4.1 Strøyming 100 4.1.1 Naturleg reservoarenergi 107 4.1.2 Mogelege energitypar 109 4.1.3 Vassdriv 111 4.1.4 Gasslommedriv 113 4.1.5 Gassutløysingsdriv 113 4.1.6 Gravitasjonsdriv 114 4.1.7 Kombinasjonsdriv 115 4.2 Trykkfall i reservoaret ved strøyming 115 4.2.1 Trykkfallskurve rundt ein produserande brønn 116 4.2.2 Trykkoppbygging 116 4.3 Produksjonsindeksen (PI) 117 4.4 IPR 122 4.4.1 Drivmekanismen i reservoaret 122 4.4.2 Endring i IPR 126 4.5 Formasjonsskade 130 o 4.5.1 Årsaker til skadane 130 4.6 Strøyming gjennom heile produksjonssystemet 140 4.6.1 Trykkfall i produksjonsrøret 141 4.6.2 Trykkfall i overflateutstyr 146 4.7 Metodar for å auke utvinninga av olje 146 4.7.1 Supplerande metodar for å auke utvinninga 146 4.7.2 Injeksjon av vatn 147 4.7.3 Injeksjon av gass 149 4.7.4 Kjemiske injeksjonsmetodar 151 4.7.5 Kombinert injeksjon av vatn og gass 153 4.7.6 Nedblåsing av trykket 153

Innhold

4.8 Kunstige lyftemetodar 154 4.8.1 Gasslyfting 154 4.8.2 Pumping 156 4.8.3 Termiske metodar 157 Oppgåver 157

Kapittel 5 Produksjonsproblem og utbetringsmetodar 161 5.1 Sandproblem 161 5.1.1 Årsaka til sandproblem 161 5.1.2 Metodar for sandkontroll 163 5.1.3 Mekaniske metodar for sandkontroll 165 5.1.4 Sandanalyse 168 5.1.5 Konsolidering av sand med kjemikal (bindemiddel) 170 5.2 Syrebehandling 171 5.2.1 Syretypar 173 5.2.2 Syrebehandlingsmetodar 174 5.2.3 Tilsetjingsstoff i syra 178 5.2.4 Frakturering 179 Oppgåver 186

Kapittel 6 Vedlikehald av brønnen 187 6.1 Kabeloperasjonar 187 6.1.1 Kabeloperasjonar 187 6.1.2 Overflateutstyr 189 6.1.3 Verktøystrengen 196 6.1.4 Kabeloperasjonsverktøy 203 6.1.5 Kontroll, vedlikehald og spesialutstyr 205 6.1.6 Pluggar 207 6.1.7 Brønntraktor 208 6.2 Kveilerør 210 6.2.1 Nokre av dei vanlegaste operasjonane med kveilerør 211 6.2.2 Brønnreinsing med kveilerør 211 6.2.3 Produksjonsoppstart og gasslyfting 211 6.2.4 Brønnstimulering med kveilerør 213 6.2.5 Loggeoperasjonar med kveilerør 213 6.2.6 Perforering med kveilerør 215 6.2.7 Fiskeoperasjonar med kveilerør 215 6.2.8 Kveilerør i staden for mekanisk kabel i høgavviksbrønnar 216 6.2.9 Trykksementering med kveilerør 217 6.2.10 Produksjonsoperasjonar med kveilerør 218 6.2.11 Kveilerørsutstyr 220 6.2.12 Belastningar på kveilerør som blir brukte i operasjonar 225 6.3 Hydraulisk brønnoverhaling 228 6.3.1 Bruk av hydraulisk brønnoverhaling 228 6.3.2 Boring med trykkrør 229 6.3.3 Avgrensingar med hydraulisk brønnoverhaling 229 6.3.4 Utstyr for hydraulisk brønnoverhaling 230 6.4 Brønnservice i havbotnskompletterte brønnar 235

Innhold

6.4.1 Vedlikehald i brønnar med tradisjonell løysing 236 6.4.2 Vedlikehald i brønnar med horisontale tre 238 6.4.3 Vedlikehald gjennom produksjonsrør (TFL) 239 Oppgåver 242. Kapittel 7 Barrierar og drepemetodar 245 7.1 Barrierar 245 7.1.1 Sikringsreglar for arbeid på ein trykksett brønn 252 7.2 Drepemetodar for produksjonsbrønnar 252 7.2.1 Tilbakepressing (”bullheading”) 253 7.2.2 Sirkulasjon 254 7.2.3 Smør og blø 255 Oppgåver 256 Stikkordregister 259

Kapittel I

Brønnbygging Boring av en brønn foregår i seksjoner. Nar en seksjon er ferdigboret eller det oppstår uventede problemer, setter vi et foringsrør. Et foringsrør (eng.: casing) blir senket ned i brønnen og sementert fast til formasjonen. På denne måten får vi en trykktett forbindelse ned til olje- og gassforekomstene.

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

1.2 Eksempel på et foringsrørprogram

iih

i __ Brønnhode

36" Hull —;

■L 30" Foringsrør

26" Hull -

1

20" Foringsrør

Tabell 1.1 Beskrivelse av et foringsrørprogram

f

13 3/8" Foringsrør

17 1/2" Hull —

Tabell 1 beskriver et eksempel på et foringsrørprogram for en brønn. Foringsrørprogrammene varierer fra selskap til selskap og etter om det er en letebrønn eller en produksjonsbrønn som skal bores. Figur 1.1 viser et enkelt eksempel på et foringsrørprogram.

Type

Dimensjon OD

Åpningsrør

50-150 m 30 tommer 20 tommer 18 5/8 tommer 300-1200 m Settedypet vil variere med 13 3/8 tommer formasjonen og hullforholdene.

Forankringsrør Mellomforing 1_

12 1/4" Hull___

Produksjonsforing 9 5/8 tommer

8 1/2" Hull-------

......

9 5/8" Foringsrør

ll

j__ 7" Bunnforingsrør r

Figur /./ Eksempel på et foringsrørprogram

Bunnforing

7 tommer

Settedyp

Ofte blir foringsrøret ført ned til den produserende sonen (reservoaret) eller gjennom den. Benyttes i langtrekkende brønner, horisontale brønner, flergrcnsbrønner og dype brønner. Går ofte i eller gjennom den produserende sonen (reservoaret)

Kapittel I

o

Apningsrøret (eng.: conductor). Den øvre delen av havbunnen på norsk sokkel består vanligvis av sand, bløt leire og gjørme. Hensikten med åpningsrøret er primært å støtte opp brønnveggen i disse formasjonene, slik at brønnen ikke raser sammen. Tykkelsen på disse «bløte» lagene varierer fra ca. 50 m til ca. 150 m i Nordsjøen. De vanligste dimensjonene på dette røret er: 32, 30 og 28 tommer. Vi setter åpningsrøret på flere måter, det avgjørende er hvilken type installasjon vi borer fra. På flytende installasjoner borer vi hullet først, og deretter plasserer vi åpningsrøret i hullet. Vi monterer sammen rørene med hurtigkoblinger og sementerer det helt opp til havbunnen.

Vi kan bruke flere metoder ved boring fra en fast installasjon, men det er vanligst å slå røret ned eller å bruke en kombinasjon av å bore og å slå. Når vi bruker denne metoden, sveiser vi rørene sammen. På faste installasjoner er det også vanlig å slå ned flere åpningsrør før det bores videre. Når foringsrøret kommer ned i fastere for­ masjoner, vil kjørehastigheten (slag/m) gå ned, og arbeidet avsluttes på en gitt grense. Foringsrøret kuttes oppe på dekk i riktig høyde for å sitte på brønnhodet. På en flytende installasjon (en flyter) vil ikke den metoden som er beskrevet for faste installasjoner, være mulig ved boring av letebrønner eller havbunnskompletteringer, fordi brønnhodet står på havbunnen. På en flytende installasjon vil det være viktig å bore så dypt at vi kan henge av åpningsrøret på havbunnen. Den øvre delen av åpningsrøret blir også kalt brønnhodehuset (eng.: wellhead housing). Forankringsrøret (eng.: surfase casing). Vi sementerer forankringsrøret helt opp til havbunnen. Dette foringsrøret blir satt på et dyp som sikrer tilstrekkelig formasjonsstyrke. Formasjonsstyrken må være så stor at den tåler det trykket som den kan bli utsatt for under boring av den neste seksjonen. Det er flere vanlige dimen­ sjoner: 24, 20, 18-Vs og 16 tommer. Øvre del av forankringsrøret vil på en letebrønn eller en havbunnsbrønn være det vi kaller brønnhodet. Brønnhodet plasseres innvendig i brønnhodehuset, som i disse brønnene må stå på havbunnen. Grunnen til at brønnhodet må stå på havbunnen, er at en flytende plattform er i bevegelse og ikke kan ha en fast forbindelse med havbunnen.

Hensikten med brønnhodet for en letebrønn/havbunnskomplettert brønn er (se figur 1.2): • A feste utblasingssikringsventilen (eng.: blow out preventer BOP) til brønnen og å bære vekten av den. • A kunne henge av mindre foringsrør innvendig. På en undersjøisk (eng.: sub sea) brønn vil brønnhode også på et senere tidspunkt være feste for ventiltreet.

Brønnbygging

Brønnhodehus 18 3/4"

Foringsrørhenger 10 000 psi

SG-LTRpakning

SG-LTRpakning

Slitasjeforing 9 5/8" Foringsrørhenger 9 5/8"

Brønnhodehus 30"

Foringsrørhenger 13 3;8"

På en fast installasjon vil brønnhodet stå der foringsrørene festes oppe på plattformen, og brønnhodet vil være festepunktet for ventiltreet. Figur 1.3 viser brønnhode på en fast installasjon. Mellomforing (eng.: intermediate casing). Vi set­ ter foringsrøret for å hindre at brønnen raser sam­ men, og for å gjøre det mulig å bore dypere. Det blir også brukt når vi under boringen skal passere svake formasjoner. Det kan også være aktuelt å sette mellomforinger når vi har boret oss gjennom en høytrykkssone. Har vi satt et foringsrør gjen­ nom en høytrykkssone, vil det være mulig å bruke lettere slam ved den videre boringen. Borer vi gjennom en bløt formasjon (mobil formasjon) som salt og leire, kan det være aktuelt å sette en mellomforing for å holde formasjonen på plass og hindre at den «mobile» formasjonen flyter inn i brønnen. Skjer dette, kan det forårsake fastkjøring av borestrengen.

Figur 1.2 Brønnhodet på en letebrønn eller havbunnsbrønn

Figur 1.3 Brønnhodet på en plattfbrmbrønn Kontrollinje Produksjonsrør

Kapittel I

Det finnes mange dimensjoner på mellomforinger: 16, 133/s, 1 1%, 1034 og 95/s tommer. Normalt trekker vi mellomforingen tilbake til brønnhodet og fester den der, men vi kan også henge den av nede i brønnen. Vi fester den da til den forrige foringen (se figur 1.4). Dette foringsrøret har fått navnet bunnforing «liner».

— 13 3/8" foringsrør

Ovre låsedel Pakning Nedre låsedel

Normalt sementerer vi ikke disse foringsrørene helt opp til overflat­ en, men minst 200-300 m inn i det forrige satte foringsrøret eller over en tett sone (se figur 1.5).

Reservoar

Figur 1.4 95ld” mellom foring

hengt av som bunnfdring «liner»

— Brønnhode

|----- 1— 20" foringsrør

Produksjonsforing (eng.: production casing): Det foringsrøret som går gjennom reservoaret, kalles produksjonsforingsrøret, og kan være det siste foringsrøret som settes. Dimensjonen på dette røret vil normalt være 7 tommer, 95/s tomme eller 10% tommer i den øverste delen, og 95/s tomme i den nedre delen. Dette foringsrøret gjør det mulig å installere utstyr i brønnen som pumper og pakninger.

13 3/8" foringsrør

—----- Sementtopp Min 200 meter

_ Topp tett sone

Sement

Figur 1.5 Sementering av en 133/s” mellomforing

Bunnforing (eng.: liner)'. Bunnforingen vil være et foringsrør som er hengt av i bunnen av det forrige foringsrøret. Dimensjonen er ofte 7 tommer og vil ofte være i bruk i dype brønner, eller for å spare foringsrør (eng.: casing). I nye brønner som er boret horisontalt, eller som har et profil for å nå langt, vil ofte det siste foringsrøret være 7 tommer og hengt av i 95/s tommers mellomforing. Vi sementerer bunnforingen i hele sin lengde når vi bruker den i bunnen av brønnen og går inn i reservoaret. 1 horisontale brønnbaner og andre kompliserte brønner er ofte andre løsninger i bruk. Det kan for eksempel dreie seg om filter (eng.: screen). For å kunne produsere fra den ferdige brønnen må vi montere et nytt rør inne i produksjonsforingsrøret. Dette røret blir kalt produksjonsrøret (eng.: tubing). Før vi kan starte produksjonen eller testen, må vi etablere en forbindelse mellom brønnen og reservoaret. Det blir gjort ved å skyte hull i foringsrør (perforere), og sement inn i for­ masjonen. Perforeringen blir utført på flere måter, og det vil vi komme tilbake til senere. Her illustrerer vi bare prinsippet (se figur 1.6).

1.3 Foringsrør Figur 1.6 Perforering med kabel

Foringsrørene må tåle belastningene de kan bli utsatt for. Slike belastninger er: • Trykk. Trykkbelastninger deler vi i kollapstrykk (eng.: collapse pressure) og sprengningstrykk (eng.: burstpressure). Det finnes prosedyrer for å beregne hva slags trykk foringsrøret kan utsettes for, og for å velge ut det foringsrøret som skal benyttes. Vi skal ikke se på beregningene her.

Brønnbygging

• Strekk (eng.: tensile). Når foringsrøret henges av i brønnen, blir det utsatt for strekk. Dette strekket kommer først og fremst av vekten til selve foringsrøret. En ekstra belastning kan vi få på grunn av endringer i temperatur og trykk og når det er nød­ vendig å arbeide med foringsrøret. Det kan være nødvendig ved fastkjøring. • Vridning. Foringsrør kan utsettes for vridning i brønner som har en krokete brønnbane. • Korrosjon. Dersom det blir produsert væske som inneholder korrosive stoffer, er det vanlig å bruke tilsetningsstoff (inhibitor) i væsker som står i kontakt med foringsrøret. • Erosjon. Deler av foringsrøret kan utsettes for erosjon. Det er særlig sand som kan føre til erosjon i området nedenfor paknin­ gen. API (American Petroleum Institute) har utarbeidet en standard for foringsrør. Foringsrørene kan klassifiseres etter flere egenskaper: Fabrikasjonsmetode. Røret kan være heltrukket eller sveist. Stålkvalitet (grade). De vanligste stålkvalitetene er vist i tabell 1.2. Tabell 1.2 Kvalitet

Minimumsflytegrense (psi)

H-40 J-55 K-55 C-75 N-80 C-95 Pl 10

40 55 55 75 80 95 110

000 000 000 000 000 000 000

Lengde (eng.: range). Foringsrør blir klassifisert i tre lengdeklasser. Klasse 1 4,9- 7,6 meter Klasse 2 7,6-10,4meter Klasse 3 10,4-14,5meter

• Koblingstype. De to mest brukte koblingstypene er API rundgjenger (eng.: round thread) og API trapesgjenger (eng.: buttres thread). • Diameter. Standard foringsrør blir levert i størrelser fra 4'A til 20 tommer.

Før vi kjører foringsrørene inn i brønnen for montering, er det flere viktige operasjoner vi må foreta oss. Vi skal • måle lengden på foringsrørene og nummerere rørene • inspisere rørene for å finne eventuelle skader på rør og gjenger • rengjøre gjengepartiet og smøre på gjengefett (eng.: «dope»)

Kapittel I

1.4 Sementering Når foringsrøret er plassert i brønnen, skal vi feste det til formasjo­ nen. Det gjør vi ved å presse sement i ringrommet (annuliis) mellom brønnveggen og foringsrøret. Det er svært viktig at sementeringsjobben blir godt utført. Sementering av foringsrør blir regnet som en av de viktigste jobbene vi gjør under oppbygging av en brønn. Det er flere viktige grunner til at vi sementerer foringsrørene fast etter at de er plassert i brønnen. Sementblandingens (eng.: cement slurry) viktigste funksjoner er • å hindre at det strømmer brønnvæske (eng.: fluid) mellom foringsrøret og brønnveggen • å feste foringsrøret til formasjonen, og støtte foringsrøret slik at det tåler store trykkforskjeller • å hindre at det oppstår korrosjon på utsiden av foringsrøret

Grovt sett skiller vi mellom to hovedtyper av sementeringsoperasjoner: • Primær sementering, som er den første sementeringsjobben vi gjør når vi har plassert et foringsrør i brønnen. • Trykksementering (eng.: squeesf som blir brukt for å reparere en dårlig utført primærsementering eller for å gjøre andre utbedringer i brønnen.

Sement Sement er en blanding av flere mineraler: • kalk • leire • gips • aluminiumoksid Disse stoffene blir knust og brent ved høy temperatur. Den ferdige sementen er klassifisert i åtte ulike klasser av API. Det finnes i dag tiere andre produkter som går under basissementen, og som gir spe­ sielle egenskaper. Hver klasse vil ha en spesiell sammensetning og får da ulike egenskaper. I Nordsjøen er G-sementen nesten enerå­ dende.

Ferdig blandet sementsats inneholder som regel følgende: • Vann. Det kan være ferskt eller salt, etter de egenskapene vi ønsker. • Sement. Sementklassen blir valgt etter forholdene i den enkelte brønnen. • Tilsetningsstoffer. De blir brukt for å gi sementsatsen spesielle egenskaper som ikke basissementen har.

Brønnbygging

Eksempler på tilsetningsstoffer: • Skumdempencle kjemikalie (eng.: defoamer). Hensikten med den er å hindre skum som vil gi pumpeproblemer og måletekniske problemer. • Viskositetsreduserende kjemikalie (eng.: dispersant). Den gir mindre friksjon, og vi oppnår lettere en strømningshastighet (turbulent strøm) som rensker bedre opp i ringrommet mellom brønnvegg og foringsrør. • Retarderende kjemikalie (eng.: retarder). Den får sementsatsen til å herde langsommere, og er aktuell i dype brønner, slik at vi får tid å plassere sementsatsen før den herder. • Gasstettende kjemikalie (Antigas «Mikroblokk»). Mikroblokk er et avfallsprodukt fra ferrosilisiumindustrien. Stoffet tetter hulrommene rundt sementkornene, slik at gassen ikke kan strømme gjennom sementen før den herder. Får gassen strømme gjennom sementen, vil den lage kanaler i den ferdige sementen og vi får lekkasjer. • Filtertapskontrollerende materiale (eng.: fhudloss). Den brukes for å hindre at væskefasen i sementen blir presset ut i formasjo­ nen. Sementen vil da tørke raskere og kan gi oss problemer med å få plassert sementen. • Vektmateriale (eng.: weight material). Det brukes for å øke vek­ ten på sementsatsen slik at trykket fra sementsatsen blir større i bunnen av brønnen. På den måten hindrer vi innstrømning av formasjonsvæske. • Aksellerator (eng.: accelerators). Den brukes når vi ønsker at sementen skal herde raskere enn det basissementen ellers ville gjøre. Det er aktuelt i grunne brønner eller ved sementering av foringsrør som ikke settes så dypt. Vi kan da spare både tid og penger.

Primærsementering Primærsementeringen kan vi foreta på flere måter. Den er avhengig av foringsrørdimensjonen, plattformtypen og om det er en bunnforing eller et foringsrør som går helt opp, som vi skal sementere.

Her tar vi sementeringen på en fast installasjon som eksempel. Sementsatsen blir blandet samtidig som vi pumper den ned i brøn­ nen. På forhånd har vi regnet ut hva som trengs av de forskjellige stoffene for å få så mye sement som vi trenger. Foringsrøret skal jo sementeres til en gitt høyde. For å få plassert sementen i ringrom­ met trenger vi en sementpumpe. Denne pumpen blir brukt mens sementen og skillevæsken (eng.: spacer) pumpes inn i brønnen. Skillevæske er en væske vi plasserer foran og etter sementen. Skillevæsken vil da holde slam og sement fra hverandre. Når vi har pumpet sement og skillevæske inn i brønnen, overtar slampumpene og sørger for å presse sementen på plass på utsiden av foringsrøret.

Kapittel I

Som nevnt kan primærsementeringen utføres på flere måter. For å illustrere sementeringen bruker vi «topluggssementering». Til den­ ne jobben vil følgende utstyr på og i brønnen være nødvendig: • Foringsrørsko (eng.: shoe) • Flytekrage (eng.: flocit collarj • Sementeringshode med plugger • Sentreringsspiler (eng.: sentraliz.ers) Figur 1.7 viser dette utstyret, og hvor det står plassert før og etter at sementeringsjobben er utført.

Figur 1.7 Plassering av sementplugger og væsker før og etter en sementeringsjobb

Sementeringshode

Figur 1.8 Sementhode for bruk på en fast installasjon

Det er et ventilarrangement med en manifold som kobles på en rørstuss med samme dimensjon som det foringsrøret vi skal sementere. Innvendig i sementeringshodet er det installert to plugger - en topplugg og en bunnplugg - med hver sin utløsermekanisme. Bunnpluggen har en membran som vil ryke når den lander i flytekragen, mens toppluggen er massiv. Det vil være tre rør med ven­ tiler fra manifolden og inn til brønnen. Det nederste røret (I) kom­ mer inn under bunnpluggen Det midterste røret (2) kommer inn mellom toppluggen og bunnpluggen, og det øverste røret (3) kom­ mer inn over toppluggen (se figur 1.8).

Brønnbygging

Foringsrørsko Foringsrørskoen er montert helt i bunnen av hver foringsrørdimensjon og har en form som hindrer at foringsrøret kjører seg fast på vei inn i brønnen. Foringsrørskoen inneholder en enveisventil, som sammen med flytekragen skal hindre tilbakestrømning og sikre god kvalitet på sementen som blir stående rundt skoen.

Flytekragen

Figur 1.9 Foringsrørsko

Flytekragen har også en enveisventil og blir montert et par rørlengder over ledeskoen. Ventilen skal hindre at sementen strømmer tilbake til foringsrøret etter at vi har presset den opp på utsiden. I til­ legg skal flytekragen stoppe sementpluggene når de kommer. Flytekragen skal sammen med ledeskoen sikre at sementen rundt foringsrørskoen blir av god kvalitet. Både flytekragen og foringsrørskoen er laget i et materiale som vi kan bore i.

Sentreringsspiler

Figur 1.10 Flytekrage

Det er svært viktig at sementen blir plassert rundt hele foringsrøret. Derfor må foringsrøret stå midt i brønnen. For å få til det, monterer vi avstandsklosser på foringsrøret. De kalles sentreringsspiler (eng.: sentralizers). Sentreringsspilene er laget av spesialstål og blir mon­ tert på foringsrøret (se figur 1.11). Hvis det er en retningsboret brønn med skarp vinkel vi arbeider med, må vi sette dem tett - fra én til to per rørlengde.

Skraper Under boreoperasjonen blir det brukt slam. Dette slammet danner en tett filterkake på brønnveggen. Vi ønsker å få så god forbindelse mellom formasjonen og sementen som mulig, og da kan det være nødvendig å fjerne filterkaken først. Det kan vi gjøre med skrapere som river opp filterkaken - og skillevæsken som renser hullveggen før vi plasserar i sementen.

Figur 1.11 Sementeringsspiler

Figur 1.12 Skraper

Kapittel I

Fremgangsmåten ved topluggssementering: Utløserindikator

Figur 1.13 Sementhode for bruk på en fast installasjon (som figur I o\

1 Sirkulere slam for å rense brønnen for borekaks og få plassert slam med ønskede egenskaper i brønnen. Slammet sirkuleres gjennom ventil 1 i sementhodet. Ventilene 2 og 3 er da stengt. 2 Blande skillevæske og sement og pumpe det inn bak plugg nr. 2. Det vil si at ventil 1 stenges og ventil 2 åpnes. Bunnpluggen løses ut og begynner å bevege seg nedover i foringsrøret med slam foran og sement bak. 3 Når all sementen er pumpet, stenges ventil 2, og ventil 3 åpnes. Det skiftes fra sement til slam, toppluggen løses ut og settes i bevegelse nedover foringsrøret. Slampumpene overtar, og alle ventilene åpnes for å fjerne rester av sement. 4 Når bunnpluggen lander på flytekragen, ryker membranen i bunnpluggen, og sementen går videre nedover gjennom flyte­ kragen og foringsrørskoen og opp i ringrommet mellom hul1 veggen og foringsrøret. 5 Når toppluggen lander oppå bunnpluggen, er sementeringsjobben ferdig. Den som sementerer vil da registrere en trykkoppbygning som indikasjon på at toppluggen har landet. 6 Sementen herder. Tilbakeslagsventilene hindrer tilbakestrømning. Etter at sementen er plassert, kan vi kontrollere at sementeringsjobben er godt utført. Til det kan vi bruke akustiske logger som registrerer hvor godt sementen har bundet seg til foringsrøret, og hvor godt den har bundet seg til formasjonen. Vi kan også se hvor høyt opp foringsrøret er sementert. Til det kan vi også bruke en temperaturlogg. For å kontrollere om sementen er tett, kan vi trykkteste den.

Trykksementering Dersom resultatet fra loggene viser at det er hulrom (områder som ikke er sementert) i primærsementeringen, kan vi reparere dem med trykksementering. Vi må da skyte hull i (perforere) foringsrøret der det er for lite sement. Sementen blir så presset inn i perforeringene. Trykksementering blir også brukt i en produksjonsbrønn til å tette perforeringer som produserer bare vann. Figur 1.14 viser dette.

Figur 1.14 Perforering som trykksentreres

Oppgaver Oppgave I Forklar hvorfor det er nødvendig å bruke foringsrør i en brønn.

Oppgave 2 Fag en skisse av en bunnforing (eng.: linerj og forklar hva som er hensikten med den.

Brønnbygging

Oppgave 3 Hvilke belastninger kan et foringsrør utsettes for? Lag skisse og forklar hvordan kreftene oppstår.

Oppgave 4 Forklar hvorfor foringsrørene i de fleste tilfellene sementeres fast etter at de er plassert i brønnen.

Oppgave 5 Tegn et foringsrør etter at det er kjørt inn i en brønn, og plasser nød­ vendig utstyr i og utenpå røret for at det skal kunne sementeres fast på beste måte.

Oppgave 6 Lag en skisse av en flytekrage og en foringsrørsko. Forklar hvordan de er bygd opp.

Oppgave 7 Tegn skisser som viser plasseringen av brønnhodet, og hvordan det er bygd opp i brønner som er boret fra en fast installasjon.

Oppgave 8 Tegn og forklar hva som menes med flytespenningen til stål. Hvorfor er det viktig å kjenne den i forbindelse med foringsrør?

Kapittel 2

Kapittel 2

Produksjon og injeksjonsbrønner Ventiltre

- Produksjonsforing Hydraulikkrør Brønnsikringsventil

Pakningsvæske Produksjonsrør

Ventil for gassløft

Elektrisk kabel Trykk- og temperaturmåler Sirkulasjonspunkt Ekspansjonsledd sikning - Toppreservoar

------ Perforeringer

Figur 2.1 Produksjonsbrønn med

nødvendig utstyr

entiltre

Slam (drepevæske)

Brønnsikringsventil

Produksjonsrør

Som kjent er brønnene oppbygd med flere foringsrør av ulik lengde og ulik diameter. Foringsrørene er sementert fast. Det gir oss en sikker og tett brønn. En av de viktigste årsakene til denne opp­ bygningen er at vi skal kunne kontrollere trykkene i formasjonen. Det siste foringsrøret som ble satt, kalte vi produksjonsforingsrøret. Det betyr ikke at vi produserer gjennom dette, men at det er det foringsrøret som ligger nærmest produksjonsrøret. Det er produksjonsrøret vi skal produsere gjennom. Figur 2.1 viser en produk­ sjonsbrønn med noe utstyr. For oversiktens skyld er ikke alle foringsrørene tatt med; skissen viser bare produksjonsforingsrøret med produksjonsrør og nødvendig utstyr Vi kan nå stille oss spørsmålet: Hvorfor er elet nødvendig med enda et rør for d kunne produsere olje og gass?

Grunnen til det er følgende: • Foringsrørene er, som vi har sett, sementert fast. Det betyr at vi ikke kan skifte dem om de blir skadet. Ved å bruke et produk­ sjonsrør inne i produksjonsforingen verner vi foringsrøret mot de belastningene som kan skade det. Det kan være korrosjon, erosjon og høye trykk. Hvis produksjonsrøret blir skadet, kan vi skifte det ut fordi det ikke er sementert fast.

• Produksjonsrøret og produksjonsforingsrør sammen med pakninger danner et ringrom (annulus), som kan fylles med en pakningsvæske. Pakningsvæsken er ofte vann med oppløst salt og kjemikalier. Salt blir brukt for å gi ønsket densitet, og en væske som ikke gir utfellinger. Kjemikaliene som tilsettes skal hindre korrosjon og bakterieaktivitet som kan utvikle H2S.

Tungt slam

Ul,III!

i D

Sirkulasjonspunkt _ Ekspansjonsledd Pakning

Pp Pb

Reservoar

Figur 2.2 Drept brønn.Trykket i bunnen av brønnen (Pb) er da større enn trykket i porene (Pp)

• Pakningsvæsken blir også brukt for å hindre store trykkforskjeller over produksjonsrør, pakninger og foringsrør. På denne måten reduserer vi faren for lekkasjer og andre skader. • Det blir lettere å drepe en brønn når den er utstyrt med et pro­ duksjonsrør. Med å drepe en brønn mener vi d plassere en tung væske i brønnen som gir et trykk i bunnen av brønnene som er større enn trykket fra formasjonen (poretrykket pp). Nar vi har denne situasjonen, vil ikke brønnen kunne produsere. Vi sier at brønnen er drept (se figur 2.2).

Produksjon og injeksjonsbrønner

• En sirkulasjonsventil som kan åpnes og lukkes med mekaniske kabeloperasjoner, blir plassert nesten nederst i produksjonsrøret. Den gjør at vi kan sirkulere tung væske (slam) inn i brønnen ned ringrommet gjennom sirkulasjonventilen og opp produk­ sjonsrøret, eller motsatt vei (se figur 14). På denne måten kan vi fylle det meste av brønnen med tungt slam som balanserer reservoartrykket. • Det kan monteres andre produksjonskomponenter som brønnsikringsventil, kompenseringsledd for lengdeforandringer, forankringsprofil og lignende i produksjonsrøret. Det øker sikkerheten, og gjør det mulig å holde brønnen under kontroll i alle faser av produksjonen.

• Produksjonen blir mer effektiv når en bruker produksjonsrør.

Det har vært vanlig å bruke et produksjonsrør i hver brønn, men i dag er ofte flergrensbrønner aktuelt. En flergrensbrønn er en brønn med flere grener som går inn på en hovedbrønn opp til plattformen (se figur 2.3). Figur 2.3 Flergrensbrønn

Når en skal gjøre klar brønner som skal stå på havbunnen, finnes det systemer som krever to produksjonsrør i den samme brønnen. Et eksempel på dette er Snorre undervannsproduksjonssystem (UPA), se figur 2.4. På dette feltet brukes det en TFL (through flowlinej et system for vedlikehold. Det er et hydraulisk system som vi kom­ mer tilbake til senere. Det finnes også løsninger som krever flere enn ett produksjonsrør ned i brønnen. I visse situasjoner har det også vært brukt to eller flere produksjonsrør i samme brønn. Det kan være dersom to eller flere soner skal produseres gjennom samme brønn og trykk eller formasjons væske ikke passer sammen (se figur 2.5). Figur 2.4 Produksjon fro to soner

En ulempe med slike løsninger er at diameteren blir liten og pro­ duksjonskapasiteten blir mindre. Dessuten blir brønnen vanske­ ligere å bygge.

Figur 2.5 TLF-brønn

Vi bygger en produksjonsbrønn for å produsere olje og gass, men en injeksjonsbrønn bygger vi for å presse vann, gass eller både vann og gass tilbake i reservoaret. Hensikten med å presse væske eller gass tilbake til reservoaret er følgende: • Først og fremst for å opprettholde trykket nede i reservoaret. Klarer vi å holde trykket høyt, er det enklere å få ut mer olje og gass. Produksjonsbrønnen vil være en «lekkasje» i reservoaret. • Vi bruker også vann og gass for å presse formasjonsvæske fra en injeksjonsbrønn og til en produksjonsbrønn. Det lar seg gjøre fordi olje og gass ikke er blandbare med vann. • Hvis vi finner feit som inneholder olje og gass, kan vi enkelt overføre oljen til en båt. Det er ikke mulig med gassen, som må transporteres i rør til land. På land kan vi da kjøle gassen ned til

Kapittel 2

flytende form, men fra plattformen må den i dag gå i rør. Har vi ikke etablert gassrør, kan vi i stedet presse gassen tilbake til reservoaret og eventuelt hente den opp senere når gassrørene er på plass.

Det er ingen forskjell på oppbygningen av en produksjonsbrønn og en injeksjonsbrønn. Vi må installere det samme sikkerhetsutstyret, og de andre komponentene er ofte like. Målet og planleggingen av brønnbanen vil ofte være hovedforskjellen. Injeksjonsbrønnene er like viktige som produksjonsbrønnene. Når et felt skal bygges ut, må vi planlegge injeksjonsbrønnene samtidig med produksjons­ brønnene. Figur 2.6 viser produksjons- og injeksjonsbrønner i et reservoar. Vanninjeksjon

Oljeproduksjon

Gassinjeksjon

Figur 2.6 Produksjons- og injeksjonsbrønner i et reservoar

2.1 Produksjonsrør Produksjonsrør blir fabrikkert i mange størrelser og kvaliteter og med ulike koblinger. Vi skal ikke se på alle her, men i første omgang se på rør som er klassifisert av API. API er en klassifiseringinstitusjon som de fleste fabrikantene av produksjonsrør bruker. Det betyr at vi skal kunne bruke rør som er laget på ulike steder, dersom de har samme dimensjon. Egenskapene til et produksjonsrør blir klassifisert, og de viktigste er: • stålkvalitet (eng.: grade) • kobling (eng.: tubing joint) • lengde (eng.: range)

Stålkvalitet Standard stålkvalitet for produksjonsrør er vist i tabell 2.1. Ut av tabellen kan vi lese hvor mye de ulike stålkvalitetene kan belastes, og dette finner vi under «Minimumflytegrense» i tabellen. Verdiene for minimumflytegrense er oppgitt i pund per kvadrat tomme psi (pound per square inch) og mega pascal (MPa).

Produksjon og injeksjonsbrønner

Tabell 2.1 Stålkvalitet

H40 J55 C75 L80 N80 C90 C95 P105 Q125 V150

Minimumflytegrense psi MPa 40 55 75 80 80 90 95 105 125 150

000 000 000 000 000 000 000 000 000 000

276 379 517 552 552 620 655 724 862 1034

Fargekode (fargebånd)

1 svart 2 grønne 1 blå 1 rød og 1 brun 1 rød 1 fiolett 1 brun 1 hvit 1 oransje ikke API

Flytegrense Flytegrensen for et metall forteller oss hvor mye vi kan belaste me­ tallet før det får en varig deformasjon. For produksjonsrør dreier det seg hovedsakelig om stål. Stål vil oppføre seg som en strikk, det vil si at når vi drar i det, blir det lengre. Denne forlengelsen kan vi måle, hvis vi samtidig måler hvor stor kraft vi bruker for å få denne forlengelsen. Målingene registrerer vi i et diagram. Vi får da frem en rett linje, målingene 1 og 2 ligger på en rett linje (se figur 2.7). Hvis vi nå slipper av kraften, vil stålet gå tilbake til sin opprinnelige form, som en strikk. Fortsetter vi å dra i prøven og registrerer data i diagrammet, kommer vi til et punkt hvor vi ikke lenger får en rett linje, punkt 3. Den kraften vi bruker for å nå punkt 3, kaller vi stålets flytegrense. Trekker vi enda mer, gir større kraft (punkt 4) og slipper av kraften (punkt 5), ser vi at stålet er blitt lengre enn det var før vi startet. Vi ser at stålet har fått en varig forlengelse. Figuren viser dette, men vi kan kanskje lettest se det hvis vi setter en stålstang i en strekkmaskin og måler lengde og kraft til stålstangen ryker.

Varig forlengelse F/gur 2.7 Flytegrense og varig forlengelse

Kapittel 2

Figur 2.8 Ståltverrsnittet er skravert og pilene viser kreftene som virker på røret

Det er viktig å få frem at den kraften vi må bruke, er avhengig av arealet eller tverrsnittet som kraften virker på (se figur 2.8). Kraft måler vi i newton (N), og forlengelsen måler vi i meter (m) når vi bruker SI-enhetene. Arealet blir da i kvadratmeter (m2).

Av tabell 2.1 ser vi at flytegrensen er oppgitt i megapascal og psi. 1 Pascal Pascal er newton per kvadratmeter (N/m2) Mega betyr million. Eksempel: 270 MPa er da 276 000 000 Pa (N/m2) 2 Pund per kvadrat tomme (psi) Dette er en amerikansk målenhet. Målenheten er fortsatt mye i bruk i oljeindustrien, og derfor er det viktig å kjenne til den. 1 bar = 100 000 Pa = 14,5 psi

Som vi ser av tabell 3, blir det brukt fargekoder for å kunne skille de forskjellige stålkvalitetene fra hverandre. Det er nødvendig for at vi på en enkel måte skal kunne se forskjell på de ulike produksjonsrørene.

Koblinger Produksjonsrør leveres med to forskjellige konstruksjoner av koblingene: • Utvendig forsterkning (eng.: external upset) • Ingen forsterkning (eng.: non upset)

Utvendig forsterkning Koblinger med utvendig forsterkning har ti gjenger per tomme, og selve koblingen tåler like stort eller større strekk enn selve rørgodset.

Ingen forsterkning Koblingen har åtte eller ti gjenger per tomme, og koblingen har mindre strekkstyrke enn selve rørgodset.

Produksjon og injeksjonsbrønner

Begge koblingstypene er vist på figur 19. For hver koblingstype finnes det også flere gjengetyper. Vi skal ikke behandle dem her. Produksjonsrøret er en del av trykkontrollutstyret i brønnen, og derfor er det viktig at koblingene er tette. Den beste måten å få dem tette på er ved å bruke metall-mot-metall-tettinger. Metall-mot-metall-tettinger blir tette dersom vi bruker gjengesmurning (eng.: «dope»), og dersom momentet ved sammenskruing er stort nok. Momentet vi må bruke ved sammenskruingen, varierer fra gjengetype til gjengetype og vil også være avhengig av rørdimensjonen.

Lengdene Figur 2.9 Kobling uten forsterkning (høyre) og kobling med utvendig forsterkning (venstre)

Produksjonsrør blir fabrikkert ved trekking og leveres i tre lengdeklasser (eng.: ranges): Lengde 1: 4,9- 7,6 meter Lengde 2: 7,6-10,4 meter Lengde 3: 10,4-14,5 meter

Produksjonsrør som ikke er klassifisert av API (non API) Det finnes flere titalls produksjonsrør og koblinger som blir pro­ dusert av stålverk over hele verden. Ikke alle disse er like mye brukt. En type produksjonsrør som er mye brukt i Nordsjøen, er VAM. VAM kommer opprinnelig fra Frankrike, men produseres i dag på lisens mange steder. VAM-rør finnes i mange av de samme kvalitetene og størrelsene som API-klassifiserte rør. Den viktigste forskjellen ligger i koblingstype og gjengetype. Figur 2.10 viser en VAM-kobling.

Figur 2.10 VAM-kobling

Punkter som er spesielle for VAM-koblinger: • den har tilnærmet samme indre diameter overalt • trapesgjenger (eng.: buttress thread). • tetteflaten skjer med en kon (eng.: taped seal) og skulder (eng.: shoulder), se figur 2.10.

2.1.1 Lengdeforandring i produksjonsrør Produksjonsrørene blir fabrikkert i flere lengder. Lengden står ikke på rørene, og derfor må vi måle hvert rør før vi kjører dem inn i brønnen. Det gjør vi for å ha full kontroll over alt utstyret som befinner seg i brønnen.

Når rørene er på plass nede i brønnen, har de en annen lengde enn den vi målte oppe på rørlageret på dekket før vi kjørte dem inn i brønnen. Vi må kjenne til de effektene som virker inn på rørets lengde, slik at vi alltid vet hvor ulike rørseksjoner og utstyr befinner seg. Like viktig er det å vite hvor store forandringer røret blir utsatt for, slik at vi kan montere et teleskobledd som tar opp all bevegelse.

Kapittel 2

Vi skal se litt nærmere på de viktigste årsakene til lengdeforandring i produksjonsrør. De enkleste skal vi vise med regneeksempler, mens de mer kompliserte årsakene blir beskrevet. Følgende effekter virker inn på produksjonsrørets lengde: • temperaturforandring • vekteffekt • stempeleffekt • ballongeffekt og omvendt ballongeffekt • bøyeeffekt

Lengdeforandring på grunn av temperaturforandring Når temperaturen i brønnen forandrer seg, vil også lengden på pro­ duksjonsrøret forandre seg. Øker temperaturen, vil også lengden øke. Og når temperaturen går ned, blir lengden redusert. Det er enkelt å beregne lengdeforandring på grunn av temperaturforan­ dring. Vi beregner den på følgende måte:

AL = L•AT • a hvor AL = L = AT = a =

lengdeforandring (m) produksjonsrørets målte lengde (m) gjennomsnittlig temperaturendring (°C) temperaturutvidelseskoeffisienten for stål: 12,3 • 10-6 (m/m/°C)

Det som pleier å gi størst problemer, er å beregne den gjennomsnitt­ lige temperaturendringen.

Eksempel Vi måler lengden av produksjonsrøret ved én temperatur på dekk, så kjører vi produksjonsrøret ned i brønnen. Vi setter brønnen i pro­ duksjon - den vil da ha én temperatur i bunnen og en annen i top­ pen. Temperaturen vil være avhengig av produksjonssituasjonen. Her antar vi at det er en jevn økning fra temperaturen i toppen og ned til bunnen. Den nye gjennomsnittlige temperaturen finner vi da ved å legge sammen temperaturen i toppen med temperaturen i bun­ nen og dele på to. Det gir oss gjennomsnittlig temperatur når røret står i brønnen. Fra før har vi notert oss den temperaturen vi gjorde lengdemålingene ved oppe på dekk. Forskjellen mellom disse to temperaturene vil gi oss den gjennomsnittlige temperaturendringen. Vi illustrerer dette med et talleksempel: • Temperaturen ved målinger på dekk er 8 °C • Ved full produksjon har brønnen en temperatur ved toppen (brønnhodet) på 95 °C • Reservoartemperaturen, som også er tilnærmet lik temperaturen i bunnen av brønnen, er 105 °C. • Rørlengden er 5000 m

Produksjon og injeksjonsbrønner

Vi skal beregne lengdeforandringen som denne temperaturendrin­ gen gir oss:

Gjennomsnittlig temperatur i produksjonsrøret ved full produksjon: 95 °C +1 105 °C _ 1 2 "

]

j QQ

Temperaturendringen fra måling på dekk til temperatur ved full pro­ duksjon: 100 °C - 8 °C = 92 °C

2

Lengdeforandringen blir da: AL = 5000 m • 92 °C • 12,3 • 10~6 m/m/°C = 5,658 m

Ut fra beregningene vi har gjort, vil røret bli 5,658 meter lengre på grunn av temperaturøkningen. For å unngå store krefter og slitasje på rør blir denne lengdeforandringen tatt opp i ekspansjonsleddet.

Lengdeforandring på grunn av vekt (vekteffekt) Produksjonsrøret er hengt av i brønnhodet ved hjelp av en henger (produksjonsrørhenger). På grunn av den totale vekten av produk­ sjonsrør som henger i brønnen, blir røret lengre. Lengdeforand­ ringen på grunn av vekt kan vi også beregne forholdsvis enkelt ved å bruke denne formelen, når brønnen er vertikal:

AL L A D d F

= = = = = =

lengdeforandring i meter (m) total lengde i meter (m) ståltverrsnittet på røret - P/4 • (D2 - d2) i meter (m2) den ytre diameteren på røret (m) den indre diameteren på røret (m) gjennomsnittlig kraft som røret blir utsatt for i newton (N), og F finnes på følgende måte:

_ L • w • Kb • 9,81 m/s2 “ 2 Hvor: w = vekten av røret i kilo per meter (kg/m) Kb = oppdriftsfaktor. Den kan finnes fra tabell eller ved beregning _ i

iz

b

Pbrønnvæske

7850

7850 er stålets densitet i kg/m3

Kapittel 2

E = elastisitetsmodulen for stål = 2,07 • 1011 (N/mm2) = 2,07 • 105 (N/m2)

Vi ser på et talleksempel for å illustrere dette: Det er den samme brønnen som vi brukte da vi beregnet lengdeendringen på grunn av temperatureffekten.

w = 19,2 kg/m A = 0,002323 m2

Vekt i kilo per meter av produksjonsrøret. Ståltverrsnittet på produksjonsrøret, fra tabell eller beregnet. L = 5000 m brønnens totale lengde (vertikal)

Brønnen produserer olje med densitet på 0,85 kg/dm3 = 850 kg/m3 850

Kb=|-^85O=0'892

L = rørets lengde i meter = 5000 m A = ståltverrsnittet på røret = 0,002323 m2 F = gjennomsnittlig kraft som røret blir utsatt for (N)

5000 m • 19,2 kg/m • 0. 892 • 9,81 m/s2 NT F =--------------------- --------------------------------= 420 025 N 2 Innsatt i formelen for lengdeforandring på grunn av densitet gir dette:

.T 5000 m • 462 404 N AE =---------------------------------------- -- 4.81 m 0.002323 m2 • 2,07 • 105 N/m2

Eengdeendringen på grunn av densitet blir i denne brønnen 4,81 m

Total lengdeforandring på grunn av vekteffekt og temperatur blir da: 4,81 m + 5,66 m = 10,47 m I tillegg til disse to effektene kommer endringer på grunn av andre effekter som stempeleffekt, ballongeffekt/omvendt ballongeffekt og bøyeeffekt. Disse effektene beregner vi ikke her, men nøyer oss med å beskrive problemet.

Stempeleffekt Denne effekten er resultatet av trykkrefter på det utstyret som skal kompensere for lengdeforandringen (ekspansjonsmuffe) på et pro­ duksjonsrør. Figur 2.11 viser hvordan ekspansjonsmuffen kan være konstruert, og hva slags krefter som vil virke på den.

Produksjon og injeksjonsbrønner

Kraft (p • A) som virker oppover på grunn av brønntrykket (Stempeleffekt) Pakning

Vi finner kraften som virker på en flate, ved å ta trykket og multi­ plisere med arealet av flaten. På grunn av ulike trykk og ulike flater som trykket virker mot i ringrommet og inne i produksjonsrøret, oppstår det krefter som virker på røret. Kreftene og dermed lengden av røret endrer seg hvis trykket i ringrommet eller produksjonsrøret forandrer seg. Denne effekten kaller vi stempeleffekt.

Ballongeffekt og omvendt ballongeffekt Trykk mot innsiden eller utsiden av produksjonsrøret kan forandre diameteren på røret. Når diameteren forandres, forandrer også leng­ den på røret seg. Figur 2.12 viser en produksjonsbrønn hvor pro­ duksjonsrøret er montert. Ventiltre

Figur 2.11 Ekspansjonsmutteren og krefter som virker på den (stempeleffekt)

Brønnhode Produksjonsforing Produksjonsrør Trykk inne i produksjonsrøret (pi) Trykk på utsiden av produksjonsrøret (ringrommet)(pu) Sement

Foringsrør Ringrom fylt med pakningsvæske Topp ...reservoar Snitt A-A

4 Produksjonsrør Brønnstrømmen (innvendig produksjonsrør)

Figur 2.12 Årsak til ballongeffekt og omvendt ballongeffekt i en produksjons­ brønn

Dersom det innvendige trykket pi øker og det utvendige trykket pu er uforandret eller minker, fører det til at diameteren øker når stålet gir etter. Når diameteren øker, vil rørets lengde minke. Denne effek­ ten kaller vi ballongeffekten.

Dersom det utvendige trykket (pu) øker og det innvendige trykket (pø er uforandret eller minker, fører det til at diameteren på røret blir mindre. Når diameteren blir mindre, vil det føre til at røret blir lengre. Denne effekten kaller vi omvendt ballongeffekt. Beregninger av lengdeforandring på grunn av ballongeffekt og omvendt ballongeffekt er vanskelige og blir ikke behandlet her.

Bøyeeffekt La oss se på et produksjonsrør som henger fritt i en brønn, og der væsken som står på innsiden og utsiden av røret, er den samme. I denne situasjonen vil de kreftene som virker mot enden av røret gi lengdeforandring på røret. Det skjer når røret blir presset oppover av de kreftene som virker mot enden av produksjonsrøret. Røret vil da bukte seg og legge seg inntil foringsrøret flere steder. Vi sier at røret

Kapittel 2

følger en sinuskurve. Bøyelengden vil være avhengig av diameteren på foringsrøret og produksjonsrøret. Beregningen av lengdeforan­ dring i denne situasjonen er også vanskelig og blir ikke tatt med her. Figur 2.13 viser denne effekten.

2.1.2 Belastninger på produksjonsrør Når et produksjonsrør er montert i en brønn, blir det utsatt for flere belastninger. Disse belastningene varierer med dybden, trykket og væsketypen som blir produsert, væsketypen som står i ringrommet, og om brønnen er stengt, produserer eller blir overhalt.

Figur 2.13 Lengdeforandring på grunn av bøyeeffekt

Ved dimensjonering av produksjonsrør må vi ta hensyn til følgende belastninger: • strekkbelastning • kollapstrykk • sprengningstrykk • vridning • korrosjon • erosjon

Strekkbelastning Strekkbelastningen kommer først og fremst av vekten til produk­ sjonsrøret (densiteten). Strekkbelastningen er derfor alltid størst øverst i produksjonsrøret og minker nedover mot bunnen av hullet. Det kan oppstå tilleggsbelastninger på grunn av trykk og fordi det er låst fast oppe og nede. Ved dimensjonering av produksjonsrør er det vanlig å bruke en sikkerhetsfaktor. Den vil variere mellom 1,6 og 2,0. Sikkerhetsfaktoren blir brukt ved dimensjonering og betyr at røret tåler to ganger så mye som beregnet hvis sikkerhetsfaktoren var 2.

Kollapst rykket Når det er trykkforskjell mellom utsiden og innsiden av et produk­ sjonsrør, har vi kollapstrykk dersom det utvendige trykket er større enn det innvendige. På utsiden av produksjonsrøret står det en pak­ ningsvæske som gir det utvendige trykket. Det står olje eller gass på innsiden når vi produserer. Ved normale forhold i brønnen er det liten fare for at røret skal kollapse. Men hvis det oppstår en lekka­ sje i toppen av produksjonsrøret ved produksjonsrørhengeren når brønnen er stengt, kan vi få svært stor trykkforskjell nede ved pakningen. Denne trykkforskjellen kan gi kollaps av produksjons­ røret. Sikkerhetsfaktoren for kollaps som vi bruker ved dimen­ sjonering av produksjonsrør, ligger mellom 1,1 og 1,2.

Produksjon og injeksjonsbrønner

Sprengningstrykk Dersom det innvendige trykket i røret er større enn det utvendige trykket, har vi et sprengningstrykk. Når brønnen produserer, er trykkforskjellen som regel liten. Stenger vi derimot brønnen, vil trykket innvendig i produksjonsrøret stige og det kan oppstå et sprengningstrykk. Faren for sprengning er normalt størst oppe ved brønnhodet. Tenker vi oss at væskenivået i ringrommet synker, øker sprengningstrykket, og det vil være størst rett over væskenivået i ringrommet. Sikkerhetsfaktoren ved dimensjonering ligger normalt mellom 1,0 og 1,1. Stengt bronn

Stengt brønn

Pakningsvæske

Gass Pu

Her er det fare for sammenpressing

produksjonsrøret

Fare for sammenpressing

gi sprengning

Figur 2.14 Krefter som kan føre til kollaps, sammenpressing eller sprengning av et rør

Vridning Produksjonsrørene kan i enkelte tilfeller bli utsatt for vridning. Det er spesielt tilfellet i krokete brønner, men normalt kan vi se bort fra denne belastningen.

Korrosjon Dersom den produserte brønnvæsken (eng.: fluid) inneholder kar­ bondioksid (CO2), hydrogensulfid (H2S) eller andre korrosive stof­ fer, kan produksjonsrøret bli utsatt for korrosjon. Produksjonsrøret kan også korrodere på utsiden dersom pakningsvæsken ikke har korrekte egenskaper. Hvis vi kan vente oss korrosjon, må vi gå ut fra en korrosjonsrate og så se på denne raten i sammenheng med brukstiden på røret. Ut fra disse kriteriene dimensjonerer vi så røret.

Erosjon Vi får erosjon hvis brønnen produserer sand eller andre mineralpartikler sammen med brønnvæsken. Faren for erosjon øker når strømningsfarten er høy. Ved innsnevringer i brønnen øker hastigheten og dermed også faren for erosjonsskader. Det vil også være større hastigheter i en gassbrønn enn i en oljebrønn.

Kapittel 2

Når vi har oversikten over de belastninger og kreftene som virker på røret, dimensjonerer vi røret og finner frem til riktig rørkvalitet. Dimensjonering av produksjonsrør vil ikke bli behandlet her.

2.2 Pakninger Vi bruker pakninger (eng.: packers) på produksjonsrør og testerør for å isolere ringrommet fra resten av brønnen. Pakningen er plassert på det punktet hvor vi fester produksjonsrøret til foringsrøret nederst i brønnen. Pakningens to hovedoppgaver blir da: • å isolere ringrommet fra resten av brønnen • å låse produksjonsrøret fast til foringsrøret

For å oppfylle disse to kravene må pakningen bestå av to hoved­ komponenter: et låsesystem og et tettesystem. Andre grunner til at vi setter pakninger, er følgende: • Pakningen skal hindre produserende brønnvæske (eng.: fluid), og væsker vi skal bruke ved behandling av reservoaret, i å komme i kontakt med foringsrøret. Det er viktig at disse væskene ikke kommer i kontakt med foringsrøret for å hindre korrosjonsskader og å verne foringsrøret mot unødvendig høye trykk. • Pakningen isolerer ringrommet, som så kan fylles med pakningsvæske. Pakningsvæsken blir tilsatt kjemikalier slik at den verner foringsrøret og produksjonsrøret mot korrosjon. Pakningsvæsken hindrer også at det blir stor trykkforskjell mel­ lom produksjonsrøret og foringsrøret. Ved å gi pakningsvæsken et lite overtrykk kan vi lett påvise lekkasjer. • Vi kan da montere gassløftventil. På den måten blir det mulig å presse gass ned i ringrommet gjennom gassløftventilen og inn i produksjonsrøret. Denne gassen vil hjelpe oljen opp. • Vi kan lettere drepe brønnen med sirkulasjon av tung væske ned ringrommet og opp i produksjonsrøret til hele brønnen er fylt med en væske som gir større trykk enn det reservoaret gir. Brønnen produserer ikke mer, og vi sier den er drept.

2.2.1 Pakningstyper Produksjonspakninger blir ofte delt i to grupper: • faste («permanente») • uttrekkbare («retrievable»)

Faste pakninger De faste pakningene er utstyrt med to låsesystemer, som har motsatt kone flater. På denne måten tåler pakningen i låst stilling like store

Produksjon og injeksjonsbrønner

krefter oppover som nedover. Mellom disse to låsesystemene ligger tettesystemet. Tetteflaten består av et elastisk kunststoff som blir presset sammen og utover av de samme kreftene som aktiverer låsesystemet. På grunn av denne konstruksjonen med en forankringsdel (eng.: slips) som peker oppover og nedover, blir pakningen godt forankret. Disse pakningene må vi ofte frese i stykker for å få trukket opp igjen. Faste pakninger passer derfor best i brønner hvor de skal stå lenge, og der kreftene som virker på pakningen, kan være store og varierende. De brønnene vi monterer faste pakninger i, vil derfor være produksjons- og injeksjonsbrønner. Pakningen kan også brukes i andre situasjoner der forholdene krever det. Figur 2.15 viser eksempel på en permanent pakn­ ing.

Låsing av pakningen til foringsrøret Pakningen må låses til foringsrøret på en slik måte at følgende krav oppfylles. Vi må kunne • sette den raskt uten mange inn- og utkjøringer i brønnen av utstyr • sette den nøyaktig på den dybden som er fastsatt • tilføre den nok krefter ved setting slik at låsesystemet får skikkelig tak, og at tettesystemet blir satt med stor nok kraft til å tåle store trykkforskjeller Det kan brukes flere låsemetoder for å få dette til: • hydraulisk • mekanisk • kabelopererte pakninger (wireline) Figur 2. / 5 Permanent pakning (Camco)

Hydraulisk låsemetode Dette er den mest brukte metoden. Hovedårsaken til det er at vi kan kjøre pakningen inn i brønnen på produksjonsrøret. Andre viktige punkt er at det går raskt å sette pakningen, og det er lett å plassere den på rett plass. Når pakningen er plassert på rett dyp, kan vi «pumpe» den fast ved å øke trykket i produksjonsrøret. Før vi beg­ ynner å pumpe, må vi sette en plugg som blokkerer produksjon­ srøret på nedsiden av pakningen. Det blir i dag gjort ved at vi setter en plugg i et forankringsprofil (eng.: nipple). Når det er gjort, pumper vi væske inn på toppen av røret. Trykket stiger og paknin­ gen blir satt når trykket påvirker settemekanismen (se figur 2.15).

Mekanisk låsemetode

Figur 2. / 6 Uttrekkbar pakning (Raker)

Her blir pakningen kjørt inn sammen med produksjonsrøret og låst til foringsrøret med mekanisk kraft på pakningen. Kraften blir over­ ført til pakningen ved rotasjon, vektbelastning eller en kombinasjon av vekt og rotasjon. Figur 2.16 viser en uttrekkbar paking som er vektsatt.

Kapittel 2

Kabelopererte pakninger Når vi skal sette pakningen på denne måten, må vi bruke en elek­ trisk kabel og et setteverktøy med en ladning som fyres av for å skape krefter til å sette pakningen. Kraften kommer fra gasstrykket som bygger seg opp når vi fyrer av ladningen, og som blir overført til pakningen med et stempelarrangement. Etter at pakningen er satt, må vi kjøre inn produksjonsrøret og låse det til pakningen. Denne metoden er mer tidkrevende og blir derfor lite brukt for å sette pakninger. Metoden blir brukt i spesielle operasjoner, for eksempel når vi skal sette en broplugg (eng.: bridge plug) for å blokkere foringsrøret eller i nye brønner hvor vi bruker «monobor» for å feste utstyret i brønnen på denne måten.

Trekking av faste pakninger Vi må skifte de faste pakningene dersom de ikke holder tett, og når vi skal skifte produksjonsrør. Pakningen er vanskelig å løsne, slik at vi som regel må frese den i stykker for å løsne den. For å klare dette må vi trekke av produksjonsrøret i ekspansjonsleddet. Deretter går vi ned med en fres (eng.: pcicker mill) på et rør. På noen timer blir så låsesystemer i pakningen frest ned, pakningen løsner, og vi kan dra ut restene.

Uttrekkbare pakninger Disse pakningene er konstruert slik at de låser seg lett til foringsrøret, og vi kan løsne dem lett igjen etter bruk ved å bruke strekkraft på dem. De passer derfor best til kortvarige operasjoner, der belastningene er små og kan kontrolleres. Operasjoner hvor det er en fordel å bruke en uttrekkbar pakning: • brønntesting (eng.: drill steam test - DST) • syrebehandling • frakturering • trykksementering eller reparasjonssementering

Konstruksjonen av uttrekkbare pakninger Hovedkomponentene i disse pakningene er også en tettedel og en låsedel, hvor tettedelen er plassert øverst. Låsesystemet består av låseelementer som blir presset utover mot foringsrøret av en kon flate, se figur 2.17. På en del av disse pakningene er det et friksjonssystem nedenfor låsesystemet. Det er nødvendig for å låse paknin­ gene som har mekanisk låsesystem. Friksjonselementene er i kon­ takt med foringsrøret og gir nok friksjon til å holde igjen når pakningen skal låses.

Figur 2. / 7 Strekksatt uttrekkbar pakning

Produksjon og injeksjonsbrønner

Låsing Disse pakningene kan låses til foringsrøret ved at vi bruker de samme metodene som for faste pakninger: • Hydraulisk. Metoden blir utført på samme måte som ved låsing av faste pakninger • Mekanisk. Mekanisk setting betyr at vi tilfører en kraft på pakningen oppe fra plattformen. Overføring av kraft til paknin­ gen skjer ved bruk av rotasjon, strekk, trykk eller en kombi­ nasjon av disse måtene. Vi setter rotasjonssatte pakninger ved å rotere strengen den ene veien og løsner dem ved å rotere motsatt vei. Pakningene tåler like store belastninger begge veier. Strekksatte pakninger har et friksjonssystem for å få tak og for å løse ut mekanismen. Vi låser pakningen ved å dra oppover, og frigjør den ved å slakke av og rotere noe. Det avhenger av fabrikasjon og modell. Vektsatte pakninger har et friksjonssystem som gjør det mulig å utløse låsesystemet. Låsesystemet ekspanderer så mot foringsrøret når det blir overført vekt til det. Den samme vekten komprimerer også tettesystemet. Det blir brukt borevekter (eng.: drill collor) for å få nok vekt og til å holde pakningen låst. Pakningen blir frigjort ved at vi drar den oppover og på den måten avlaster vekten som belaster pakningen. Figur 2.16 viser en slik pakning. • Kabelopererte pakninger. Denne metoden er lite i bruk, men er den samme som for faste pakninger som settes med denne metoden.

Valg av pakning Når vi skal velge pakning, må vi vurdere det ut fra • den brønntypen vi skal bruke den i • hvilke belastninger pakningen blir utsatt for • hvor lenge den skal stå i brønnen • prisen Det er viktig å se på kostnadene over hele levetiden til pakningen når vi skal vurdere prisen. Dersom vi må stenge av produksjonen for å rette opp feil på grunn av pakningen, blir dette mye dyrere enn å velge en dyrere løsning med en gang.

Før vi kjører en ny pakning inn i en brønn, bør vi • skrape foringsrøret der pakningen skal stå • sirkulere brønnvæske for å få ut metallrester, borekutt og slamrester • plassere en væske i brønnen som er uten faste stoff. Til det er det vanlig å bruke en saltoppløsning • passe på at pakningen ikke blir satt på samme sted som det har stått en pakning tidligere

Ji

Kapittel 2

_ Trykkmåler for ,-p ringrommet (viser 8 bar) _ _ 4,5" 12,75 lb/ft Pakningsvæske SG = 1200 kg/m3

__ Olje SG = 850 kg/m3

Vektrør

: 2850m

337,6 bar Pakning (Modell G) Baker -- 445,8 ba£ Reservoar trykk 450 bar

Figur 2.18 Krefter som virker på pakningen

2.2.2 Beregning av krefter som virker på pakningen Eksempel Vi skal teste en brønn med en dybde på 2850 meter til topp-perforering. Brønnen har 7 tommers foringsrør med en vekt på 32 lb/ft. Pakningen skal stå på 2800 meter. Røret vi skal bruke under testen, er et 4,5 tommers 12,75 lb/ft-produksjonsrør. I brønnen står det en olje med densitet på 850 kg/m3.Væsken som står i ringrommet har et overtrykk på 8 bar. I ringrommet er det en pakningsvæske med densitet 1200 kg/m3. Reservoartrykket på 2850 meter er 450 bar (se figur 2.18). Vi skal beregne hvor tunge borevekter vi må bruke for å holde pakningen låst, slik at det er likevekt mellom kreftene som virker oppover, og de som virker nedover. Vi beregner først trykket over (po) og under (pu) pakningen. po = 2800 • 0,0981 • 1,2 + 8 bar = 337,6 bar pu = 450 bar - 50 • 0,85 • 0,981 = 445,8 bar

Trykket på 337,6 bar virker nedover på oversiden av pakningen. For å finne ut hvor stor kraft som virker nedover må vi beregne arealet som trykket virker på. Arealet på oversiden av pakningen (Ao) er arealet av en sirkel med diameter lik den innvendige diameteren i foringsrøret, minus arealet av en sirkel med diameter lik den utvendige diameteren av produksjonsrøret (se figur 2.19).

Figur 2.19 Arealet som trykket virker på over pakningen

Innvendig diameter (ID) produksjonsror/boreror 4.5" 12.75 lb/ft

Trykket på 445,8 bar virker oppover på undersiden av pakningen. For å finne ut hvor stor kraft som virker oppover må vi beregne arealet som trykket virker på. Arealet på undersiden av pakningen (Au) er arealet av en sirkel med diameter lik den innvendige diame­ teren i foringsrøret minus arealet av en sirkel med diameter lik den innvendige diameteren av produksjonsrøret (se figur 2.20). Dimensjoner på foringsrør og produksjonsrør finner vi i tabeller i Drilling Data Handbook (DDH). • Innvendig diameter i 7 tommers foringsrør, 32 lb/ft = 6,094 tommer = 0,1548 m • Utvendig diameter i 4,5 tommers produksjonsrør, 12,75 lb/ft = 4,5 tommer = 0.1 143 m • Innvendig diameter i 4,5 tommers produksjonsrør, 12,75 lb/ft = 3,958 tommer = 0,1005 m

Figur 2.20 Arealet som trykket virker på under pakningen

Produksjon og injeksjonsbrønner

Arealene som trykkene virker mot: A„ = ~ (0,15482 - 0,11432) = 0,00856 m2

(0.15482 - 0,1 OO52) = 0,01089 m2

Au =

Kraft = trykk multiplisert med arealet.

Vi kan nå regne ut kreftene over (Fo) og under (Fu) pakningen. 1 bar = 100 000 Pa = 100 000 N/m2

Fo = po • Ao = 33 760 000 N/m2 • 0,00856 m2 = 288 986 N Fu = pLI • Ao = 44 580 000 N/m2 ■ 0,011089 m2 = 494 348 N

For at det skal være likevekt mellom kreftene, må vi tilføre en kraft på oversiden (AF0):

AF0 = Fu - Fo = 494 348 N - 288 986 N = 205 361 N F = m-g

(g = 9,81 m/s2)

m = F/g

m = massen (kg)

F = kraft (N) g = tyngdens aksellerasjon på jorden

I vårt tilfelle betyr det at vi må tilføre en (W) på: w=

9,81 m/s2

= 20 934 kg (= 46 150 Ib)

For at det skal virke en like stor kraft over pakningen som under pakningen, må vi sette av en vekt på 20 934 kg på pakningen. Når vi kjenner dimensjonen på rørene vi skal bruke, kan vi regne ut hvor stor lengde vi trenger for å gi den ønskede vekten. For å være sikker på at pakningen skal stå i ro, bør vi bruke noe større vekt enn det som gir balanse mellom kreftene.

2.3 Brønnsikringsventil Brønnsikringsventilen (BSV) blir styrt oppe på plattformen. Den har fått navnet overflate styrt brønnsikringsventil (eng.: SCSSV surface controlled subsea safety valve). Hensikten med denne ven­

Kapittel 2

tilen er å stoppe olje eller gasstrømmen hvis elet skulle skje uhell på brønnhodet eller med selve plattformkonstruksjonen. Eksempler på slike uhell kan være: • brann • eksplosjon • mekanisk feil Brønnsikringsventilen er påbudt i alle brønner i Nordsjøen. Det finnes to hovedtyper av disse ventilene:

• rørmonterte - som er en del av produksjonsrøret. • kabelmonterte - som ikke er en del av selve produksjonsrøret, men blir montert i en forankringsprofil innvendig i produksjons­ røret. Denne modellen vil føre til at innvendig diameter blir mindre. Begge typene blir kontrollert av en hydraulisk linje som går fra ven­ tilens forankringsprofil til et kontrollsystem på overflaten. Under normale forhold blir ventilen holdt åpen ved at det blir tilført og opprettholdt et hydraulisk trykk gjennom styrelinjen. Vi stenger ventilen ved å blø av trykket i styrelinjen. Det vil være både fordeler og ulemper med begge modellene. I nye brønner i dag er det standard å bruke en brønnsikringsventil som en del av produksjonsrøret. Fordelene med en kabelmontert brønn­ sikringsventil er at vi lett kan trekke den av for inspeksjon, repara­ sjon og utskifting. Den største ulempen er at ventilen reduserer strømningsarealet og kan forårsake tilstoppingsproblemer. Det kan også oppstå problemer under setting og trekking på grunn av sand og andre avsetninger. For at vi kan installere en kabelmontert brønnsikringsventil, må produksjonsrøret være utstyrt med forankringsprofil for ventilen (se figur 2.21).

Forankringsprofilet har et låsespor (1), en stoppring for posisjone­ ring (3), tetteflater (2) og (5) for brønnsikringsventilens pakninger. Forankringsprofilet må også være utstyrt med tilkobling for den hydrauliske styrelinjen (4).

Figur 2.21 Forankringsprofil for brønnsikringsventil (BSV)

Selve brønnsikringsventilen finnes i flere varianter. I dag er klaffventilen enerådende. Tidligere var det vanlig å bruke kuleventiler. Vi skal her se på prinsippet for virkemåten og konstruksjonen til en kabelmontert og til en rørmontert brønnsikringsventil. Virkemåten er den samme for alle brønnsikringsventilene med klaff. Det hydrauliske trykket vi har oppe på plattformen, går gjennom kontrollinjen til forankringsprofilet og inn til selve ventilen. Det hydrauliske trykket virker på et stempel. Dette stempelet presses nedover mot klaffen (ventilen) og åpner den (se figur 2.22).

Produksjon og injeksjonsbrønner

Ventilen har et trykkutjevningssystem som fungerer slik at når stem­ pelet begynner å bevege seg nedover, åpnes trykkutligningsventilen. Trykket kan nå gå gjennom en liten åpning i stempelet. Etter at trykket er utlignet, åpner klaffen helt. Prinsippet for trykkutligning kan variere fra modell til modell, enkelte modeller har ikke mulighet for trykkutligning. Når stempelet åpner seg, blir en fjær presset sammen. Denne fjæren sørger for at stempelet går tilbake, og ventilen stenges hvis trykket bløs av.

Virkemåten er den samme for en rørmontert brønnsikringsventil. Denne ventilen er som nevnt, en del av produksjonsrøret og kan ikke trekkes med kabel. Modellen som er vist på figur 2.23, har ikke trykkutligningssystem.

Hvis denne ventilen får en funksjonsfeil. er det mulig å montere en kabelmontert brønnsikringsventil inne i den rørmonterte ventilen. Den kabelmonterte brønnsikringsventilen bruker da den eksis­ terende styrelinjen, men vi får en reduksjon av strømningen og en mindre innvendig diameter. Figur 2.22 Kabelmontert brønnsikrings­ ventil (Camco)

2.4 Kompenseringsutstyr Lengden på produksjonsrøret forandrer seg under de ulike operasjonene brønnen gjennomgår. Når temperatur, strekk og trykk forandres, vil også lengden på produksjonsrøret forandres. Når brønnen er i produksjon, er disse forholdene konstante og utstyret er i ro. Forandrer vi nå brønnstrømmen og stenger brønnen, gir dette oss små forandringer i trykk og temperatur. Ved disse forandringene er det lite behov for utstyr som kan ta opp lengdeforandringen. Skal vi foreta en syrebehandling i brønnen, frakturere eller utføre tilsvarende operasjoner, vil det føre til store forandringer i trykk og temperatur. Disse store forandringene gir lengdeforandringer som gjør at vi trenger kompenseringsutstyr i brønnen. Når vi planlegger en brønn, kan det være vanskelig å si om det blir behov for stimulering i løpet av levetiden. Det er derfor vanlig å utstyre brønnene med kompenseringsutstyr. Vi plasserer kompenseringsutstyret i eller over pakningen. Utstyret kan ha ulik utform­ ing, og vi nøyer oss med å se på prinsippene for de mest brukte metodene: • ekspansjonsmuffe • kompensering i pakningen

Figur 2.23 Rørmontert brønnsikrings­ ventil

Kapittel 2

2.4.1 Ekspansjonsmuffe En ekspansjonsmuffe består av to rør hvor det ene ligger inne i det andre. Det ene røret er forankret til pakningen. Tidligere var det vanlig at det indre røret var fast til pakningen, men i nye brønner er det ytre røret montert til pakningen. Når produksjonsrøret forandrer lengde, glir det ene røret opp og ned på det som er festet til paknin­ gen. Figur 2.24 viser ekspansjonsmuffer.

a) Ekspansjonsmuffe låst i nedre posisjon ved innkjøring (Injeksjonsbrønn)

b) Ekspansjonsmuffe låst i øvre posisjon ved innkjøring (produksjonsbrønn

Figur 2.24 Ekspansjonsmuffe

Et tettesystem hindrer lekkasje i begge retninger. Det er bygd opp av flere seksjoner med kunststoff. Disse pakningene blir utsatt for store påkjenninger på grunn av høy temperatur, etsende væsker og gasser, høye trykk og mekanisk slitasje fordi det kommer sand og skitt inn i tettesystemet.

Ved innkjøring av utstyret i brønnen må disse to delene være koblet sammen. Normalt blir det gjort ved å bruke skjærpinner. En annen metode er å bruke en slags vrikobling («J-slot»). Når pakningen er plassert og låst til foringsrøret, blir rørene frigjort fra hverandre, slik at de kan bevege seg fritt. Vi henger så av produksjonsrøret på brønnhodet, hvor vi låser det fast og tetter ringrommet rundt. Når produksjonsrørhengeren er på plass i brønnhodet, skal det indre og det ytre røret være i en slags midtstilling. På denne måten kan vi både forlenge og trekke produksjonsrøret sammen uten at det opp­ står store spenninger i røret.

Produksjon og injeksjonsbrønner

Før denne monteringen skjer, må vi ha regnet ut den nødvendige lengden av ekspansjonsmuffen, og hvilken posisjon den skal stå i når utstyret klargjøres.

Produksjonsrør

Pakning

PBR (Polished bore respectacle)

Pakning (henger)

Ekspansjonsmuffer leveres i lengder på opp til tolv meter. Den effektive ekspansjonslengden er kortere fordi vi ikke kan regne med tettesystemet. Utstyret leveres i forskjellige stållegeringer, blant annet for å motstå hydrogensulfid (H2S) og karbondioksid (CO2).

2.4.2 Kompensering i pakningen Dette er en metode som er tatt i bruk etter ekspansjonsmuffen. Vi monterer et rør som har glatt overflate innvendig, på nedsiden av pakningen (eng.: seal bore extensiori). Nederst på produksjonsrøret monteres det et rør som har to tettesystemer. Dette røret med tet­ tinger passer inn i det nedre røret med den glatte innvendige over­ flaten (se figur 2.25).

Bunnforing (liner)

2.5 Forankringsprofiler Figur 2.25

Et forankringsprofil (eng.: landing nipple) er utstyr montert i brøn­ nen som en del av produksjonsrøret. Forankringsprofilet består av et låsespor, en stoppring og en tetteflate. Stopperingen hindrer at utstyret går lenger ned i brønnen, samtidig som den sørger for at låsehakene kommer på rett plass. Det forankringsprofilet vi bruker mest, er produsert av Baker og har typebetegnelse «F» og «R». Forskjellen mellom disse to er at type «F» har stopperingen plassert over tetteflaten, mens type «R» har stopperingen under tetteflaten (se figur 2.26). Forankringsprofilene leveres i par for å gi minst mulig reduksjon i den innvendige diameteren (ID). En «R»-plugg kan passere en «F»-forankringsprofil.

2.6 Glidemuffe Figur 2.26 Forankringsprofiler

Glidemuffen (eng.: sliding sleeve) monteres i brønnen og er en del av produksjonsrøret. Hensikten med glidemuffen er å kunne lage en forbindelse mellom ringrommet og selve produksjonsrøret. Glidemuffen gjør det mulig å utføre følgende operasjoner i brønnen:

• Bytte ut væsken som står i brønnen. Normalt vil det være snakk om en væske med en annen densitet, som ved drepeoperasjoner. • Bruke glidemuffen for gassløft. Når trykket i brønnen blir for lavt til å løfte opp oljen, kan vi presse gass inn i produksjons­ røret gjennom glidemuffen. Det fører til at densiteten til oljen minker. Det skal da mindre trykk til for å løfte denne oljen opp på plattformen. • Produksjon fra flere soner.

Kapittel 2

Glidemuffen består av en bevegelig innvendig hylse med spalte åpninger og en fast utvendig de] som er en del av produksjonsrøret. Den utvendige delen har også åpninger. Åpningene i den ytre delen må stemme overens med åpningene i den indre delen for at vi skal få forbindelse mellom produksjonsrøret og ringrommet. Vi kan bevege den innvendige hylsen opp og ned ved hjelp av en verktøystreng som kjøres på kabel. Denne verktøystrengen inneholder spe­ sialverktøyet som «skifteverktøy» (eng.: shifting tool). Når innerhylsen er i den nedre posisjonen, er det en tett vegg som står mot åpningene i den ytre delen, og forbindelsen er stengt. Beveger vi innerhylsen oppover, vil spaltene flukte med åpningene i den ytre delen og forbindelsen er åpen. På kontaktflaten mellom innerhylsen og den utvendige delen er det pakninger som skal sørge for en tet­ ting mellom ringrommet og produksjonsrøret når glidemuffen er stengt (se figur 2.27).

2.7 Sidelomme Sidelommen (eng.: side pocket) er montert i brønnen som en del av produksjonsrøret. Den kan gi plass for en gassløftventil eller en tetning og en låseanordning (se figur 2.28). Figur 2.2 7 Glidemuffe, åpen og lukket

I nye brønner, og spesielt brønner som er havbunnskompletterte, er det vanlig å montere sidelommer for trykk- og temperaturmålere. Under injeksjon av vann kan det installeres en regulator i sidelommen som holder en konstant rate, uavhengig av trykkvariasjoner i injeksjonsbrønnen. Vi bruker sidelommen også for sirkulasjon av væske. Sidelommen har da samme opp­ gave som glidemuffen. Når vi skal hente eller sette utstyr i en sidelomme, trenger vi igjen spesialverktøy: «sidelommeverktøy» (eng.: kick over tool). Sidelommeverktøyet må utstyres med et sette- eller trekkeverktøy (se figur 2.29).

n

Figur 2.29 Sidelommeverktøy

2.8 Rørforsterkninger Vi har sett at det blir montert en hel rekke med ulike komponenter i produksjonsrøret. En del av dem har den samme innvendige diame­ teren som produksjonsrøret, mens andre har en diameter som er forskjellig fra den innvendige diameteren til produksjonsrøret. Når brønnvæsken (fluid) strømmer gjennom produksjonsrøret fra reser­ voaret og opp til overflaten, blir strømningen forstyrret dersom veg­ gen i røret er ujevn. De forskjellige komponentene i produksjons-

Produksjon og injeksjonsbrønner

røret gir som regel en mindre diameter enn det produksjonsrøret har. Det fører til at strømningshastigheten øker og vi får større slitasje på røret. Denne slitasjen kan komme av korrosjon og/eller erosjon, og forsterkes hvis vi får turbulent strøm. Det er vanlig å plassere rørforsterkninger (eng.: «blast joint» og «flo w copling») på begge sidene av komponenter som gir strømningsforstyrrelser. Dette ut­ styret kan være: • forankringsprofiler • sirkulasjonsventiler • brønnsikringsventiler • ekspansjonsmuffer

Rørforsterkere er rørkomponenter av høyverdig stål. De blir levert i forskjellige lengder, fra en til sju meter. Komponenten har gjerne samme innvendige diameter som produksjonsrøret, men rørveggen er tykkere, slik at den utvendige diameteren øker.

2.9 Nedre del av produksjonsrøret Den delen av produksjonsrøret som er nedenfor pakningen (eng.: «tailpipe»), inneholder en del komponenter. Figur 2.30 viser denne delen av røret. Komponentene har vi ikke beskrevet før, og de er: • utfresningsseksjon (eng.: millout extension) • overgang (eng.: crossover sub) • forankringsprofil (eng.: nipple) • avstandsstykke (eng.: spacer tube) • entringshylse for kabeloperasjons verktøy (eng.: wire line reentry guide) • gjennomhullet produksjonsrør

Utfresningsseksjon for freseverktøy Denne rørkomponenten blir montert rett under faste pakninger. Vi bruker den når vi skal frese ut og fjerne pakninger. Rørkompo­ nenten har den lengden og den innvendige diameteren som er nød­ vendig. Komponenten inneholder et spor (eng.: lock) som freseverktøyet griper tak i.

Overgang Dette er et rørstykke vi bruker når vi skal montere sammen to rør med forskjellig diameter. En reduksjon av diameteren er en følge av at forankringsprofilene i bunnen av brønnen har mindre diameter enn rør som er montert lenger oppe i brønnen.

Forankringsprofil Vi bruker normalt den øverste av forankringsprofilene til å plassere plugger for å sikre brønnen. Det nederste forankringsprofilet blir brukt for å henge av måleutstyr i forbindelse med en brønntest.

Kapittel 2

HYDRAULISK AKTIVISERT RINGROMSTETNING________ (Hydro set retainer production packer)

UTFRESNINGSSEKSJON (Mill out extension) -----------------

OVERGANG (Casing sub) ----------------------------------------------AVSTANDS-STYKKE (Spacer tube)----------------------------------

TYPE "R" FORANKRINGSPROFIL - BUNNSTOPPRING __ (Setting nipple model R) (bottom no go)

GJENNOMHULLET PRODUKSJONSRØR (Perforated pipe)

OVERGANG (Casing sub)----------------------------------------------AVSTANDS-STYKKE (Spacer tube) ---------------------------------

TYPE "F" FORANKRINGSPROFIL_____________________ (Setting nipple model "F")

AVSTANDSSTYKKE (Spacer tube) --------------------------------ENTRINGSHYLSE FOR KABELOPERASJONSVERKTØY _ (Entry guide for wire line tools)

PAKKNINGSELEMENT MED FESTEANORDNING (Packer hanger)

"BAKER" FRAKOBLINGS DEL (Safety joint "Baker")

9 5/8 SKO (9 5/8 shoe)

SANDFILTER (Screens)

FLOTØRVENTIL (W.D. float shoe)

8 1/2" HULLENDE (8 1/2" bottom hole

Figur 2.30 Nedre del av produksjonsrøret

Måleutstyret blokkerer røret, men vi kan fremdeles teste brønnen fordi det er en rørkomponent med strømningsåpninger (eng.: perfo­ rated spacer tube) over det nederste forankringsprofilet.

Avstandsstykke Avstandsstykke (eng.: spacer tube) er en rørkomponent som blir montert mellom andre komponenter som ikke skal henge for nær hverandre. Det kan dreie seg om komponenter som vi skal henge av

Produksjon og injeksjonsbrønner

i et forankringsprofil, og som har en viss lengde. Eksempel på slikt utstyr er en trykkmåler som kan ha en lengde på opptil fire meter.

Entringshylse for kabeloperasjonsverktøy Dette (eng.: wireline reentry guide) er en kort rørkomponent med en form som gjør at vi kan trekke kabelutstyr inn i produksjonsrøret igjen etter å ha senket det nedenfor produksjonsrøret. Et eksempel på dette er perforering som gjøres gjennom produksjonsrøret.

2.10 Brønnhode og ventiltre 2.10.1 Brønnhodet på en plattformkomplettert brønn Brønnhodet er brønnens øvre del. I brønnhodet blir foringsrørene avsluttet og låst fast. Vi tetter igjen ringrommet mellom de enkelte foringsrørene med pakninger slik at det blir en trykktett forbindelse mot plattformen. Alle ringrommene har normalt en ventil hvor vi kan blø av trykket, og et målepunkt for trykk og temperatur.

Til ringrommet mellom produksjonsrøret og det innerste foringsrøret (produksjonsforingen) er det nødvendig med en stor passasje med ventil. Denne passasjen er i bruk ved overhaling og dreping av brønnen. Åpningen er større enn for de andre ring-

F/gur 2.3 / Brønnhodet

Produksjonsrør

Kapittel 2

rommene fordi vi skal sirkulere forholdsvis store volumer. Denne ventilen kalles ringromsdrepeventil (eng.: annulus kili valve). Ved dreping av brønnen blir det sirkulert en tung væske ned i brønnen for å kontrollere brønntrykket.

På toppen av brønnhodet monterer vi ventiltreet.

2.10.2 Ventiltreet på en plattform Ventiltreet vi skal beskrive her, er beregnet til bruk på en plattformkomplettert brønn. Med det mener vi at ventiltreet/brønnhodet står oppe på plattformen. Den andre hovedtypen av ventiltre brukes på havbunnskompletterte brønner, og her vil brønnhodet og ventil­ treet stå på havbunnen. Vi skal komme tilbake til dem senere.

Vi monterer ventiltreet på brønnhodet, som nevnt. På ventiltreet reg­ ulerer vi trykket i bunnen av brønnen (strømningstrykket: pwf) og hvor mye brønnen produserer. Den ventilen vi bruker for å regulere strømmen, kaller vi en strupeventil (eng.: choke valve). Vi kan med andre ord sammenligne strupeventilen med en vannkran. Ventiltreet er også en sikring som skal hindre en ukontrollert utstrømning fra brønnen. Vannkranen hjemme har en reguleringsventil. Ryker den eller får vi en lekkasje og vannet flyter, må vi stenge hovedkranen. Hovedkranen skrur vi da igjen for hånd. Et ventiltre på en brønn som produserer olje eller gass, må vi også kunne stenge hvis noe går galt. Det vil få mye større konsekvenser hvis en brønn på en oljeeller gassplattform løper løpsk enn om vannkranen hjemme svikter. Produksjonsbrønnen må sikres, og den må sikres godt. Ventiltreet har en manuell hovedventil (som kranen hjemme) og to hydrauliske ventiler. De hydrauliske sikringsventilene lukker seg automatisk hvis de mister det hydrauliske trykket som holder dem åpne.

Alle disse sikringsventilene på ventiltreet sier vi er barriereelementer. Oljedirektoratets regelverk sier at en produksjonsbrønn skal ha to barrierer, og disse barrierene skal være testet i strømningsretningen og være uavhengige av hverandre. Vi vil senere komme tilbake til definisjonen av en barriere.

I tillegg til regulering og sikring av brønnen finnes det to ventiler til på ventiltreet som er viktige. Det er kroneventilen (swab) og drepeventilen (tubing kili). Vi bruker kroneventilen for å kunne gå ned i brønnen med utstyr for vedlikehold. Skal vi komme ned i en brønn med verktøy, må vi kunne gå vertikalt (loddrett) ned i brøn­ nen. Kroneventilen er derfor plassert på treet i forlengelsen av brøn­ nen, slik at dette er mulig. Drepeventilen blir brukt ved større reparasjoner i brønnen som hvis vi må skifte produksjonsrøret. For

Produksjon og injeksjonsbrønner

å skifte dette røret må vi skru av ventiltreet. Vi fjerner da en barriere, og må lage en ny barriere før treet fjernes. Det gjør vi ved å stenge brønnen og pumpe tung væske ned gjennom drepeventilen. Vi kobler oss opp til drepeventilen med et fleksibelt rør og presser den tunge væsken inn. Med tung væske mener vi en væske som er tung nok til å balansere reservoartrykket, det vil si drepe brønnen. Vi skal komme tilbake til disse prosedyrene senere.

Følgende ventiler finnes på et ventiltre: Nedre hovedventil (eng.: lovver master valve), den er manuell Øvre hovedventil (eng.: upper master valve), den er automatisk Vingeventilen (eng.: wing valve), den er automatisk Strupeventilen (eng.: choke valve), den er automatisk Kroneventilen (eng.: swab valve), den er manuell Drepeventilen (eng.: kil! valve), den er manuell

Figur 2.32 viser et ventiltre med plassering av de forskjellige ventil­ ene.

Strupeventilen er justerbar, og det finnes flere varianter. Hensikten med den er å regulere brønnstrømmen på en best mulig måte (se figur 2.33). Strupeventilen gjør det også mulig å styre produksjonen slik at vi får mest mulig ut av reservoaret. De andre ventilene på treet er sluseventiler (eng.: gate valve). Det er ventiler som enten står i åpen eller i lukket posisjon. Noen av ven­ tilene er manuelle, andre er hydrauliske. De hydrauliske ventilene på treet er sikringsventilene, og de skal lukke automatisk ved feil. Sikringsventilene er av typen «fail safe closed», som betyr at de stenger ved feil. Det hydrauliske trykket presser en fjær sammen (spenner fjæren), slik at ventilen står i åpen posisjon. Ventilen

Kapittel 2

Figur 2.33 Eksempler pd strupeventiler

holdes da åpen av et hydraulisk trykk mot et stempel. Synker trykket under et visst nivå, lukker ventilene seg. Grunnen til det er at fjærkraften blir større enn kraften som hydraulikken gir. Alle ven­ tilene, unntatt strupeventilen. er sluseventiler. En automatisk sluseventil er vist på figur 2.34.

Figur 2.34 Automatisk sluseventil

Produksjon og injeksjonsbrønner

2.1 I Klargjøring av brønner for pro­ duksjon og injeksjon Boring av lete-, injeksjons- og produksjonsbrønner skjer etter boreprogrammer som er utarbeidet av oljeselskapene og godkjent av Oljedirektoratet. Boreprogrammene er en detaljert gjennomgang av de operasjonene de skal foreta, hvilket utstyr de skal bruke, og hvilke prosedyrer de skal følge. Det finnes egne avsnitt i boreprogrammet for • boring og oppbygging av brønner • foringsrør og sementering • slam • logging • geologiske prognoser

Etter at brønnen er ferdig boret og logget, skal den gjøres klar for produksjon eller injeksjon. Metoder og utstyr som brukes i forbindelse med denne klargjøringen, varierer med dybde på brøn­ nen og reservoaregenskaper, som: • type brønnvæske (fluid) • trykk og temperatur • produksjonstid • om det er sandproblemer osv.

BRØNNHODE .

12 1/4" Hull

__:__Slam

_____ 9 5/8" Foringsrør

_ Sement

_ Pakning/henger

— 7" Bunnforing (liner)

RESERVOAR

Figur 2.35 Brønn klar for komplet­ tering

2.1 I. I Metoder og prosedyrer for klargjøring av en produksjonsbrønn Utgangspunktet er en ferdig boret brønn som er fylt med slam (se figur 2.35). Operasjonen starter med å sirkulere ut slammet og pumpe inn en kompletteringsvæske. Når det er gjort, starter arbeidet med å klargjøre brønnen for produksjon. Operasjonen kalles kompletter­ ing. I det følgende skal vi se på hovedpunktene for en kompletter­ ing sjobb:

• Den nederste delen av produksjonsrøret blir skrudd sammen og kjørt inn i brønnen. Denne delen av produksjonsrøret inneholder komponenter som kommer fra leverandøren i ferdige seksjoner. Delene blir skrudd sammen og trykktestet. • Vi fortsetter med produksjonsrøret og skrur enkeltrørene sam­ men. De er målt på forhånd, merket, inspisert med tanke på eventuelle transportskader og koblingene er rengjort. Driftsdiameteren på hvert enkelt rør blir kontrollert med en drift (eng.: gauge). Kontroll av driftsdiameteren betyr at det i hvert enkelt rør blir sluppet en drift gjennom. På den måten vet vi at

Kapittel 2

røret har rett innvendig diameter. Gjengene blir påført gjengefett, og rørene blir skrudd sammen med rett tiltrekningsmoment. Til slutt blir koblingene trykktestet. • Brønnsikringsventilen med kontrollrør blir så montert. Kontrollsystemet blir trykktestet og resten av produksjonsrørene blir montert og koblingene trykktestet. • Posisjonen til pakningen blir nøyaktig bestemt. Pakningen blir satt hydraulisk, og for å kunne gjøre det må vi blokkere produk­ sjonsrøret under pakningen. Det gjør vi ved å kjøre en plugg ned i brønnen og sette pluggen i et forankringsprofil under pakningen. Så øker vi trykket i produksjonsrøret gradvis, inntil vi kommer opp til det trykket som trenges for å sette pakningen. Når pakningen er satt, kan den trykktestes. Denne trykktesten kan gjøres ved å trykke opp på ringromsiden. • Produksjonsrørhengeren monteres etter at vi har målt ut og montert nøyaktig rørlengde. Ekspansjonsmuffen skal stå i øvre posisjon på en produksjonsbrønn, slik at produksjonsrøret kan utvide seg når produksjonen starter og produksjonsrøret varmes opp. På en injeksjonsbrønn blir ekspansjonsmuffen plassert i nedre posisjon fordi produksjonsrøret vil trekke seg sammen når vi pumper kald væske ned i brønnen ved injeksjon.

• Etter dette demonterer vi utblåsingssikringsventilen (eng.: blow out preventer - BOP) og stigerør. • Ventiltreet blir montert og trykktestet.

• Elvis klargjøringsvæsken har andre egenskaper enn den væsken som skal stå mellom produksjonsrøret og produksjons­ foringsrøret (pakningsvæsken), pumper vi nå inn pakn­ ingsvæsken. Det kan vi gjøre ved å pumpe væsken ned gjennom produksjonsrøret, gjennom sirkulasjonspunktet og ut i ringrom­ met. Sirkulasjonspunktet kan være en glidemuffe (åpen gassbrønn), eller vi kan sirkulere inn riktig væske før pakningen settes (foret oljebrønn). • Sirkulasjonspunktet stenges, og vi klargjør for perforering hvis brønnen er foret og sementert (oljebrønn). Vi kan perforere på flere måter, men det beskrives ikke her.

Brønnen åpnes for testing eller produksjon.

Produksjon og injeksjonsbrønner

2.1 1.2 Brønnvæske for klargjøring og vedlikehold Dette er brønnvæske (fluid) som vi plasserer i brønnen når vi skal foreta spesielle operasjoner i brønnen, som • klargjøre for produksjon • drepe brønnen • rense opp i brønnen • kontrollere sanden • perforere Disse brønnvæskene må oppfylle en del krav for at de skal kunne virke godt: • De må ha høy nok densitet til å kontrollere formasjonstrykket. • Innholdet av faststoff må være minst mulig for å hindre at porer og perforeringer blir plugget. • Tap av væskefasen (vann, råolje eller diesel) til formasjonen filtertapet - må være minst mulig. • Filtratet som eventuelt blir presset ut i formasjonen, må ha egen­ skaper som hindrer formasjons skade eller reduserer skaden til et minimum. • De må ha høy nok viskositet, slik at faste partikler kan trans­ porteres. Det kan oppnås ved bruk av polimerer. • De må ikke gi korrosjon.

Det blir brukt mange forskjellige brønnvæsker. Ulik sammensetning gir ulike egenskaper. Noen av de mest brukte brønnvæskene er: • oljebaserte væsker • vannbaserte væsker • flytende nitrogen

Oljebaserte brønnvæsker En oljebasert brønnvæske kan enten ha råolje eller diesel som væskefase. Vi kan bruke denne brønnvæsken dersom den gir stor nok densitet til det arbeidet vi skal gjøre. Tap av olje til formasjo­ nen gir normalt ikke problemer med svelling i leire, men kan i noen tilfeller gi emulsjonsdanning. Vi får en emulsjon når vi blander to ublandbare væsker med hverandre (for eksempel olje og vann). Den ene væsken kan da opptre som små dråper i den andre. Det er dette vi kaller en emulsjon. Vi kan ha en olje-i-vann-emulsjon, og her vil oljen være fordelt som små dråper i vannet. Eller vi kan ha en vanni-olje-emulsjon, hvor vannet er fordelt som små dråper i oljen.

Hvis vi bruker råolje, bør vi finne ut om det kan bli utfelt voks eller asfalt i brønnen.

Kapittel 2

Vannbaserte brønnvæsker Ved boring til havs har det vært vanlig å bruke sjøvann som basis for en del væsker. Sjøvannet har en del fordeler i denne sammen­ hengen: • relativ høy densitet • tilgjengelig i store mengder • lett å tilpasse formasjonen, og formasjonsvæsken, ved å bruke tilsetningstoff. På denne måten unngår vi skader som korrosjon og andre problemer

I noen tilfeller kan vi bruke sjøvannet som det er, i andre tilfeller må vi behandle det før vi bruker det. Det kan være nødvendig å filtrere ut partikler og fjerne mikroorganismer, som kan gi plugging. Vi må fjerne oksygen for å hindre korrosjon og for å hindre mikroorganis­ mer i å formere seg.

Øke densiteten Det er som oftest ikke ønskelig med faste partikler som leire, kalk og barytt i disse væskene. Det blir derfor ofte brukt salt for å gi væsken høy nok densitet. De mest brukte salttypene er • kaliumklorid (KC1) • natriumklorid (NaCl) • kalsiumklorid (CaCF)

Dersom vi trenger en høyere densitet enn disse saltene kan gi, kan vi bruke blandinger som • kalsiumklorid/kalsiumbromid • kalsiumklorid/kalsiumbromid/sinkbromid Disse løsningene kan gi høy densitet, men er svært korrosive og vanskelige å tilsette (inhibere). Følgende salttyper kan gi oss en maksimal densitet på:

Salttype

Densitet (kg/1)

kaliumklorid: natriumklorid: kalsiumklorid: kalsiumklorid/kalsiumbromid: kalsiumklorid/sinkklorid/sinkbromid:

1,17 1,26 1,40 1,81 2,04

Øke viskositeten Det finnes mange stoffer som kan øke viskositeten i disse væskene. Hensikten med å øke viskositeten er å øke transportkapasiteten av faste partikler. Øker vi viskositeten, får vi ofte et redusert filtertap som en tilleggseffekt.

Kontroll av filtertap Vi må redusere filtertapet mest mulig. Klarer vi det, reduserer vi faren for skade i reservoaret, og vi trenger mindre av eventuelle

Produksjon og injeksjonsbrønner

kjemikalier - det blir billigere. Stoffene som kontrollerer viskositeten, har ofte effekt på filtertapet. 1 tillegg finnes det kjemikalier og blokkerende partikler av ulike typer som vi kan bruke.

Nitrogen Vi kan bruke nitrogen i flere sammenhenger i forbindelse med klargjøring og vedlikehold av en brønn. Nitrogen har mange gode egenskaper, som • brenner ikke og er ikke giftig • ødelegger ikke gummi- eller kunststoffpakninger • gir ikke formasjonsskade • kan lagres flytende i nedkjølt tilstand ved atmosfærisk trykk eller flytende ved høyt trykk

2.1 1.3 Pakningsvæske I produksjons- og injeksjonsbrønner med produksjonsrør og pak­ ning blir det plassert en væske i ringrommet mellom produksjons­ røret og produksjonsforingsrøret. Den kaller vi pakningsvæske. Ringrommet er helt isolert fra resten av brønnen, og skal være tett under produksjonen. Pakningsvæsken får som oftest et overtrykk, slik at det er mulig å følge med i hva som skjer i brønnen under pro­ duksjonen. Volumet og trykket i pakningsvæsken forandrer seg når vi foretar ulike operasjoner i brønnen. Ved full produksjon blir pakningsvæsken oppvarmet, og trykket vil da stige. Ved produk­ sjonsstans eller ved injeksjon av kald væske trekker pak­ ningsvæsken seg sammen, og trykket går ned. For å kunne kon­ trollere at ringrommet alltid er fylt, er det en fordel å gi pak­ ningsvæsken et overtrykk. Pakningsvæsken kan være basert på ulike typer væsker. De vanlig­ ste er: • vannbasert med salt som densitetsøkende stoff • oljebaserte pakningsvæsker, diesel eller en annen type olje

Vannbasert pakningsvæske med salt som densitetsøk­ ende stoff Fordelen med denne væsken er at den ikke inneholder fast stoff som kan felles ut. Det er også den mest brukte pakningsvæsken.

Oljebaserte pakningsvæsker De består normalt av diesel eller en annen oljetype. Fordelen med disse væskene er at de hindrer korrosjon på en effektiv måte.

Pakningsvæskene må ha egenskaper som gjør at de oppfyller føl­ gende krav i brønnen: • hindrer korrosjon • gir trykkontroll

Kapittel 2

Hindre korrosjon Pakningsvæsken må hindre korrosjon på produksjonsrør, foringsrør, pakning og kontrollrør for brønnsikringsventilen. Pakningsvæsken må ha egenskaper som gjør at den holder like lenge som produk­ sjonsrøret. Væsken må heller ikke endre egenskaper over tid, slik at korrosjon kan oppstå. For å hindre korrosjon kan vi gjøre flere ting: • Vi kan velge en pakningsvæske som ikke er korrosiv - væsker som er basert på olje har denne egenskapen. • Vi kan øke pH-verdien slik at korrosjonen blir lav nok - pHverdier over 9,5 gir normalt lav korrosjonsrate. Flere av de kjemiske stoffene som blir brukt i pakningsvæsken, kan føre til at pH-verdien reduseres over tid. • Vi kan tilsette en korrosjonsinhibitor. Det er den beste metoden dersom væsken er vannbasert. Denne inhibitoren hindrer korro­ sjon på tiere måter: den fjerner oksygenet eher lager et belegg på rørveggen som hindrer den korrosive væsken i å komme til.

Noen bakterier kan formere seg i pakningsvæsken og ved sin aktivitet utvikle hydrogensulfid (H2S). Det må vi hindre med bak­ teriedrepende kjemikalier fordi hydrogensulfid er en svært korrosiv og giftig gass.

Gi trykkontroll En av grunnene til at vi bruker pakningsvæske er for å få et trykk i ringrommet som hindrer at det blir store trykkforskjeller mellom produksjonsrør og ringrommet. Oppnår vi mindre trykkforskjell, blir sjansene for lekkasje og skader mindre.

For å hindre utfelling fra pakningsvæsken bør vi bruke væsker som ikke inneholder faste stoffer. Vi får høy nok densitet ved å tilsette salt. Ved valg av densitet på pakningsvæsken er det tiere forhold som må vurderes: • Skal densiteten være så høy at brønnen blir drept ved en lekka­ sje nederst i produksjonsrøret, eller bør pakningsvæsken være lettere? • Dersom vi velger en væske med høy densitet, må vi vurdere faren for kollaps av produksjonsrøret ved en eventuell lekkasje øverst i produksjonsrøret.

Det vanligste er å velge en væske som ikke har stor nok densitet til å drepe brønnen ved en eventuell lekkasje i bunnen av produksjons­ røret.

Produksjon og injeksjonsbrønner

2.1 1.4 Perforering Etter at vi har satt foringsrøret og sementert og kjørt ned produk­ sjonsrøret, er reservoaret isolert fra brønnen. For å kunne sette brøn­ nen i produksjon eller starte en test (i en letebrønn) må vi lage en forbindelse mellom brønnen og reservoaret. Denne forbindelsen lager vi ved å skyte hull i foringsrøret og sementen. Denne operasjo­ nen kaller vi perforering. Tidligere ble det brukt flere metoder for dette: • en skar eller kuttet hull • en spylte med sand og laget hull på den måten • en skjøt hull med kuler (eng.: bear gun) Disse metodene er ikke i bruk lenger. I 1940-årene ble en ny metode utviklet, og den er langt bedre enn de tidligere metodene. Metoden går ut på og bruke hulladninger, eller formede ladninger (eng.: shaped charge s). Prinsippet er det samme som brukes i panserbrytende våpen.

Formede ladninger (hulladninger) Ladningene kan lages i flere størrelser. Prinsippet for oppbyggingen av ladningen er vist på figur 2.36.

Figur 2.36 Hulladning

Hoveddelene i en formet ladning er: • beholder • eksplosiv • metall foring • detonerende lunte • tennsats

Beholder Hovedoppgaven til beholderen er å holde eksplosivet på plass og gi minst mulig avfall ved avfyring. Beholderen kan være laget av keramikk, bløtt stål eller aluminium.

Eksplosiv Det brukes flere typer eksplosiver. Den typen som velges er avhengig av temperaturen i brønnen.

Kapittel 2

Metallforing Metallforingen er kjegleformet og laget av kobber. Metallforingen bryter sammen og blir omdannet til en stråle av flytende metall som treffer foringsrøret og lager hull i foringsrør, sement og inn i bergarten.

Detonerende lunte Når vi skal lage forbindelse mellom brønn og formasjon, bruker vi mange ladninger. Ladningene må fyres av samtidig. For å få til det må vi bruke en detonerende lunte som går gjennom alle ladningene. Når vi fyrer av, «brenner» den detonerende lunten så raskt at alle ladningene går av omtrent samtidig. Hastigheten som lunten bren­ ner med, er på over 6000 meter per sekund.

Tennsats Tennsatsen blir tent av den detonerende lunten og blir brukt til å fyre av eksplosivet.

Perforeringsmekanismer Ladningene blir montert i et rør, og vi fører dem inn i brønnen med kabel eller i enden av test- eller produksjonsrøret. Resultatet er avhengig av flere forhold når vi fyrer av ladningen:

• Type bergart og styrken til bergarten. Perforeringshullet blir dypest i løse bergarter. • Avstanden mellom kanonen og foringsrøret. Denne avstanden bør være minst mulig, og vi vil da oppnå to ting: • maksimal dybde • maksimal hulldiameter gjennom foringsrøret • Størrelsen på ladningen. Størrelsen på ladningen må tilpasses plassen i brønnen, avstanden mellom ladningene og de retnin­ gene det skal skytes i. Størrelsen på ladningene varierer fra noen få gram og opp til over tretti gram.

• Skuddretninger. Vi kan bruke kanoner som har fra en til seks skuddretninger. Antall skuddretninger kommer frem av vinkelen mellom skuddplanene. De vil være 0, 180, 120, 90 og 60 grader. • Avstanden mellom hver ladning eller hull. Med 60 grader mel­ lom hvert skuddplan kan vi plassere opptil femten ladninger per fot, eller nesten 50 ladninger per meter. Dersom vi plasserer for mange hull per flateenhet, kan vi risikere at foringsrøret slår sprekker.

Produksjon og injeksjonsbrønner

Perforeringsmetoder Perforeringsrnetoden er avhengig av utstyr og væske som skal være i brønnen ved perforering. For å hindre at hullene blir plugget etter perforeringen, bør trykket i brønnen alltid være lavere enn trykket i reservoaret. Med de metodene vi bruker i dag, er det mulig i de fleste tilfeller. Hullene kan likevel bli noe plugget av avfall fra lad­ ningene eller perforatoren. Vi skal se på de to mest brukte meto­ dene: • perforering ved å kjøre kanonen ned gjennom produksjonsrøret • perforering ved å montere kanonen på test- eller produksjonsrøret

Perforering ved å kjøre kanonene ned gjennom produksjonsrøret Metoden er mest brukt for å perforere produksjonsbrønner. Vi kan da perforere etter at alt produksjonsutstyret er montert og boreslammet er skiftet ut med en lettere væske. Væsketrykket (fluidtrykket) i brønnen blir da mindre enn trykket i reservoaret. Tidligere var det mest vanlig å perforere på denne måten ved bruk av kabel. Figur 2.37 viser nødvendig utstyr ved perforering med kabel.

Kapittel 2

I dype brønner med stor vinkel kan vi ikke bruke kabel. I disse brønnene er det nødvendig å bruke kveilerør (eng.: co i led tubing) eller trykkrør (eng.: snubbing) for å kjøre kanonene inn i brønnen gjennom produksjonsrøret. Når vi fyrer av ladningen, lager vi en forbindelse inn til reservoaret, hvor det er høyere trykk. For at vi ikke skal få en ukontrollert utstrømning fra brønnen, må vi installere kontrollutstyr på toppen av brønnen. Når vi bruker kabel for å perforere, består dette utstyret av et sluserør (eng.: lubricator), som er konstruert slik at tettingen rundt kabelen hindrer stor lekkasje. Sluserøret må være langt nok til å få plass til hele perforatoren. Når utstyret er montert og trykktestet, senker vi perforatoren ned gjennom produksjonsrøret til bun­ nen av brønnen. Før vi fyrer av ladningen må vi være sikker på at vi er på riktig dybde. Til dette kan vi bruke gammastrålelogg (GR), sammenligne med tidligere kjøringer med den samme loggen, og justere kanonene opp eller ned inntil de er på rett dybde.

Vi fyrer av ladningen ved å sende en elektrisk impuls ned gjennom kabelen. Den elektriske impulsen utløser en detonator som får den detonerende lunten til å tenne. Tennsatsen eksploderer, og dermed blir eksplosivene fyrt av. Etter at kanonene er fyrt av, vil brønnvæske (fluid) strømme inn i brønnen inntil trykket inne i brønnen er lik trykket i reservoaret. Sluserøret med tettinger hindrer utstrømning fra brønnen. Kanonene blir så trukket ut. Når vi nærmer oss overflateutstyret, må vi trekke sakte, fordi det er lett å bli hengende fast og slite av kabe­ len. Når perforatoren er tilbake i sluserøret, stenges kroneventilen (eng.: swab valve). Trykket i sluserøret blir så blødd av, og vi kan demontere sluserøret. I en del tilfeller må vi perforere flere ganger i samme brønn. Det kan være flere soner, eller et stort intervall som skal perforeres. Det er også mulig å skyte to ganger på samme plassen for å få flere hull.

Perforering ved å montere kanonen på testeller produksjonsrøret Dette er en nyere metode (eng.: titbing conveyed perforation) enn den forrige, og den blir mer og mer brukt. Metoden kan brukes i brønner som skal testes og i produksjonsbrønner. Metoden sparer tid (hvis alt blir gjort rett), fordi alt utstyret blir kjørt inn samtidig. Figur 2.38 viser hvordan det kan skje fra innkjøring til produksjonsstart. Forklaring til figuren: a Vi kjører perforatoren inn sammen med produksjonsrøret.

b Vi plasserer røret i rett posisjon og klargjør for setting av pakningen.

Produksjon og injeksjonsbrønner

Figur 2.40 Perforering med kanon som en del av produksjonsrøret

c Vi har satt pakningen. Vi senker røret ned for å åpne strømningshullene for brønnvæske (fluid). Røret henges av på overflaten (brønnhodet). Dersom slammet ikke alt er sirkulert ut, gjør vi det nå. Når vi bytter ut væsken, får vi et mindre trykk i brønnen enn vi har i reservoaret. d Vi perforerer. Perforatoren kan fyres av på flere måter: • Mekanisk avfyring. Det blir da montert en mekanisk avfyringsenhet rett over perforatoren. Ladningen blir fyrt av ved å slippe en stålstang (eng.: drop bar) inn i produksjonsrøret, og stål stangen treffer avfyringsmekanismen. Metoden er lite i bruk i dag. • Avfyringsmekanisme som reagerer på trykk. Mekanismen monteres over perforatoren. Mekanismen går av når vi pumper opp trykket i produksjonsrøret med 70-150 bar. Vi kan innstille mekanismen slik at den går av med en gang, eller vi kan bruke en tidsforsinkelse som gir avfyring fra fem til ti minutter etter trykkøkningen. Ved å bruke tidsforsinkelse kan vi blø av trykket

Kapittel 2

som måtte til for å fyre av ladningene, slik at trykket i brønnen blir lavere enn trykket i reservoaret ved perforeringen. e Produksjonen eller testen er i gang. Perforeringsutstyret er kon­ struert slik at brønnvæsken ikke kommer inn gjennom perforatoren. Det er da nødvendig med en rørdel (eng.: sub) med hull over perforatoren. f Hvis brønnen er boret dypt nok, er det mulig å koble fra perfo­ ratoren og avfyringsutstyret og la det falle ned i bunnen av brønnen. Røret blir da åpent i enden. Selve frakoblingen gjøres ved å sende ned spesielt utstyr på kabel som påvirker frakoblingsmekanismen.

Oppsummering Perforering er et risikofylt arbeid. Etter at perforatoren er koblet sammen med kabelen, kan den avfyres av ytre årsaker. Når vi klargjør utstyret, må elektrisk sveising eller bruk av radio opphøre. Dersom en perforerer uten bruk av kabel, er faren for at utstyret skal gå av mindre. Metoden hvor vi ikke bruker kabel, kan vi også bruke i brønner med store avvik og i horisontale brønner.

f

----- Kabel

Perforatortyper

j—Ladning

Vi kan dele perforatorene inn i to hovedgrupper: • rørformede perforatorer • perforatorer med sammenkoblede ladninger

Rørformede perforatorer ul?—Wire

—Detonerende lunte

Disse perforatorene finnes i størrelser mellom 1 ”/i6 tommer og 6 tommer i utvendig diameter. Vi kan montere ladningene inne i rørene, og som vi har beskrevet tidligere, kan vi innstille dem i flere retninger og plassere dem med ulik avstand. Foran ladningene kan metallet være delvis frest vekk, slik at det bare er et tynt lag igjen. Det kan også være boret hull som er dekket med kapsel. Rørformede perforatorer blir levert i flere lengder, og vi kan koble tiere sammen om det trenges.

Perforatorer med sammenkoblede ladninger Figur 2.39 Sammenkoblede ladninger

Vi kan koble ladningene sammen med kabel (wire). På den måten blir perforatorutstyret lettere og mer fleksibelt, men også mer utsatt for skade under innkjøring. Den rørformede perforatoren er dominerende. Figur 2.39 viser et slikt system.

Produksjon og injeksjonsbrønner

2.12 Horisontale brønner Horisontale brønner kan deles i to grupper: • Brønner hvor produksjonen kommer fra hele brønnlengden. Som regel er formasjonen som horisontale brønner skal pro­ dusere fra. ensartet (homogen) i brønnens lengderetning, og trykket i formasjonen er ofte det samme. • Brønner hvor den horisontale delen fungerer som en transportkanal fra sprekker eller dreneringshull inn i reservoaret. Denne løsningen kan være aktuell i reservoarer med lav perme­ abilitet. Den lave permeabiliteten gjør at vi ønsker å frakturere reservoaret. Med frakturering mener vi å pumpe væske ned i brønnen så hurtig og med så stort trykk at bergarten (reservoarbergarten) sprekker opp og det danner seg kanaler. Vi kan også bore dreneringshull ut i reservoaret. Disse brønnene må utstyres med en sementert bunnforing for at de skal kunne fraktureres kontrollert. Sementering i lange horisontale seksjoner er vanske­ lig. Figur 2.40 viser en horisontalbrønn med frakturerte soner.

Figur 2.40 Horisontal brønn med frakturerte soner

Vi kan foreta kompletteringen på flere måter, og den valgte meto­ den er avhengig av reservoarbergartens sammensetning.

Komplettering i stabil bergart Vi kan komplettere i de fleste stabile bergartene uten foring av noe slag (se figur 2.41).

Figur 2.41 Horisontal brønn med produksjon fra åpent hull

Vi må bore seksjonen som går gjennom reservoaret med en borevæske som ikke avsetter filterkake. Med filterkake mener vi det belegget som settes av på hullveggen under boring. Dette belegget består av bentonitt (leire) og skal hindre at væskefasen av slammet presses ut av slammet og inn i formasjonen. Det er ønskelig at filterkaken er så tynn og tett som mulig.

Kapittel 2

Komplettering i «løs» bergart En metode som brukes mye i løse bergarter, er å plassere en bunn­ foring med spalter (eng.: slotted liner).

Figur 2.42 Komplettering i horisontal brønn. Bunnforing med spalter

Metoden er enkel og billig, men en ulempe er at det er vanskelig å kontrollere/isolere deler av brønnbanen på et senere tidspunkt. Skal vi isolere deler av brønnen, blir det vanskelig uten å trekke bunnforingen og erstatte den med foringsrør med utvendige pakninger (eng.: external casing packers - ECP). For å unngå slike problemer er det svært viktig at vi planlegger brønnen i forveien. Da kan vi være forberedt på økt vann- og eller gassproduksjon. De forskjellige kompletteringsmetoder blir i dag prøvd ut på simu­ latorer, slik at vi kan finne den metoden som gir det beste resultatet.

Uensartet (hetrogen) bergart Disse bergartene som varierer mye i oppbygning og styrke, kan vi komplettere med sementert bunnforing, som vi senere kan perforere etter behov (se figur 2.43).

Figur 2.43 Sementert og perforert bunnforing

Vi kan også bruke bunnforing med spalter eller hull som vi utstyrer med utvendige pakninger på foringsrøret. Med dette systemet kan vi senere isolere vanskelige soner.

Produksjonsutstyr Produksjonsutstyret er det utstyret vi setter ned i brønnen etter at brønnen er ferdig foret (eng.: cased). Vi har til nå sett på noen av metodene og det utstyret som brukes. Vi vil her se på horisontale brønner uten forgreninger. Vi kommer tilbake til flergrensbrønner senere. Vi bruker normalt et produksjonsrør i horisontale brønner. I flergrensbrønner eller brønner som produserer fra flere soner med forskjellig brønnvæske, kan vi bruke flere produksjonsrør i samme brønn.

Produksjon og injeksjonsbrønner

Utstyrskomponenten som settes ned i en horisontalbrønn, be­ høver ikke skille seg ut fra de komponentene vi brukte i andre produksjonsbrønner. Disse komponentene kjenner vi fra før og er: • pakninger • ekspansjonsledd • forankringsprofiler • sirkulasjonspunkt, glidemuffe (eng.: sliding sleeve) • brønnsikringsventiler

Brønnoverhaling I vertikale brønner blir mange brønnoverhalinger (eng.: workovers) foretatt for å blokkere perforeringer som produserer gass eller vann. I horisontale brønner kan vi ikke så lett foreta slike operasjoner. Hvis problemsonen ligger i den innerste delen av brønnen, kan vi stenge den av med en mekanisk broplugg (eng.: bridge plug) eller ved sementering. Men vi kan ikke sette plugg eller sementere hvis det oppstår problemer i andre deler av den horisontale seksjonen, fordi vi da blokkerer produksjonsbrønnen. En enklere og bedre måte er å planlegge brønnen slik at vi kan løse slike problemer enklere. Et problem kan være økt vannproduksjon. Nødvendig utstyr for å kunne kontrollere innstrømning fra forskjellige soner er pakninger og glidemuffen 7" bunnforing sko (liner shoe)

Figur 2.44 Utstyr for å kontrollere produksjonen fra flere soner

Alle sonene blir klargjort for produksjon når vi kompletterer brøn­ nen. Posisjonen på glidemuffen (lukket/åpen) bestemmer hvilke soner som skal produseres. Vi kan forandre posisjonen ved hjelp av kveilerør og et verktøy som vi monterer på kveilerøret. Det er også mulig å kontrollere muffene hydraulisk, slik at operasjonen med å åpne og lukke portene skjer uten at vi må gå ned i brønnen med mekanisk utstyr. Dette systemet er i stedet avhengig av et hydraulisk system for åpning og lukking av glidemuffen.

Andre operasjoner vi kan utføre • Boring av nye horisontale seksjoner fra den eksisterende brøn­ nen for så å komplettere dem. • Opprensking i brønnen. Det kan vi gjøre med kveilerør hvor vi kan sirkulere forskjellige typer brønnvæske (fluid). • Stimulering med syre eller frakturering. Disse operasjonene blir også gjort ved bruk av kveilerør. Kveilerøret skal vi se nærmere på senere.

Kapittel 2

Brønnhode

Brønnsikringsverdi

7" produksjonsrør (tuøing)

PBR pakning

1

Pakning før bunnfonnc (liner packer)

9 5/8" fdringsrørsko

Reservoar

Perforering ■4

7" bunnfdringsko

(liner shoe)

F/gur 2.45 Brønn med full boring og bunnforing

2.13 Fullborteknologi Med fullborebrønn mener vi en brønn som har samme innvendig diameter gjennom hele brønnen, fra innstrømningen i reservoar og til etter ventiltreet. Det vi har sett på til nå, har vært brønner som har flere innsnevringer nedover gjennom produksjonsrørert. Et eksem­ pel på dette er forankringsprofilene hvor det er en «no go» som fun­ gerer som en «landeplass» for plugger og utstyr som kjøres ned i brønnen. Brønner som bygges i dag, blir gjerne bygd med full boring. Det vil igjen si at vi må komplettere brønnen med en brønnsikringsventil som er en del av produksjonsrøret, slik at vi opprettholder den innvendige diameteren. Pakningen i en fullborebrønn er plassert over kabel- (liner-) hengeren, og står da ofte i foringsrøret på 9 5Æ tommer. Figur 2.45 viser en brønn med samme innvendig diameter gjennom hele brønnens lengde. Siden brønnen ikke har forankringsprofiler, kan vi ikke utruste brønnen med tradisjonelle plugger og pakninger. For montering av utstyr i en fullborebrønn er det utviklet nye plugger og løsninger. Utstyret blir satt og låst pyroteknisk. Pyroteknisk utstyr blir kjørt på elektrisk kabel for så å tennes når utstyret er på rett plass. Det utvikles varme og gass som øker trykket inne i verktøyet. Plugger og utstyr er da konstruert slik at de settes med hydraulisk kraft. Utstyret består av en forankringsdel (eng.: slips) og en pakningsdel som begge blir satt hydraulisk på grunn av trykkøkning. Figur 2.46 viser en broplugg (eng.: bridge plug) som skal kan settes i en full­ borebrønn.

Med full bore fra reservoar til manifold blir det mindre friksjon, som gir en større produksjon, og det blir enklere å komme ned i brønnen med utstyr.

2.14 Flergrensbrønner Med flergrensbrønner (eng.: multilateral completion) mener vi flere brønnbaner som bores ut fra en hovedbrønn. Det kan gjøres fra nye brønner eller fra eksisterende brønner. På denne måten sparer vi plass oppe på plattformen. Antall mulige brønnbåser som plattfor­ men har, gir en øvre grense for hvor mange brønner vi kan bore. Dette er en vesentlig årsak til at vi borer flergrensbrønner i dag. Ser vi litt lenger frem i tid, vil også økonomien spille en viktig rolle. I dag er ikke økonomi hovedgrunnen, fordi komplettering av fler­ grensbrønner er tidkrevende og på den måten blir dyre. Hovedgrunnen til det er ny teknologi. Boreoperasjonen ned til den dybden hvor det skal lages en ny gren, går normalt raskt i dag. Det vi sparer i borekostnader blir spist opp av det tidkrevende arbeidet

Produksjon og injeksjonsbrønner

som kompletteringen av en flergrensbrønn er. Dette er litt forenklet, for vi vil spare mer enn bare borekostnadene. Selve byggingen av brønnen med foringsrør og produksjonsrør vil normalt koste mye. Det samme gjør brønnhodet med ventiltre. Totalt sett er flergrensbrønner en ny revolusjon innen komplettering av brønner.

Når det gjelder boreoperasjonen, har vi brukt de samme prinsippene lenge. Det blir stadig boret sidespor som operasjonsmessig kan sammenlignes med boring av en gren. Det som er ganske nytt innen boringen, er bruk av kveilerør for boring av grenhullene. Vi skal her konsentrere oss om selve kompletteringen. Systemet gir oss mange nye mulige løsninger for å bygge ut et felt på en kostnadseffektiv måte. I tillegg til besparelser vil dette systemet gi oss økt oljeutvin­ ning. Allerede i dag kan vi oppgradere flere felt med hensyn til den mengden olje som det er mulig å få ut av feltet. Vi kan som nevnt bruke denne teknologien både på nye og gamle brønner, og det eksisterer allerede flere systemer. Flergrensbrønner blir klassifisert, og i dag er de delt inn i fire nivåer: • Apen hovedbrønn (eng.: trimk) og åpen gren (lateral) • Foret (eng.: cased) hovedbrønn og åpen gren • Foret hovedbrønn og gren, med mulighet for mekaniske installa­ sjoner • Foret hovedbrønn og foret gren med trykklett kobling mellom gren og hovedbrønn

Åpen hovedbrønn og åpen gren Denne typen brønn er lite aktuell i Nordsjøen, fordi den gir oss liten mulighet til å gjøre arbeid i brønnen for å forbedre produksjonen. Det kan dreie seg om vannproduksjon fra de åpne seksjonene som vi ikke kan stoppe uten å stoppe oljeproduksjonen. Eller det kan dreie seg om andre produksjonsproblemer som sandproduksjon. Figur 2.47 viser en eldre løsning: åpen hovedbrønn med åpen gren.

Figur 2.46 Broplugg for brønn med full boring

mekaniske installasjoner

Figur 2.47 Apen hovedbrønn og åpen gren

adgang til gren for vedlikehold

Kapittel 2

Foret hovedbrønn og åpen gren Dette er også en lite aktuell brønn i Nordsjøen. Skulle vi bruke denne brønnløsningen, vil det være ut fra en eksisterende brønn hvor vi borer dreneringshull inn i reservoaret for å øke utvinnings­ graden fra et felt. Boring av dreneringshullene blir foretatt med kveilerør, og det vil være snakk om små dimensjoner på grenbrønnen. Formasjonens fasthet er også avgjørende for om det lar seg gjøre (se figur 2.49). Er bergarten løst pakket, vil den lett kunne rase sammen og fylle grenen. Figur 2.48 viser en foret hovedbrønn med en åpen gren.

Ikke adkomst til gren

Mekaniske installasjoner i gren, ikke adkomst til gren

Figur 2.48 Foret hovedbrønn og åpen gren

Figur 2.49 Boring av dreneringshull i gammelt reservoar

Foret hovedbrønn og gren med mekaniske installasjoner

foret gren

Dette er en svært aktuell brønn som gir oss mange muligheter. I en flergrensbrønn som har foret hovedbrønn og foret gren, vil vi kunne installere pakninger, og vi kan produsere fra de sonene eller grenene vi ønsker. Kombinerer vi dem med horisontale grener, vil det gi oss enda flere muligheter. Figur 2.50 viser en foret hovedbrønn, med en foret gren.

Produksjon og injeksjonsbrønner

Foret hovedbrønn og foret gren med trykktett kobling Denne brønnen stiller i tillegg til valgmulighetene også krav ti] en trykklett kobling. Løsningen er aktuell i brønner som vi ska] bruke til injeksjon av vann, gass eller til kombinert vann og gassinjeksjon i samme brønn.

2.14.1 Boring av flergrensbrønn Uansett hvilket system vi velger, vil grenen alltid bli boret ut fra hullets overside.

Dette blir av praktiske grunner gjort for å hindre at hullet under ulike operasjoner i brønnen blir pakket full av «søppel». Hvis hul­ let ble boret ut fra brønnveggens nedre side, vil hullet fungere som en søppelsjakt hvor mye kan samle seg og skape problemer.

Vi kan skille brønnene ut fra måten de er boret på: • grenbrønner boret på tradisjonelt vis • grenbrønner boret med kveilerør Den største forskjellen på disse to boremetodene er lengden på grenbrønnen og hvor raskt brønnen forandrer vinkel. Med dagens teknologi blir det brukt kveilerør for å bore dreneringshull inn i reservoaret. Dimensjonene på utstyret begrenses også av kveilerøret. Brønnbanene vil være korte, men vi kan bore dem med større vinkelendring enn ved bruk av tradisjonell boreteknologi. Anvender vi tradisjonell boreteknologi, kan brønnen vi borer, bli dyp. Vi kan bruke samme hulldimensjoner som for en vanlig brønn. Utstyret begrenser ikke hulldimensjonen.

Fremgangsmåte (eksempel): Det vil bli frest ut (eng.: milled) et vindu i brønnveggens (forings­ rørets) overside. Vinduet kan også være ferdig installert i forings­ røret, bare beskyttet av en innvendig foring. Lengden på sporet som freses ut er 4,57 m (15 fot). Brønnen blir så boret og går parallelt med den andre banen et lite stykke, før brønnen knekkes av, og dropper, eller bygger vinkel alt etter hvor målet ligger. Det er også naturlig å skille mellom nye flergrensbrønner og fler­ grensbrønner som blir boret med utgangspunkt i en eksisterende brønn (eng.: reentry drilling). I det følgende skal vi se på muligheter/fremgangsmåte for en fler­ grensbrønn som skal ha full diameter på grenbrønnen.

Kapittel 2

Hulldimensjoner Hovedbrønn foringsrør diameter

Hulldimensjon 81/? in 6 in 414 in

95/s in 7 in 5^2 in

Grenbrønn foringsrør diameter

7 in 5 in 3l/2 in

• Vi kan sementere foringsrørene helt eller delvis (valgfri løsning) for både hovedbrønn og grenbrønn. • Ved bruk av sandkontrollutstyr som sandkontrollfilter (eng.: sand control screen eller slotted liner) er det nødvendig å bruke et vanlig foringsrør mellom hovedbrønnen og sandkontrollutstyret. Vi må da sementere foringsrøret fast. • Sementen er forankring og tetting mellom hovedbrønnen og grenbrønnen. • Vi kan bore tiere brønner ut fra den samme hovedbrønnen. • For å isolere soner kan vi bruke tradisjonelt utstyr (utvendige og innvendige pakninger). • Det vil ikke bli restriksjoner i diameteren på hovedbrønnens innvendige diameter (ID). Dette systemet gjør det altså mulig å bore tiere grenbrønner i alle retninger ut fra en hovedbrønn uten at vi får en reduksjon i hulldiametere. Når foringsrøret er plassert og sementert i grenbrønnen, må vi kutte foringsrøret. Det gjøres med en fres som går utenpå foringsrøret og kutter det der grenen går ut fra hovedbrønnen. Festet av grenen vil her være sementen. Nå er brønnen bygd og klar for komplettering. 13 3/8" foringsrør 5 1/2" produksjonsrør Glidemuffe Splitter 3 1/2" produksjonsrør 9 5/8" foringsrør

7" bunnforing Sidelomme

3 1/2„

SONE 2

produksjonsrør

Sement

SONE 1

Figur 2.54 Kompletteringsløsning som ikke gir adgang til gren

Produksjon og injeksjonsbrønner

13 3/8" foringsrør

5 1/2" produksjonsrør Splitter 3 1/2" produksjonsrør 9 5/8" foringsrør 7" bunnforing Sidelomme

SONE 2 Sement

SONE 1

Figur 2.55 Kompletteringsløsning som gir adgang til gren

Komplettering kan utføres på flere måter, og vi nøyer oss her med å se på en mulig løsning (se figur 2.54): • Et 5^2 tommers produksjonsrør trappes ned til 41/? tommer over grenbrønnen, og det settes en pakning der. • Videre nedover har brønnen to produksjonsrør, begge med en utvendig diameter på 3l/z tommer. • Over grenbrønnen og rundt begge produksjonsrørene er det pakninger. • Grenbrønnen produserer gjennom en glidemuffe i produksjon­ srøret på 4(4 tommer. • Hovedbrønnen har et 314 tommers produksjonsrør som går videre ned i en 7 tommers bunnforing (eng.: liner), hvor det er en pakning mellom produksjonsrøret og bunnforingen. Som vi ser fører flergrensbrønnen i dette tilfellet til mindre diame­ ter på produksjonsrørene. Men vi vil kunne oppnå en bedre drener­ ing av reservoaret. Vi vi] i dette tilfelle ikke kunne utføre mekaniske operasjoner i brønnen. Figur 2.55 viser en komplettering hvor det er mulig å utføre mekaniske operasjoner også i grener.

Det er også mulig å bruke større diameter på produksjonsrørene. Det kan vi gjøre hvis vi ikke har produksjonsrør ned i grenbrønnen, men produserer gjennom foringsrøret og gjennom en glidemuffe inn i hovedbrønnen. Denne løsningen gir heller ikke adgang til gren­ brønnen for vedlikehold.

Kapittel 2

Oppgaver Oppgave I Hvorfor er det nødvendig å bruke produksjonsrør i en brønn?

Oppgave 2 Produksjonsrør fabrikkeres i mange varianter. List opp de viktigste egenskaper data som kan variere.

Oppgave 3 Forklar hvorfor produksjonsrør forandrer lengde fra de måles på overflaten før innkjøring til de er plassert i brønnen.

Oppgave 4 Hvilke belastninger kan et produksjonsrør utsettes for, og på hvilke steder i brønnen er disse belastningene størst?

Oppgave 5 Tegn en skisse som viser en plattformkomplettert produksjonsbrønn. Plasser nødvendig utstyr i brønnen og forklar kort hensikten med de enkelte komponentene du velger til din brønn.

Oppgave 6 Forklar hvilken funksjon brønnsikringsventilen har.

Oppgave 7 Brønnsikringsventiler kan monteres på forskjellige måter i produksjonsbrønnene. Tegn enkle skisser og forklar de to vanligste meto­ dene.

Oppgave 8 Lag en skisse av pakningens hovedkomponenter. Det finnes flere typer pakninger. Nevn dem, forklar hvordan de fungerer, og gjør rede for den type brønner de brukes i.

Oppgave 9 Tegn en skisse som viser en plattformkomplettert injeksjonsbrønn. Plasser nødvendig utstyr i brønnen.

Oppgave 10 I en tynn oljesone skal det bores horisontale brønner. Sonen er ca 20 meter tykk. Lag skisse av en horisontal brønn som går inn i denne sonen. Bergarten i reservoaret kan være variabel. Lag skisse av ulike kompletteringsløsninger og forklar kort hvorfor du vil bruke disse løsningene.

Oppgave I I Forklar hva som menes med «full bor» i en produksjonsbrønn, og gjør rede for fordeler med denne løsningen.

Produksjon og injeksjonsbrønner

Oppgave 12 Flergrensbrønner er en ny type brønner. Vi kan dele dem i fire grup­ per. • Hva er en flergrensbrønn, og hvilke muligheter har vi med denne teknologien? • Gjør rede for de fire ulike gruppene. Få frem det som kjenneteg­ ner den enkelte løsningen. • Tegn og forklar to ulike måter disse brønnene kan kompletteres o pa.

Oppgave 13 Tegn en hulladning og forklar hvordan den fyres av.

Oppgave 14 Forklar hvordan utstyret og brønnforhold bør være for at resultatet av perforeringen skal bli best mulig.

Oppgave 15 Tegn enkle skisser som viser forskjellige måter å utføre perforerin­ gen på med hensyn til brønnutstyr, trykkforhold og situasjon/brønntype.

Oppgave 16 Forklar kort hvordan det er mulig å perforere horisontale høyavviksbrønner.

Oppgave I 7 Forklar i korte trekk hvordan en produksjonsbrønn blir klargjort for produksjon (rekkefølgen på operasjonene).

Oppgave 18 a Det blir benyttet ulike væsker i brønnen ved ulike operasjoner. Nevn noen operasjoner hvor ulike væsker blir brukt. b Nevn noen væsker som blir brukt for å øke densiteten.

Oppgave 19 Forklar hva en pakningsvæske er, og hva som er hensikten med denne væsken. Nevn også fordeler og ulemper med de ulike væskene.

Oppgave 20 Et rørparti er målt til 4567 meter før innkjøring. Målingene foregikk ved 12 °C. Rørene blir så kjørt i brønnen og hengt av.

Brønnhodetemperatur: 4 °C (stengt brønn) Brønnhodetemperatur: 108 °C (full produksjon) Brønnhodetemperatur: 6 °C (syrepumping) Reservoartemperatur/rørtemperatur nederst: 120 °C.

Kapittel 2

Rørtemperatur i nedre ende ved syrepumping: 10 °C a Beregn rørets største og minste lengde, på grunn av temperatur­ forandringer (maksimum lengdeforandring) For det samme produksjonsrøret har vi følgende data: Vekt per meter: 19,2 kg/m Ståltverrsnitt A: 0,002323 m2 Stålets elastisitetsmodul E = 2,07 • 1011 Brønnen skal produsere olje med densitet 820 kg/m3 Densitet stål: 7800 kg/m3 Oppdriftsfaktor (Kb): b Beregn lengdeforandringen på grunn av vekt.

Oppgave 21 Det skal settes en permanent pakning (eng.: packef). Pakningen skal settes på 3800 m dybde. Topp-perforering er på 3900 m. Pakningen skal stå i et 97's tommers foringsrør, 53,5 lb/ft. Innvendig diameter er: 216,8 mm Utvendig diameter er : 244,5 mm

Data produksjonsrør: 6Vs tommer 31,2 lb/ft produksjonsrør. Innvendig diameter: 144,2 mm Utvendig diameter : 168,3 mm

Brønnen produserer olje med en densitet på 850 kg/m3 Reservoartrykket topp ved perforering er: 510 bar Pakningsvæsken har en densitet på 1,10.

Anta at reservoartrykket 510 bar virker på undersiden av pakningen. Over pakningen står det pakningsvæske. Arealene som trykkene virker på over og under pakningen, er like store. Beregn kreftene som virker på pakningen.

Oppgave 22 Det skal settes en permanent pakning (packer). Pakningen skal settes på 4000 meters dybde. Topp perforering er på 4050 m. Pakningen skal stå i et 9 5/8 tommers foringsrør, 53,5 lb/ft. Innvendig diameter er: 216,8 mm Utvendig diameter er : 244,5 mm

Data produksjonsrør: 6 5/8 tommer 31,2 lb/ft produksjonsrør. Innvendig diameter: 144,2 mm Utvendig diameter : 168,3 mm

Produksjon og injeksjonsbrønner

Brønnen produserer olje med en densitet på 820 kg/m3 Reservoartrykket topp ved perforering er: 535 bar Pakningsvæsken haren densitet på 1,15. Anta at reservoartrykket virker på undersiden av pakningen. Over pakningen står det pakningsvæske. Arealene som trykkene virker på er like store. Beregn kreftene som virker på pakningen. Vis også hvor stor masse i kg denne kraften utgjør.

Oppgave 23 Lag en skisse av et ventiltre. Sett navn på ventilene. Hvordan reguleres/styres de enkelte ventilene? Hva er hensikten med de forskjellige ventilene?

Kapittel 3

Havbunnskompletterte brønner 3.1 Historikk Vi skal ta et tilbakeblikk på utviklingen innen undervannsteknologi på norsk sokkel. For å illustrere utviklingen er det valgt undervannsprosjekter i Nordsjøen.

3.1.1 Utvikling av undervannsteknologi Undervannsproduksjorissysterner har vært brukt de siste tjuefem årene for utvinning av olje og gass fra havbunnen. På norsk sokkel introduserte Phillips denne teknologien for prøveproduksjon på Ekofisk i 1971. Disse systemene fungerte etter forholdene bra, og gav viktig reservoarinformasjon for den videre feltutbyggingen. Neste undervannsutbygging stod Elf for rundt 1980, hvor gassfeltet Nord-Øst Frigg ble knyttet til hovedfeltet Frigg. De første prosjek­ tene brukte dykkere til installasjon og vedlikehold, fordi vanndypet på feltene var moderate. Etter hvert som en beveget seg mot større vanndyp (Gullfaks/Oseberg), ble det behov for teknologi og systemer som ikke var basert på bruk av dykkere. Det ble satt inn en omfattende forskning, og betydelige midler ble brukt. Det oppstod forskjellige «skoler» innen industrien: • En retning gikk ut på at alt kritisk utstyr måtte bygges sammen i store moduler. • En retning gikk til og med ut på at alt kritisk utstyr måtte plasseres i innelukkede kamre under atmosfærisk trykk. Disse systemene gav svært komplekse løsninger som stilte store krav til sikkerhet og utstyr. • En retning gikk i kontrast til denne tenkningen ut på at dersom systemet bare var enkelt nok, og bestod av så få deler som mulig, var det ingenting som kunne feile.

Vedlikeholdssystemet TFL (through flowline) ble sammenlignet og vurdert mot kabelarbeid for brønnvedlikehold. TFL betyr at ved­ likehold i en brønn blir utført ved at en pumper verktøy ned i brøn­ nen for å utføre vedlikehold, som setting av plugger, brønnsikringsventiler og trykk og temperaturmålere. TFL og kabelarbeid var et tema som ble mye diskutert. Erfaring fra Mexicogolfen viste at det

Havbunnskompletterte brønner

var et stort behov for brønnintervensjon i produksjonsbrønner. Spesielt viste det seg at utskifting av brønnsikringsventilene var et område som krevde regelmessig vedlikehold.

Alt i alt resulterte alle disse behovene for nye komponenter og sys­ temer i svært omfattende og detaljerte krav og spesifikasjoner som oljeselskapene selv utformet og styrte sine prosjekter etter. Parallelt med utviklingen av teknologi foregikk opplæring av personell.

3.1.2 Gullfaks Statoils svenneprøve innen undervannsutbygging av petroleumsfelt til havs var Gullfaks A Subsea. Anlegget ble satt i drift i 1986 og ble tilknyttet Gulfaks-A-plattformen. Utbyggingen var basert på satellittbrønner som hadde en rørledning og en kontrolledning til hver enkelt brønn.

Utfordringene i 1980-årene for oljeselskapene var først og fremst å tilegne seg undervannsteknologien, men også å utvikle teknologien i en grad som gjorde det mulig å møte de målsettinger en satte seg for utbyggingen på sokkelen. Gullfaks A ble et pilotprosjekt hvor det ble brukt nye løsninger innen følgende områder: • dykkerløs oppkobling av rør og kontrollkabel • dykkerløs installasjon av ventiltre • bruk av fleksible rør • ny utforming av ventiltre (blokk, ventiler) • bruk av elektrohydraulisk kontrollsystem • strukturen skulle utformes slik at det kunne fiskes i området (overtrålbar struktur)

3.1.3 Tommeliten Sommeren 1986 startet utviklingen av Tommeliten. I motsetning til Gullfaks A ble det valgt en felles brønnramme med plass for seks brønner. Feltet var innenfor dykkerdybde, slik at det kunne brukes dykkere under installasjonsfasen. Utfordringen på Tommeliten kan oppsummeres som følgende: • Tommeliten ble koblet opp mot en gammel plattform (Phillips Edda-plattform på Ekofisk). • Det var store trykk opp mot 690 bar. • Det skulle brukes et elektrohydraulisk kontrollsystem. • Brønnene skulle bores samtidig som utstyret ble produsert. • Det skulle være en kort prosjektgjennomføringstid (2 år).

Kapittel 3

I oktober 1988 ble feltet satt i drift mot Edda-plattformen på Ekofisk-feltet. Feltet har frem til i dag vært en suksess både økonomisk og teknologisk.

3.1.4 Troll Troll-feltet var først i 1980-årene planlagt bygd ut med TFL-løsninger og flerbrønnsrammer for utvinning av feltets oljesone. I peri­ oden fra 1985 til 1988 ble det gjennomført et større pilotprosjektet med fokus på utvikling av undervannsteknologi. Dette arbeidet ble utført av Statoil i samarbeid med Mobil. Totale feltløsninger og enkeltkomponenter ble vurdert. Utviklingsprogrammet inkluderte både tekniske studier og utvikling av prototyper. Følgende områder ble vurdert: • modularisering • innstikksteknologi for strupeventiler/kuleventiler • brønnvedlikehold med mekanisk kabel eller TFL • kontrollsystem • beskyttelsesstrukturer • installasjonsverktøy Elementer fra programmet bruker vi i dagens undervannssystemer. Klare endringer fra denne type design har vært forenkling og mer bruk av fjernstyrte undervannsfartøy (ROV-teknologi).

Pålitelighet til viktige komponenter i undervannsanlegg økte. Samtidig som det skjedde en utvikling av billigere og bedre intervensjonsmetoder som baserte seg på bruk av kabel operert fra rigg eller skip. Det har medført at TFL ikke ble tatt i bruk på Statoils felt. Troll er i dag bygd ut med flere strukturer med satellitter som pro­ duserer til manifolder på havbunnen. Brønnstrømmen går så videre til plattformen for prosessering. Denne plattformen er en slakkforankret flyter med fleksible stigerør fra havbunnen og opp til plattformen (se figur 3.1). Det er i dag bare Snorres undervannsproduksjonsanlegg (UPA) på norsk sektor som er basert på vedlikehold med bruk av TFL.

3.1.5 Statfjordsatellittene Loke og Sleipner I 1988 besluttet Statoil å gjennomføre en fornyet vurdering av Statford Nord og Øst, ofte kalt Statfjordsatellittene (se figur 3.2). Spørsmålet var nå om det var grunnlag for økt lønnsomhet av utbyg­ gingen basert på erfaringene fra Gullfaks og Tommeliten.

Havbunnskompletterte brønner

Statfjord C

Figur 3.2 Statfjordsatellittene

Kapittel 3

BRØMNRAMME

Figur 3.3 Undervannsproduksjonssystemet på Snorrefeltet

Med utgangspunkt i tidligere utbygginger ble følgende målsettinger med en eventuell utbygging formulert: • Forenklede undervannsanlegg. • Modularisering av systemet basert på komponentenes pålite­ lighet. • Utstrakt bruk av et ROV/ROT-system. • Dykkerløse systemer for installasjon, operasjon og intervensjon. • Utvikling av et standardisert undervannsanlegg som kunne brukes på flere felt. • Gjenbruk av utstyr, hvor det skulle brukes en felles verktøybase for flere felt. • Trinnvis utbygging av feltene. Leverandørene som hadde teknologi til å levere komplette undervannssystemer, ble kontaktet. Med systemansvaret tillagt leveran­ døren startet prosjektarbeidet i mai 1991.

Samme år ble det besluttet å bygge ut kondensatfeltet Loke. Utbyggingen skulle basere seg på en undervannsløsning lik den som skulle brukes på Statfjordsatellittene. En viktig forutsetning var gjenbruk av alt installasjonsverktøy som var fremskaffet i forbindelse med Statfjord satellittprosjektet (SSP). Prosjektet ville på grunn av denne forutsetningen være økonomisk lønnsomt.

Havbunnskompletterte brønner

På grunn av uhellet med betongunderstellet til Sleipner-A-plattformen ble det høsten 1991 besluttet å fremskaffe en brønnramme for Sleipner Øst. I tillegg skulle Loke bygges ut. Loke og Sleipner Øst var felt som kunne basere seg på SSPs utforming av brønnrammene. Med all prosjektering utført ville en kunne produsere undervannsrammene til Sleipner på rekordtid (10 måneder). På den måten ville Statoil klare å imøtekomme kravene om gasseksport fra Sleipner-feltet. Målet med Loke og Sleipner Øst ble nådd, og høsten 1993 startet produksjonen fra Sleipner-brønnene etter oppkobling mot Sleipner-A-plattformen. Samtidig ble tilsvarende rammer installert på Statfjord Øst og Statfjord Nord. Systemenes oppbyg­ ning hadde bare mindre forskjeller. I forbindelse med Conocos utbygging av Heidrun-feltet ble det gjennom planleggingsfasen vur­ dert ulike løsninger. En kom frem til at ved å standardisere undervannssystemene ville vanninjeksjonssystemet på Heidrun kunne bygges ut ved bruk av SSP-teknologi.

3.1.6 Videre utvikling Med basis i standardiserte undervannsløsninger er det blitt klart at videre forbedringer ligger i å optimalisere design og utvikling av hele produksjonsprosessen fra reservoar, brønner, undervannssystem og mottaksanlegg. Noe av det vil vi se i utbyggingen av Norne-feltet. De standardiserte undervannsløsningene er utviklet videre, basert på tilpasning til feltspesifikke krav. For fremtidige undervannssystemer vil vi bruke fleksible løsninger hvor standardkomponenter inngår. Viktige områder for videre utvikling vil være: • ROV/ROT • dypvannsteknologi • horisontale brønner • flerfaseteknologi

3.1.7 Fjernstyrte fartøyer og verktøy På norsk sokkel er det de senere årene blitt vanlig å utføre undervannsarbeider ved hjelp av fjernstyrte verktøy. Bruken av ube­ mannede intervensjonssystemer, ROV/ROT (eng.: remotely operated vehicles/tools), øker stadig. Og ettersom erfaringer fra bruk av disse verktøyene blir ført tilbake til design av anleggene, vil vi få en bedre tilpassing. Det vil også redusere behovet for dykkeraktiviteter. Det er nå en klar trend at undervannsanlegg lages enkle og med få bevegelige komponenter. Disse anleggene har mulighet for utvidelse og endringer i løpet av feltets levetid ved hjelp av ROV/ROT. "

Kapittel 3

3.1.8 Dypvannsteknologi Petrobras og Shell har installert utstyr og produserer nå olje fra felt på over 1500 meters vanndyp. De siste årene har deres suksess fått større og større anerkjennelse i industrien. Det har vist seg mulig å installere og drive felt på dypt vann. Vedlikehold og installasjon av disse brønnene blir utført av borerigger. For å minimalisere instal­ lasjons- og driftskostnadene skal systemene kunne opereres fra borerigger og små fartøy. I nye løsninger blir undervannsanlegg knyttes opp mot flytende pro­ duksjonsanlegg på skip (eng.: submerged turret production - STP}, se figur 3.4.

3.1.9 Horisontale brønner I løpet av de siste ti årene har horisontale brønner blitt et viktig verktøy for å drenere reservoarene bedre. I det siste er flergrensbrønner også dukket opp som mulige løsninger. Små reserver i ytterkanten av feltene kunne ikke blitt produsert uten bruk av langtrekkende brønner.

Bruk av en ny ventiltrekonstruksjon (horisontale ventiltrær) gir mulighet for større produksjonsrate fordi vi kan bruke større pro­ duksjonsrør i disse trærne. Statoil skal bruke 7” produksjonsrør på Norne, og løsningen er basert på horisontale ventiltrær. En produk­ sjonsrate per brønn på opptil 40 000 fat per dag er forventet. Bruk av horisontale trær sammen med stor dimensjon på produksjons­ røret har gitt en reduksjon i antall brønner fra tolv til sju. Det gir store kostnadsreduksjoner for den totale feltutbyggingen.

3.1.10 Flerfaseteknologi A transportere brønnstrøm over lange avstander er en stor utfor­ dring. Fall i temperatur og trykk påvirker oljens væskeegenskaper. Korrosjon, hydrater og voks kan danne seg og resultere i blokkering av rørledningen Vi må bruke kostbare kjemikalier for å bekjempe problemene og kjemikaliene kan igjen gi nye problemer for miljøet. En betydelig forskningsinnsats finner nå sted i industrien for å håndtere disse problemene.

Hovedsatsingsområdene innen flerfaseteknologi er følgende: • Utvikling av flerfasepumper • Vurdering av muligheten for undervannsseparasjon • Flerfasemåling er i dag mulig, og målerne installeres på felt • Korrosjonskontroll • Nye metoder og kjemikalier for å hindre hydratdannelse

Havbunnskompletterte brønner

Figur 3.4 Undervannsanlegg knyttet til produksjonsanlegg på skip. Nornefeltet

Kapittel 3

Flere operatører har innsett at disse problemene krever et industrisamarbeid. I Norge samarbeider for eksempel Norsk Hydro, Saga og Statoil innen flerfaseforskning.

3.1.1 I Spesifikasjoner og samarbeid En felles utfordring både for operatørene og utstyrsleverandørene har vært standardisering for å redusere kostnadene. Fra prosjekt til prosjekt er det blitt laget nye løsninger som har resultert i dyre utbygginger. Statoils, Hydros og Sagas funksjonsspesifikasjoner blir nå lagt til grunn for de nye Norsok-standardene.

1 mai 1993 signerte Shell, Conoco og Statoil en felles avtale om bruk av verktøy (eng.: tool pool). Tanken var å koordinere instal­ lasjon, komplettering og vedlikehold av undervannssystemer for Draugen. Heidrun, Statfjord og Sleipner gjennom felles bruk av installasjonsverktøy. Avtalen dekker 39 brønner og kostnadsreduk­ sjoner er allerede oppnådd gjennom gjenbruk av utstyr. Videre kostreduksjoner er mulig ved felles vedlikehold av verktøy og reservedeler, felles operasjonsprosedyrer og bruk av felles personell til vedlikeholdet.

Med dagens undervannssystemer har utviklingen vist en trend mot mer standardiserte løsninger hvor leverandører tilbyr sine standard­ produkter. Det har gitt lavere totalkostnader og kortere prosjekteringstid. Undervannssystemene har vist seg tilpasningsdyktige både i tilknytning til eksisterende struktur, nye plattformer og for felt som skal bygges ut på dypt vann.

3.2 Forskjellige systemer Produksjonssystemer under vann ble utviklet for å kunne utnytte små reservoarer uten å bygge en ny plattform. Systemene knyttes til eksisterende plattformer ved hjelp av strømningsledninger og elek­ triske og hydrauliske kabler. I dag er det ikke bare små reservoarer som blir bygd ut på denne måten. Kunnskapen om systemene er blitt bedre, og det har ført til billigere løsninger og økt driftssikker­ het.

Et produksjonssystem under vann må i dag ha kommunikasjon med en plattform eller et skip som kan behandle det som produseres. Det blir bygd undervannssystemer av flere grunner:

Havbunnskompletterte brønner

• Vi kan utnytte små reservoarer som ligger i nærheten av eksis­ terende plattformer. • Vi kan komme tidlig i gang med produksjon, brønnene kan forbores. • Vi får kort byggetid. • Vi kan få produksjon på marginale felt, felt som blir for dyre å bygge ut med plattform. • Vi kan få produksjon på felt som ligger på dypt vann. • Vi kan bruke tidligere letebrønner og avgrensingsbrønner som produksjons- eller injeksjonsbrønner. Dette er mulig, men er lite gjort til nå. • Vi kan bygge ut felt som er vanskelige å drenere (for eksempel Troll som har stor utstrekning og liten høyde på reservoaret). Brønnene kan spres ut over hele feltet. • Vi får en billigere løsning.

3.2.1 Hovedkomponenter Hovedkomponentene i et undervannsproduksjonssystem:

• Brønnen: Den består av stort sett av de samme komponentene som en plattformbrønn har. Det vil være noe avhengig av den løsningen vi velger. Det er nå vanlig å installere permanente trykk- og temperaturmålere (eng.: pressure and temperatur gauges) nede i brønnen. • Stålstrukturen (lederammen): Den er fundamentet for brønnen og brukes ved oppbygning av brønnen. Lederammen vil bli pælet til havbunnen eller utrustet med skjørt som vi presser ned i havbunnen og på den måten sikrer stabil fundamentering. • Ventiltreet: Treet monteres oppå brønnhodet og tilkobles produksjonsledninger, kontrolledninger, blødelinje for ringrommet og injeksjonsledninger. Ventiltreet vil bestå av en rekke ventiler

• Kontrollsystemet: Hovedoppgaven til kontrollsystemet er å kunne åpne og lukke sikringsventilene på treet og brønnsikringsventilen nede i brønnen. Kontrollsystemet kan også ivareta nødvendig kommunikasjon med brønnen. • Undervannsledninger: Det er de kablene og ledningene som forbinder brønnen og utstyret på havbunnen med plattformen. Hvilken type av ledninger vi bruker, er avhengig av utbyg­ gingsløsningen. Undervannsledningene vil normalt være strømningsledninger, elektrisk/hydraulisk kabel og serviceledninger for injeksjon og avbløding. Det vanlig å legge flere av disse ledningene sammen i en navlestreng (eng.: umbilical).

Kapittel 3

• Beskyttelsesstruktur: Hensikten med denne konstruksjonen er å beskytte brønnen, ventiltreet og eventuelle manifolder mot fal­ lende objekter. Det kan være utblåsingsikring (BOP), verktøy, stigerør og/eller borerør. I fiskerike områder må beskyttelsesstrukturen være utformet slik at det er mulig å fiske med trål i området.

3.2.2 Ulike løsninger Vi kan kombinere hovedkomponentene på forskjellige måter, slik at tilpassingen til det enkelte reservoaret og de ulike løsningene blir enkel. Det er vanlig å skille mellom enkeltstående brønner (satellit­ ter) og konstruksjoner som har flere brønner på samme rammer (templat-brønner). Med satellittbrønner mener vi en enkeltstående brønn med egen produksjonsledning og kontrolledninger tilbake til plattformen eller til en manifold på havbunnen. Når flere brønner er samlet på en og samme stålramme, har vi flerbrønnsrammer. Disse brønnene har ofte en manifold på selve ram­ men som samler brønnstrømmen fra de forskjellige brønnene. Når vi samler brønnene i en manifold, går det bare ett felles produksjonrør tilbake til plattformen. Vi kan også koble tiere brønnrammer sammen, slik at de danner en ringledning. Denne ringledningen gjør det mulig å kjøre inspeksjonsutstyr og skrapere gjennom ledningen fra plattformen ut til brønnene og tilbake til plattformen. På den måten får vi et mer fleksibelt system og kan opprettholde produk­ sjonen selv om det oppstår problemer med rørledningen den ene veien. Oppstår det problemer med rørledningen, kan vi produsere gjennom den andre templaten. For å kunne gjennomføre det må den manifolden vi skal benytte, ha ventiler som kan isolere og/eller stenge den rørledningen vi skal reparere. Disse ventilene er kuleventiler vi kan skifte ut ved hjelp av fjernstyrt verktøy uten at vi må trekke ut hele manifolden.

I tillegg har de forskjellige systemene forskjellig konstruksjon, avhengig av hvordan vi skal foreta vedlikehold i brønnene. Det vil da være snakk om vedlikehold ved hjelp av kabel eller vedlikehold hvor vi pumper verktøy og utstyr ned i brønnen. Dette systemet kalles TFL-system (eng.: through flowline). Uavhengig av kon­ struksjon og løsning kan systemene være enhetlige eller modulbaserte. Når vi skal foreta vedlikehold på et enhetlig system, blir hele enheten tatt opp og en ny enhet satt på plass. Er systemet modulbasert, vil bare den komponenten som trenger vedlikehold, bli skiftet ut. De undervannssystemene vi bruker i dag, er modulbaserte; det gjør vedlikehold enklere og billigere. Vi skiller også mellom dykkerløse og dykkerassisterte, tørre og våte systemer.

Havbunnskompletterte brønner

Forskjellen på tørre og våte systemer er at i et vått system står alle komponentene åpent på havbunnen, mens i et tørt system kan deler av systemet være plassert under atmosfæriske forhold. I dag er sys­ temene som blir utviklet og brukt, alle våte systemer, men vi nevner de tørre systemene fordi de var brukt tidligere. I løpet av de senere årene er det dukket opp nye løsninger for pro­ duksjon fra felt som kompletteres med havbunnsbrønner. De nye løsningen er:

• Produksjon fra havbunnsbrønner til flytende installasjoner som skip eller store flytere. Det kan være plattformer av ulike slag, som store flytere hvor produksjonen går via fleksible stigerør, opp til plattformen for separering. Disse plattformene har liten lagerkapasitet, så oljen må sendes i rørledninger eller lagres i båt. • Strekkstagplattformer med samme produksjonsmuligheter som nevnt over. Disse plattfomene kan ha brønner under selve platt­ formen i tillegg. For begge disse alternativene kan selve havbunnsløsningen være utført på mange måter:

• Flerbrønnsrammer med manifold på rammen • Satellitter med felles manifold på havbunnen og felles produksjonsledning tilbake til plattformen. • Satellitter hvor hver enkelt brønn er trukket tilbake til plattfor­ men med egne stigerør. Løsningen blir benyttet når produksjonsbrønnene ikke ligger langt unna plattformen. Dette kan være aktuelle løsninger på dypt vann. Den viktigste forskjellen mellom et havbunnssystem og en brønn som er komplettert på en plattform, er adkomsten til utstyret. På en havbunnskomplettert brønn må alt vedlikeholdet utføres ved ved hjelp av en plattform eller en båt som ankres opp over brønnen og kobler seg opp til brønnen, slik at vedlikehold blir mulig.

Alternativet til dette er hydraulisk vedlikehold som utføres fra platt­ formen. Det er normalt en dyr utbyggingsløsning, men regner vi med hyppig vedlikehold, kan det være et alternativ. Det er i dag bare Snorre-feltet som har denne løsningen på norsk sokkel. Vedlikehold på en havbunnskomplettert brønn kommer vi tilbake til senere.

3.3 Brønnen En havbunnskomplettert brønn inneholder normalt de samme kom­ ponentene som en plattformkomplettert brønn. De store forskjellene finner vi ikke før vi kommer opp til brønnhodet. Brønnhodet på en

Kapittel 3

havbunnskomplettert brønn er lik det vi bruker på en letebrønn. En havbunnskomplettert brønn har ofte installert permanente trykk- og temperaturmålere i bunnen av brønnen. Trykk- og temperaturmålerne (eng.: pressure and temperatur gauges) blir plassert i sidelommer. Målerne har elektrisk kabel som forbinder dem med kontrollboksen på ventiltreet. Kabelen er festet på utsiden av produk­ sjonsrøret og går gjennom brønnhodet til kontrollboksen. Fra kontrollboksen går signalene gjennom navlestrengen (eng.: umbilcal) tilbake til moderplattformen. Det øvrige utstyret i brønnen er lik utstyret på en plattformkomplettert brønn.

Det er i dag vanlig at produksjonsforingsrøret har to dimensjoner: normalt 10% tommer i den øverste delen, og 95/s tommer i den 10 3/4" foringsrør nederste delen. Brønnen er konstruert på denne måten for å gi _ _ Kontrollinje til brønnsikringsventilen bedre plass til brønnsikringsventilen med kontrollinjen som ’ Brønnsikringsventil monteres som en del av produksjonsrøret. Det er to varianter av 5 1/2" produksjonsrør brønnsikringsventilen en som er en del av produksjonsrøret, og 9 5/8" foringsrør en som settes i et forankringsprofil innvendig i produksjon­ ____ Sidelomme for trykk srøret. Brønnen har ofte ha en bunnforing (eng.: liner) i den og temperaturmålere nedre delen. Er bunnforingen satt som en forlengelse til 95/s __ Ekspansjonsledd tommers foringsrør, vil dimensjonen på bunnforingen ofte __ Pakning Milout extension være 7 tommer. Figur 3.5 viser en havbunnskomplettert brønn. Pakning

RESERVOAR 7" Forlengelsesrør (liner)

Figur 3.4 Havbunnskomplettert brønn (Tordis, Saga)

Nye brønner blir i dag planlagt og komplettert med ny teknolo­ gi. Den går kort ut på at brønnen skal ha samme innvendige diameter gjennom hele produksjonsbrønnens lengde. De blir kalt monobore- eller fullborebrønner. De gamle brønnene har forankringsprofil innvendig, slik at det er mulig å montere utstyr i brønnen. Dette systemet gjør at brønnen får mindre diameter forbi disse profilene.

3.3.1 Brønnhodet Brønnhodet (eng.: wellhead) er øvre del av et 20 tommers foringsrør. Vi lander og låser brønnhodet til brønnhodehuset (eng.: conductor housing). Brønnhodehuset er den øverste delen av en 30 tommers ledeforing (eng.: conductor). Vi monterer den til rammestrukturen på havbunnen. Hensikten med brønnhodet er å • muliggjøre montering av ventiltreet på brønnhodet. Det kan vi gjøre ved hjelp av hydrauliske koblinger • kunne henge av mindre foringsrør innvendig i brønnhodet • låse foringsrøret til brønnhodet • tette ringrommet mellom foringsrørhenger og brønnhode • kunne henge av produksjonsrøret. (Det er ikke tilfellet på de nye horisontale ventiltrærne. Vi kommer tilbake til dem senere.)

Vi skal nå se på oppbygningen av brønnhodet og hvordan vi mon­ terer mindre foringsrør innvendig. Videre skal vi se på hvordan vi

Havbunnskompletterte brønner

Brønnhodehus 18 3/4" Foringsrørhenger 10 000 psi

SG-LTRpakning

SG-LTRpakning

Slitasjefdring 9 5/8"

Foringsrørhenger 9 5/8"

Brønnhodehus 30"

Foringsrørhenger 13 3/8"

Figur 3.6 Brønnhode fra ABB Vetco Gray

låser fast foringsrørene til brønnhodet og hvordan ringrommet mel­ lom foringsrøret og brønnhodet blir tettet. Det kan gjøres på flere måter, avhengig av produsent. Som eksempel ser vi på et brønnhode fra ABB Vetco Gray. Dimensjonen på brønnhodet vil normalt være l83/4 tommer (se figur 3.6) eller 16% tommer.

3.3.2 Låse- og tettesystem

Figur 3.7

Den delen av foringsrøret vi skal henge av i brønnhodet, kalles foringsrørhenger (eng.: casing hanger), 5 på figur 3.7. Vi skal låse foringsrørhengeren til brønnhodet og tette igjen åpningen mellom foringsrøret og brønnhodet. Vi skal foreta operasjonen med den samme verktøystrengen, det vil si at vi kobler foringsrøret til et kjøreverktøy og kjører det ned i brønnen på en borestreng. Vi sementerer fast foringsrøret, låser hengeren til brønnhodet og setter pakningen til slutt. Vi kan låse og sette pakninger (eng.: lockdown andpackoff) ved rotering av borestrengen. På denne måten blir kraft overført når vi roterer strengen (1) og skrur den ned. Når vi roterer og skrur ned strengen fører det til at pakningselementet (2) presses sammen. Pakningselementet utvider seg da og tetter ringrommet.

Kapittel 3

samtidig som metalltettingene (3) på den elastiske pakningen blir presset mot brønnhodet (4) og foringsrørhengeren (5). Når dette skjer, blir låseringen (6) presset i posisjon, og foringsrørhengeren låses til brønnhodet.

Figur 3.8 viser selve tetteelementet, og vi ser at den fleksible delen har en metallkjerne med en metall-leppe i overkant og underkant. Det gjør at vi får en metalltetting og en fleksibel tetting.

Vi kan henge av foringsrør innvendig i brønnhodene. Avhengig av om vi kan henge av for eksempel tre eller fire foringsrør, snakker vi om et trestrengs- eller firestrengssystem.

Figur 3.8

3.3.3 Forbindelse til ringrommet Et brønnhode som skal stå på havbunnen hele feltets levetid, kan bli utsatt for svære krefter. Brønnhodet er derfor solid utført og må tåle store trykk. Det vil være trykk som kan bygge seg opp på grunn av lekkasje på utsiden av foringsrørene. En slik lekkasje kan føre til en trykkøkning i ringrommene mellom de ulike foringsrørene. På en plattformkomplettert brønn kan vi blø av dette trykket ved hjelp av ventiler på brønnhodet. Når brønnhodet er plassert på havbunnen, er ikke dette mulig. Det eneste ringrommet som vi kan blø av trykk i, er ringrommet mellom produksjonsrøret og produksjonsforings­ røret. Det er mulig fordi det er vertikal kommunikasjon gjennom produksjonsrørhengeren (eng.: tubing hanger) og ned til ringrom­ met. For a kunne blø av dette trykket må det også være to hull (bor) gjennom ventiltreet, ett for produksjon og ett for kommunikasjon til ringrommet (se figur 3.8). Kommunikasjonen gjennom brønnhodet og ventiltreet til ringrommet må videreføres i rør til plattformen. Dette røret er en del av navlestrengen og dimensjonen på det er ofte bare en V2 tomme.

3.4 Ventiltrær Vi har sett på oppbygningen av et ventiltre som står på en plattform, og dets funksjon og virkemåte. Vi skal nå se på tilsvarende for et undervannsventiltre.

Ser vi på et ventiltre som skal stå på havbunnen, vil vi med en gang se klare forskjeller fra det treet som står på en plattform. Den mest markante forskjellen er at ventiltrær som er bygd for å stå på havbunnen, har to hull, ett for produksjon og ett mindre for ringrommet. Grunnen er at adkomsten til ventiltreet og brønnhodet er vanskelig. På en havbunnsbrønn kan vi ikke blø av trykket i ringrommet gjennom ventiler i brønnhodet, noe som er mulig på et ventiltre som står på en plattform. For å gjøre det mulig å sirkulere

Havbunnskompletterte brønner

væske i brønnen trenger vi også forbindelse til ringrommet. Det er spesielt viktig hvis vi må drepe brønnen.

Selve produksjonsrørhengeren består av to rør, ett for ringrommet og ett for produksjonsrøret. Vi kan da ikke plassere produksjon­ srøret i sentrum av brønnen, men må ha det stående forskjøvet for å gi bedre plass til to rør. Røret som går til ringrommet er bare en «stuss».

3.4.1 Ventiler på ventiltreet Oljedirektoratet har retningslinjer for hvordan et undervannsventiltre skal være bygd opp: På produksjonssiden vil det være • en manuell hovedventil (fjernstyrt) • en automatisk hovedventil (hydraulisk) • en vingeventil (hydraulisk) • en kjemikalieinjeksjonsventil. Ved injeksjon på treet skal det være tilbakeslagsventil på injeksjonsledningen • en kroneventil (hydraulisk/fjernstyrt manuell plugg)

Vi holder en del av disse ventilene åpne ved hjelp av hydraulikk, men vi kan også styre dem manuelt. Ventilen har da en manuell overstyring (eng.: manuell override). På ringromsiden er det • en hovedventil; det kan være to, en øvre og en nedre ventil • en vingeventil • en kroneventil

Hovedventilene og vingeventilen er sikringsventiler. Kroneventilen gir oss vertikal adgang ned i brønnen for vedlikehold og sirkulasjon av væske. Normalt er det bare behov for vertikal adgang ned i pro­ duksjonsrøret, men for å kunne sirkulere væske i brønnen må det være adgang til ringrommet også. På toppen av alle ventiltrær som skal stå på havbunnen, må det være mulig å koble på utstyr. Dette utstyret skal lage en forbindelse opp til plattformen eller serviceskipet som ankrer opp over brønnen ved brønnvedlikehold. Strupeventilen vil ikke stå på selve treet, men blir ofte plassert i en «bro» som gjør det mulig å trekke broen med strupeventilen uten å måtte trekke hele ventiltreet. Strupeventilen kan være automatisk og manuell. Med manuelle ventiler mener vi ventiler som vi kan reg­ ulere ved hjelp av fjernstyrte undervannsbåter eller undervannsverktøy (ROV/ROT). Plasseringen av ventilene går frem av figur 3.9.

Kapittel 3

Ringroms serviceventil

Ringrom vingeventil - -

Hovedventil ringrommet -

Trykkmåler

Temperaturmåler Produksjon serviceventil Produksjon vingeventil

- Øvre hovedventil produksjon Injek' sjonsventiler

ROV-operert strupeventil Bru» for strupeventil

— Nedre hovedventil produksjon

I Brønnhode Produksjonsrør henger

Figur 3.9 Produksjonsrørhenger og ventiltre

3.4.2 Forskjellige typer ventiltrær Det finnes flere typer ventiltrær, og ulike løsninger er prøvd ut. For å få en oversikt kan vi gruppere dem på flere måter:

Vi kan gruppere dem etter oppbygning, og da får vi tre hovedtyper: tradisjonelle trær (splitt-trær, monoblokktrær), TFL-trær og hori­ sontale trær. Eller vi kan gruppere dem etter metoden vi bruker når vi skal vedlikeholde dem (intervensjon). Vi får da: • trær hvor vi bruker kabel ved vedlikehold (wireline-trær) • trær hvor vi bruker hydraulikk ved vedlikehold. Disse trærne går under navnet TFL-trær (eng.: through flowline), altså vedlike­ hold gjennom strømningslinjer. Vi skal i det følgende se litt nærmere på de ulike trærne.

Tradisjonelle trær (splitt-trær) I første del av 1980-årene og tidligere var de enkelte ven­ tilene boltet sammen ventil for ventil, og denne type ven­ tiltre kan vi kalle et splitt-tre. Det er den samme opp­ bygningen som vi finner på ventiltrær på plattformer (se figur 3.10).

Tradisjonelle trær (monoblokktrær) Denne type tre ble vanlig i 1980-årene. Det er et ventiltre som består av et «stålstykke», hvor det er frest ut plass til alle ventilene (se figur 3.11). Figur 3.10 Splitt-tre

Havbunnskompletterte brønner

Figur 3.11 Monoblokk-tre

Kabeltrær (wireline-trær) Dette ventiltreet har vertikal adgang til produksjonsrøret. Lettere brønnvedlikehold blir på dette treet utført med kabeloperasjoner. Skal det være mulig, må vi montere et stigerør fra treet og opp til fartøyet som er ankret opp over. Dette stigerøret har to rør som kobles til treet, ett som gir adgang til produksjonsrøret og ett som gir adgang til ringrommet (eng.: workover riser). Fartøyet kan enten være en plattform eller et vedlikeholdsskip. Kabeltreet er det mest brukte treet i dag. Det finnes varianter, men prinsippene er de samme. Figurene 3.10 og 3.11 viser denne løsningen.

TFL-trær Lett vedlikehold blir utført som en hydraulisk operasjon i brønner som har TFL-løsning. Vi pumper verktøystrengen inn i brønnen fra moderplattformen. Det er ikke behov for et ekstra fartøy over brøn­ nen ved en rekke operasjoner. Vi kan utføre de samme operasjonene med TFL-systemet som med kabeloperasjoner og skal komme tilbake til serviceoperasjoner i havbunnskompletterte brønner senere. Ser vi på TFL-treet, har det typiske trekk. Det mest karakteristiske med dette treet er strømningssløyfen (strømnings-loopen), Yblokken og tre rør ned i brønnen. Vi kan også foreta kabelopera­ sjoner i dette treet, og dem kan vi da foreta på samme måte som på et tre som ikke har denne løsningen (wireline-tre). TFL-treet behøver ikke å ha kroneventil, ofte bruker vi en kroneplugg iste­ denfor en ventil. Under kronepluggen ligger Y-blokken, hvor det kan settes en mekanisk plugg. Den pluggen som vi setter i Y-

Kapittel 3

TETNING FOR VENTILTREKAPPE

KABELSATT KRONPLUGG

RINGROMSDRENERING KABELSATT AVLEDERPLUGG METANOLINJEKSJON

RINGROMSVENTIL BPØNNVENTILER

KRYSSLØPSVENTIL

MANIFOLDKOPL1NG

STRUPENIPLER

PLUGGER, FORiNGSRØRHENGER

'ETNINGSARR.

KONTROLLEDNING FOR OVERFLATESTYRT BRØNNSIKRINGSVENTIL (OBS)

FOR FORING

BRØNNHODEKOPLiNG

•QRINGSRØPHENGER

BRØNNSIKRINGSVENTIL (OBS)

10 3/4"

FORING/SEMENT

BRØNNLEDNING

1

BRØNNLEDNING 2

(BRØNN)PAKNING S 5/8"

FORING/SEMENT

Figur 3.12 TLF-tre (Snorre)

blokken, må være formet med samme radius som strømningssløyfen. Hensikten med denne pluggen er å lede verktøystrengen i retur ut av brønnen. Siden verktøystrengen blir pumpet tilbake, ville den gått rett opp i kronepluggen om ikke Y-blokken med ledepluggen hadde vært der. Retur av utstyr ville vært umulig (se figur 3.12). Figur 3.12 viser TLF-tre som er montert på Snorre UPA. For at det hydrauliske systemet skal fungere, må det gå to produk­ sjonsrør (eng.: tubing) ned i brønnen. De vil også gå gjennom ven­ tiltreet. For å kunne drepe en brønn som er komplettert med TFLsystemet, må vi ha et tredje rør ned i brønnen. Dette røret vil gi kommunikasjon med ringrommet. Tre rør ned i et foringsrør på 10% tommer begrenser dimensjonen på produksjonsrørene. Nå kan vi bruke begge produksjonsrørene ved produksjon, men det gir ikke samme effekt som et produksjonsrør med en større dimensjon ville gjort. Dersom vi ønsker en høy produksjonsrate fra en brønn, vil ikke TFL-løsningen være den beste.

Havbunnskompletterte brønner

Horisontale trær Dette er siste nytt når det gjelder ventiltrær for havbunnskomplettering. Nye felt hvor vi ønsker høye produksjonsrater, blir nå bygd ut med disse ventiltrærne. Et horisontalt tre har ikke ventiler i det vertikale løpet. Ventilene som stod i det vertikale løpet på de tidligere modellene, er her flyttet utenfor selve ventilblokken (horisontalt).

Horisontale trær gir flere fordeler som de andre ikke har. De viktig­ ste er: • Produksjonsrøret er ikke hengt av i brønnhodet som i de andre modellene, men i ventiltreet. Det betyr at vi slipper å trekke ventiltreet når vi skal trekke produksjonsrøret, som vi må gjøre på de andre modellene. Treet står montert over brønnhodet, og produksjonsrøret er hengt av her. Vi sparer kostnader og tid ved overhaling når vi kan henge av produksjonsrøret i treet.

• Siden produksjonsrøret er hengt av i ventiltreet og ikke i brønnhodet, betyr det at vi kan montere produksjonsrør med større diameter i brønnen. Vi kan få forbindelse med ringrom­ met ved å lage et bor i ventiltreet som går rundt selve produksjonsrørhengeren. På denne måten blir det mulig å sirkulere væske i brønnen. Det er ønskelig med stor dimensjon på pro­ duksjonsrøret (7 tommer) siden vi har begynt å bygge kompli­ serte brønner hvor vi drenerer en mye større del av reservoaret gjennom én og samme brønn. Vi kan si at kombinasjonen av

Kapittel 3

horisontale trær med horisontal boring eller flergrensbrønner fører til store besparelser. Produksjonsrørhengeren har et horisontalt bor ut til ventilene, tettingen rundt dette boret er metalltettinger, som ligger over og under boret. I det vertikale løpet vil det normalt være en kroneplugg istedenfor en kroneventil. En annen viktig faktor som teller når vi sammenligner horisontale trær med de tradisjonelle, er at vi ved vedlikehold ikke trenger å bruke et stigerør som består av to rør (eng.: workover riser). Toppen av dette ventiltreet har samme hydrauliske kobling som brønnhodet. Det betyr at vi kan bruke den vanlige bore-utblåsingssikringen (BOP) og det borestigerøret vi bruker ved boring til vedlikehold. Vi trenger med andre ord ikke et eget stigerørsystem (eng.: workover riser system).

3.5 Forbindelse mellom brønn og plattform Et undervannsproduksjonsystem er et produksjonssystem hvor brønnhode, ventiltre, produksjonsrør og kontrollsystem er plassert på havbunnen. Produksjonsrør, strømningsledninger, stigerør og elektrohydrauliske kabler er den eneste forbindelsen med overfla­ ten.

3.5.1 Navlestrengen Navlestrengen (eng.: umbilical) består av en bunt med rør og kabler for: • elektrohydraulisk styring og regulering av ventilene på treet og nede i brønnen • måling av trykk og temperatur på brønnhodet og nede i brønnen • blødelinje til ringrommet • tilførsel av nødvendige kjemikalier til injeksjon på tre og manifold

De kjemikaliene det er behov for, er avleiringshemmer (eng.: scale inhibitor), korrosjonshemmer og metanol. Vi transporterer avleiringshemmeren og korosjonshemmeren ut til brønnen gjennom navlestrengen, mens vi ofte tilfører metanol i så store mengder at det er behov for egne rør for injeksjon av metanol.

Hydraulisk styretrykk både lavt og høyt for å operere ventiler på ventiltreet og i brønnen (BSV). I kjernen av navlestrengen er det elektriske ledninger for kommunikasjon med kontrollboksen på ventiltreet. Ledningene fører styresignaler til de enkelte ventilene fra plattformen og til treet. Gjennom de elektriske ledningene kan vi

Havbunnskompletterte brønner

også sende signaler fra trykk og temperaturmålere på brønnhodet og ned i brønnen. Det er også vanlig at navlestrengen inneholder en blødelinje til ringrommet, slik at trykk som bygger seg opp i ringrommet, kan bl øs av.

Alle rørene har normalt en diameter på ca. viser snitt av en navlestreng.

Yi

tomme. Figur 3.14

Figur 3.I4 Snitt av en navlestreng

Hvis vi skal tilføre store mengder av et stoff, kan vi bruke flere av de små rørene. Det er normalt aktuelt for hydraulikktilførsel hvis vi skal operere mange brønner og/eller ventiler. Vi injiserer normalt kjemikalier på ventiltreet eller på manifolden. Hvor de enkelte kjemikalier blir injisert, er avhengig av hensikten med dem og den løsningen som er valgt. Med det menes om det er en enkeltstående brønn (satellitt) eller en brønnramme med flere brønner og én sentral manifold.

3.5.2 Elektrohydraulisk styring Styring og kontroll av ventiltrær som monteres på havbunnen, skjer i dag ved bruk et elektrohydraulisk prinsipp. Det vil si at de venti­ lene på treet vi opererer hydraulisk, får elektriske signaler til en solenoideventil som regulerer hydraulikken til og fra de enkelte

Kapittel 3

ventilene. Solenoidventilen står på kontrollmodulen og er en elektrohydraulisk operert ventil som mottar strøm fra undervannselektronikkmodulen og hydraulikk fra hydraulikkenheten. Hydraulisk trykk står hele tiden på med full kraft, mens styringen skjer elek­ trisk.

3.5.3 Kjemikalier De er som nevnt avleiringshemmer, korrosjonshemmer og metanol.

Avleiringshemmeren blir normalt injisert på ventiltreet. Alle linjer som fører kjemikalier inn på treet, har en tilbakeslagsventil. Hensikten med stoffet er å hindre at det danner seg belegg i rør og på utstyr. Belegg innvendig i ventiler kan føre til funksjonssvikt, og i rør kan belegget føre til reduksjon av innvendig diameter.

Korrosjonshemmeren brukes for å hindre innvendig korrosjon av rør og utstyr. Den blir injisert på manifolden hvis det er en brønnramme vi bruker. Metanolen brukes for å hindre at det danner seg hydrater, og blir injisert på ventiltreet. Ledningen må ha en tilbakeslagsventil. Hydrat er en blanding av vann og lette hydrokarboner og har den samme konsistensen som is. Hydratdannelse kan føre til at ventiler og rør plugges igjen. Hydratdannelse er et mye større problem på en havbunnsbrønn enn på en plattformkomplettert brønn. Vi skal se litt nærmere på betingelsene for at det kan dannes hydrater: • Det må være fritt vann til stede sammen med hydrokarbonene. • Det må være høyt trykk. Faren for at hydrater skal dannes, øker med økende trykk • Det må være lav temperatur. Faren for at hydrater skal dannes, øker når temperaturen faller. Alle disse betingelsene er til stede i en havbunnsbrønn. Vi pro­ duserer olje, gass og vann fra reservoaret. Det betyr at det alltid vil være fritt vann til stede i systemet. Vi har stort trykk på brønnhodet, og temperaturen i sjøen er lav. Selv om hydrokarbonene har høy temperatur når de kommer opp til ventiltreet, vil den falle under transporten fra brønnen til plattformen.

Havbunnskompletterte brønner

Oppgaver Oppgave I Lag en skisse av brønnen på en havbunnskomplettering, Hva er forskjellig fra det du kjenner fra en plattformkomplettert brønn?

Oppgave 2 En brønn som skal kompletteres med et TFL-system, er spesiell. Tegn en skisse av brønnen og forklar hva som gjør denne brønnen så spesiell.

Oppgave 3 a Lag en skisse av et «standard» ventiltre for en havbunnskompletert brønn, sett navn på ventilene og plasser dem på rett plass. b Hva er de tre viktigste grunnene til at vi går fra «standard» ven­ tiltre og til «horisontale» ventiltrær på nye havbunnsbrønner?

Oppgave 4 Lag en skisse av et TFL-tre og sett navn på de forskjellige kompo­ nentene.

Oppgave 5 Brønnhodet med ventiltre står på havbunnen, ofte langt fra en platt­ form. Hvilke ledninger og komponenter er nødvendig for å forbinde ventiltreet med produksjonssystemet på plattformen?

Oppgave 6 Forklar hva følgende betyr, og hva som er hensikten med utstyret: • templat • satellitt • umbilical • solenoidventil

Oppgave 7 Det injiseres flere kjemikalier på en havbunnskomplettert brønn. Hvilke kjemikalier brukes og hvorfor bruker vi dem?

Oppgave 8 Hva er hydrater, hvorfor er det et stort problem på havbunnskom­ pletterte brønner?

Kapittel 4

Strøyming av brønnvæske i permeable bergarter 4.1 Strøyming Det er viktig med god kunnskap om korleis brønnvæska (fluidet) strøymer i permeable bergarter. Vi skal transportere brønnvæska frå reservoaret til overflata. Brønnvæska kan strøyme på ulike måtar. Korleis det skjer, må vi kartleggje for å kunne finne ut kor mykje av oljen og gassen vi kan ta ut. Det er utvikla mange strøymingsmodellar. Ein strøymingsmodell viser matematisk korleis brønnvæska kan strøyme i ei bergart. Typiske strøymingsmodellar er • lineær strøyming • sfærisk strøyming • halvkuleforma strøyming • elliptisk strøyming • radiell strøyming • konvergerande strøyming Vi skal sjå på nokre typiske trekk ved dei enkelte modellane.

Lineær strøyming Denne modellen har desse føresetnadene: • horisontal strøyming • rettlinja strøyming • bergarta der strøyminga skjer, må vere homogen • brønnvæska må ikkje kunne komprimerast

Det er få stader i reservoaret vi kan bruke denne modellen. Modellen kan brukast i desse situasjonane: • Strøyming inn mot ein frakturert brønn, til dømes strøyming inn mot ein sprekk rundt brønnen. Da strøymer brønnvæska i ei linje med likt trykk mot sprekken.

• Strøymingsmåling på kjerneprøver i laboratorium. På eit labora­ torium kan vi tilpasse målevilkåra til modellen. Vi kan bruke Darcys likning for å rekne ut strøymingsraten. Darcys likning fortel oss kor mykje som strøymer gjennom ei bergart, når vi kjenner eigenskapane til bergarta. k ■ A • Ap

Strøyming av brønnvæske i permeable bergarter

der q = A= k = Ap u = L =

strøymingsraten i cm3/s strøymingsarealet i cm2 permeabiliteten i D = trykkfallet over lengda i atm viskositeten i cP lengda av prøva i cm

Strøymingsraten Strøymingsraten (q) fortel oss kor mykje som strøymer gjennom bergarta per sekund. Når vi arbeider på laboratoriet, bruker vi kubikkcentimeter (cm3) som måleining for volum. Strøymingsraten blir da målt i kubikkcentimeter per sekund (cm3/s), og det er det same som milliliter per sekund. 1 cm3 = 1 ml (sjå figur 4.1).

Arealet Arealet (A) er den flata brønnvæska strøymer gjennom. På laboratoriet bruker vi små prøverav bergarta (kjerneprøver), og arealet er da endeflatene på kjerneprøva. Kjerneprøva kan saman­ liknast med ein sylinder. Arealet av endeflata er Asjrkel = nr2. Figur 4.2 viser strøymingsarealet på ei kjerneprøve.

Figur 4.2 Strøymingsarealet av ei kjerneprøve

Kapittel 4

Permeabilitet Permeabilitet (k) er ein bergartseigenskap som fortel oss kor lett ei brønnvæske strøymer gjennom ei bergart. Stor permeabilitet vil seie at væske og gass strøymer lett gjennom bergarta, og låg perme­ abilitet vil seie at væske og gass strøymer dårleg gjennom bergarta. Måleininga for permeabilitet er darcy (D), og vi bruker darcy i formelen for lineær strøyming. Darcy er ei «stor» måleining, og det er vanleg å bruke millidarcy (mD) når ein vil vise permeabiliteten for ei bergart. 1 darcy = 1000 millidarcy.

Differensialtrykket Differensialtrykket (Ap) er trykkskilnaden mellom trykket på inntakssida av reservoarprøva og trykket på utløpssida av reservoarprøva. Atmosfære (atm) blir brukt som eining for trykk i amerikanske einingar (oljeeiningar). Når vi uttrykkjer ein trykkskilnad, bruker vi den greske bokstaven A - delta. pinn er trykket på inntakssida, og put er trykket på uttakssida av prøva. Trykkskilnaden blir da: AP = Pinn - Put

Når vi reknar ut trykk på laboratoriet og resultatet skal vere nøyak­ tig. må vi alltid bruke det same utgangspunktet. Vi må da skilje mel­ lom absolutt trykk og målt trykk. På barometeret kan vi lese av luft­ trykket, og det er dette lufttrykket som er skilnaden mellom målt trykk og absolutt trykk. Pabsolutt — Pmålt + Plufttrykk

For å skilje omgrepa fører vi ein bokstav bak eininga: a for absolutt, til dømes bara, atma og psia g for gauge (målt), til dømes barg, atmg og psig

Resultatet blir det same om vi reknar ut trykkskilnaden Ap i atma eller atmg, men vi må ikkje blande omgrepa. Dersom vi blandar omgrepa, blir det feil.

Viskositeten Viskositeten (u) fortel oss kor lett ei væske flyt eller motstanden mot strøyming. Viskositet måler vi i poise, men sentipoise er meir brukt for å vise viskositeten. Når viskositeten er høg, er væska seig, mens ein låg viskositet fortel oss at væska er tynn (vatn). Darcys likning ser ut på same måten om vi bruker SI-systemet. Den einaste skilnaden er at det kjem inn ein faktor 8,527. Likninga blir i SI-systemet:

8,527 • k • A • Ap

Strøyming av brønnvæske i permeable bergarter

q A k Ap p L

= = = = = =

strøymingsraten i m3/d strøymingsarealet i m2 permeabiliteten i darcy trykkfallet i bar viskositeten i cP lengda av prøva i m

I oljeindustrien er dei amerikanske einingane (oljeeiningane) fram­ leis i bruk. Dareys likning får da ein ny faktor, men resten er likt. Likninga blir slik i amerikanske einingar:

1,127 ■ k • A • Ap p •L

q A k Ap p L

= = = = = =

strøymingsraten i bbl/d (fat per døgn - eitt fat er 158,9 liter) strøymingsarealet i ft2 (ein fot (ft) er 30,48 cm.) permeabiliteten i darcy trykkfallet i psi viskositeten i cP lengda av prøva i ft

Vi har no sett på den lineære strøymingsmodellen og ein del einingar som er i bruk i industrien i dag. Modellen eignar seg godt til bruk på laboratoriet, men kan nesten ikkje nyttast i brønnar. Nedanfor skal vi forklare nokre fleire strøymingsmodellar.

Sfærisk (kuleforma) strøyming Modellen passar i tjukke reservoarbergarter der det er god perme­ abilitet i alle retningar, og der brønnen er perforert med lita høgd midt i reservoaret. Det er vanskeleg å rekne ut sjølve strøyminga, og det skal vi ikkje sjå på her, men vi skal illustrere denne modellen (sjå figur 4.3).

Figur 4.3 Sfærisk strøymingsmodell

Kapittel 4

Halvkuleforma strøyming Modellen passar i tjukke reservoar der det er god permeabilitet i alle retningar, men der brønnen berre er perforert i den øvste delen av bergarta (sjå figur 4.4).

Figur 4.4 Halvkuleforma strøymingsmodell

Elliptisk strøyming Modellen passar når det har komme ein sprekk vertikalt ut frå brøn­ nen. Når produksjonen tek til, forplantar trykkfallet seg utover med elliptisk form, men etter kvart blir ellipsen meir og meir sirkulær, og strøyminga nærmar seg radiell strøyming (sjå figur 4.5).

Figur 4.5 Eliptisk strøymingsmodell

Radiell strøyming Denne modellen passar til dei fleste normale brønnane (sjå figur 4.6).

Figur 4.6 Radiell strøymingsmodell

Strøyming av brønnvæske i permeable bergarter

Darcys likning kan tilpassast modellen dersom vi definerer nokre nye storleikar (sjå figur 4.7).

Figur 4.7

= radius av brønnen - dreneringsradius. Avstanden ut frå brønnen til det punktet der brønnen ikkje lenger er påverka av trykkfall (der vi har statisk trykk). Denne avstanden aukar med strøymingstida. Det vil seie at trykket fell lenger og lenger ut frå brønnen pwf - strøymingstrykket i botnen av brønnen ps = statisk reservoartrykk. Trykket i reservoaret når brønnen ikkje strøymer (det opphavlege trykket) rw p

Figur 4.8 viser trykkutviklinga ut frå brønnen.

Brønn-----

Figur 4.8 Trykkfallskurve

Reservoar

Kapittel 4

Dersom vi formar Darcys likning for lineær strøyming om til dei vilkåra vi har i ein brønn, får vi:

2 ■ Jt ■ k ■ h (ps - pws)

P In (rj/rw)

I arbeidet med å komme fram til denne likninga er det brukt mate­ matikk, og det er nytta omgrep som vi ikkje kjenner. Vi har teke med formelen fordi den radielle strøymingsmodellen er sentral. Av formelen ser vi også at den naturlege logaritmen (In) er brukt. Vi skal sjå litt på korleis vi kan bruke lommereknaren for å rekne ut strøyminga (q) utan å sjå nærmare på matematikken. I fall vi opp­ fattar In (r/rw) som eit tal som varierer med dreneringsradien q og brønnradien rw, kan vi gjere enkle utrekningar for den radielle strøyminga når vi kjenner alle dei variable einingane i formelen. Likninga blir brukt under desse vilkåra: • radiell strøyming • ukompressibel væske (ikkje gass) • homogen (einsarta) bergart • strøymingstida er avgrensa slik at dreneringsradien ikkje når reservoargrensene eller andre brønnar (trykkfallsområde). Dersom dreneringsradien når reservoargrensene, blir ikkje kalkulasjonane korrekte

Denne modellen passar godt til leite- og utforskingsbrønnar. I Sl-systemet blir likninga for radiell straum slik:

_ 53,58 • k • h (ps - pwf) u In (q/rw)

Som vi ser, er den einaste endringa at det har dukka opp ein faktor 53.58. Desse utrekningane er gjorde ved reservoartrykket og reservoartemperaturen. Vi er ute etter kor mykje brønnen produserer oppe på plattforma. Da må vi vite kva som skjer med hydrokarbona på veg opp frå reservoaret til plattforma. Vi bruker ein omrekningsfaktor, B() = volum utvidelseskoeffisienten for olje. Når vi gjer om til standardvolum og permeabilitet i millidarcy (mD), blir likninga for radiell straum:

k ■ h (ps - pwf) 18,66 • p • Bo • In (q/rw)

Standardvolum: Volumet av hydrokarbon endrar seg når trykket endrar seg. Ein gass kan vi presse saman og oppbevare på ei flaske. Trykket på flaska er stort, men volumet er lite. Det same gjeld også

Strøyming av brønnvæske i permeable bergarter

for væsker. Omrekningsfaktoren B() viser den volumendringa oljen har hatt frå reservoaret til standardvilkåra. Standardvilkåra er volumet målt ved 16 °C og 1 atm trykk.

Konvergerande strøyming Modellen passar berre dersom delar av brønnen er opne ut mot reservoaret. Perforeringane er gjorde i ei viss høgd på eit visst nivå, slik at strøyminga inn mot brønnen ikkje blir horisontal heilt inne ved brønnen, men blir avbøygd. Modellen følgjer elles den radielle strøyminga.

Figur 4.9 Konvergerande strøymingsmodell

4.1.1 Naturleg reservoarenergi Energi er nødvendig for å lyfte hydrokarbon frå reservoaret opp til overflata. Mykje av den energien som trengst, ligg vanlegvis natur­ leg lagra i reservoaret. Men ofte må vi tilføre ein del energi frå over­ flata for å auke utvinningsgraden. Det kan vi gjere ved å injisere vatn, gass eller liknande, men det kjem vi tilbake til seinare. Naturleg energi kan vere lagra som • kompresjonsenergi • potensiell energi lagra i brønnvæske i porene Når vi tek opp olje og gass (hydrokarbon) frå eit reservoar, tappar vi reservoaret for trykk. Vi kan samanlikne det med å sleppe luft ut av eit bildekk. Trykket i reservoaret fell etter kvart som vi pro­ duserer hydrokarbon, og på den måten produserer vi olje og gass til overflata. Vi kan seie at når vi produserer hydrokarbon, forbruker vi den energien som er lagra nede i reservoaret. Som ei følgje av det fell trykket nede i reservoaret gradvis, og når trykket har vorte svært lite, kan ikkje hydrokarbona strøyme til overflata av seg sjølv.

Det ligg enno mykje olje og gass att nede i reservoaret. For å kunne produsere meir må vi tilføre ny energi eller nytt trykk til reservoaret. For å gjere det borar vi normalt ned til reservoaret og pressar vatn eller gass tilbake. Det blir kalla vassinjeksjon eller gassinjeksjon,

Kapittel 4

avhengig av om det er vatn eller gass vi pressar ned att. Gassen er lettare enn oljen, og oljen er lettare enn vatnet. Nede i eit reservoar som inneheld gass, olje og vatn, ligg derfor alltid gassen øvst, deretter kjem olje og nedst er det vatn. På grunn av det blir gassen normalt injisert over oljen i reservoar som har gass over oljen. Og vatnet blir normalt injisert under oljen der det er vatn frå før. Reservoaret kan ha nok trykk til at strøyminga går naturleg, det er også det vanlegaste. Andre stader må vi hjelpe hydrokarbona ut av brønnen når trykket er for lågt. For at vi skal få ei naturleg strøyming, må det vere stort nok trykk i reservoaret til • å vinne over dei kreftene som held hydrokarbona tilbake i porene. Denne motstanden er blant anna avhengig av permeabiliteten. Permeabilitet er ein eigenskap hos den bergarta som væska eller gassen ligg i. Som vi veit, er det høg permeabilitet når brønnvæska strøymer lett i bergarta, og det gir da låg mot­ stand mot strøyming, mens låg permeabilitet inneber at brønn­ væska strøymer dårleg i bergarta, og det gir stor motstand mot strøyming • å vinne over krefter som kjem av viskositeten i brønnvæska. Høg viskositet vil seie at det skal større krefter til for å få væska til å strøyme enn om væska hadde låg viskositet. Det skal da eit høgare trykk til for å få ei væske med stor viskositet til å strøyme enn ei væske med liten viskositet • å vinne over trykktap i brønnen når vi produserer. Dette trykk­ tapet omfattar to komponentar - hydrostatisk trykktap - friksjonstap. Friksjonstapet omfattar igjen to komponentar: trykktap på grunn av friksjon mellom rørveggen og væska og trykktap på grunn av friksjon internt i væska (sjå figur 4.10)

Figur 4.10 Friksjon mellom væske og rørvegg og friksjon internt i væske

Strøyming av brønnvæske i permeable bergarter

• å vinne over trykktap i overflateutstyret, det vil seie i kompo­ nentar som strupeventilen (eng.: choke), rørsystemet (eng.: pipe), separatorane, varmevekslarane og anna utstyr som væska må gå gjennom. Trykktapet i desse delane er svært avhengig av strøymingsraten. det vil seie at trykktapet aukar når vi produse­ rer meir, og minkar når vi produserer mindre. Vi kan regulere strøymingsraten på strupeventilen på overflata

4.1.2 Mogelege energitypar Den naturlege energien i reservoaret kan vere lagra på ulike måtar. Det varierer frå reservoar til reservoar. Også storleiken på energien varierer mykje. Begge desse forholda er avgjerande for korleis energien endrar seg når det blir produsert olje. Med det meiner vi at mengda av energi og typen energi seier oss noko om kor lenge og kor mykje vi kan produsere frå eit reservoar. Vi skal nedanfor prøve å forklare dei viktigaste energitypane.

Trykk frå væske Dette trykket er lagra som hydrostatisk energi eller som kompresjonsenergi. Formasjonsvatn er den viktigaste væska for denne typen energi, ettersom det finst i store mengder under vatn-olje-kontakten (WOC) og gir frå seg store mengder energi når det ekspan­ derer. Reservoaret kan også ha godt samband til sjøen over, slik at det blir fylt på med vatn når vi tappar ut oljen. Den energien som da driv hydrokarbona opp til plattforma, kjem av den trykkskilnaden vi får mellom to like høge væskesøyler, der den eine inneheld vatn og den andre olje eller gass.

Fri gass over oljen (gasslomme) Dersom det finst fri gass over oljen i reservoaret, har vi ei gasslomme. Denne gassen har eit stort trykk, og når vi produserer den oljen som ligg under gassen, blir det mindre volum i reser­ voaret. Da utvidar gassen seg - vi gir han større plass når vi tappar ut oljen. Gasstrykket fell forholdsvis lite når gassen utvidar seg. Som ein tommelfingerregel kan vi seie at når volumet av gassen utvidar seg til det doble, blir trykket halvert. Det er altså lagra mykje energi i komprimert gass.

Oppløystgassdriv Dei hydrokarbona vi produserer, inneheld mange ulike komponen­ tar. Vi kan gruppere dei etter korleis dei er oppbygde. Ei av grup­ pene er alkan. Det er hydrokarbon som er oppbygde etter formelen CnH2n+2, der n viser talet på karbonatom. Dette talet i eit hydrokar­ bon går frå éin og oppover. Under finn du delar av alkanrekkja i tabellform.

Kapittel 4

Alkanrekkja: ch4 metan C2H6

c3h8 C4H10

c5h12 C6H|4

c7hI6 C«H18

c9h20 C|qH22

etan propan butan pentan heksan heptan oktan nonan dekan

Alle stoff kan ha tre tilstandar - fast form, flytande form og gass. Desse tre tilstandane kallar vi aggregattilstandar. Vatn er til dømes væske når temperaturen er mellom 0 og 100 °C ved vanleg trykk. Vatn frys til is når temperaturen er under 0 °C, og går over til damp når temperaturen blir 100 °C. Men i fall vi endrar trykket, skjer overgangane ved andre temperaturar. Det gjeld også hydrokarbon, men ved andre temperaturar. Om vi set dette i samanheng med dei hydrokarbona vi produserer frå eit reser­ voar, kan hydrokarbona vere olje ved éin temperatur og gass ved ein annan temperatur. I eit reservoar finst det mange ulike hydrokarbon, og mengda av den enkelte komponenten (sjå alkanrekkja) varierer frå reservoar til reservoar.

Som kjent aukar temperaturen dess lenger nedover vi kjem i jord­ skorpa. Det same skjer med trykket, det aukar. På grunn av dette får vi overgangar frå olje til gass i ein oljebrønn når vi passerer kokepunktet til ein komponent, anten fordi vi reduserer trykket, eller fordi vi reduserer temperaturen. Som nemnt blir trykket redusert etter ei tid. Det kan føre til at trykket i eit oljereservoar kjem under kokepunktet for den kompo­ nenten som har det høgaste kokepunkttrykket. Når trykket blir lågare enn kokepunkttrykket for oljen nede i reser­ voaret, begynner det å koke gass ut av oljen. Dersom trykket blir enda lågare, kokar det enda meir gass ut av oljen. Gassen stig da i reservoaret og lagar ei gasslomme over oljen. Denne gassen verkar som ei gasskappe. Når vi tappar meir olje frå det same reservoaret, utvidar gassen seg og tek opp plassen til oljen. Denne drivmekanismen kallar vi oppløystgassdriv. Men denne driven er dårlegare enn ein gasslommedriv, fordi delar av gassen blir produsert saman med oljen.

Kompresjon Jordtrykket gir kompresjon i elastiske bergarter. Når vi produserer olje, kan belastninga på bergarta auke på grunn av trykkfallet. Det kan føre til at bergarta fell noko saman og gir eit mindre pore-

Strøyming av brønnvæske i permeable bergarter

system. Det fører i sin tur til at trykket held seg oppe lenger, og dette gir i sin tur ei betre strøyming av hydrokarbon. Poretrykket kan nor­ malt ikkje auke, men poretrykket blir mindre redusert enn om dette ikkje skjedde. Innsøkkinga på Ekofiskfeltet kjem av at kalksteinen har sige noko saman etter som reservoartrykket har gått ned.

Tyngdekrafta Tyngdekrafta påverkar produksjonen fordi lett brønnvæske strøymer oppover og tung brønnvæske nedover.

I dag kan eit reservoar ha ein kombinasjon av fleire energiformer. Den vanlegaste er at ei eller to av desse energiformene dominerer. Vi kallar den mest dominerande drivmekanismen i eit reservoar for drivmekanismen i reservoaret. Dei viktigaste naturlege drivmekanismane i eit reservoar er • vassdriv (eng.: water drive) • gasslommedriv (eng.: gas cap drive) • oppløystgassdriv (eng.: gas solution drive) • gravitasjonsdriv (eng.: gravitational drive) • kombinasjonsdriv (eng.: combination drive)

Vi skal ta for oss trekk som er karakteristiske for kvar av desse dri­ vmekanismane.

4.1.3 Vassdriv Det som karakteriserer eit reservoar med vassdriv, er at vatn strøymer inn i reservoaret nedanfrå etter kvart som det blir pro­ dusert hydrokarbon. Denne innstrøyminga kan skje dersom det ikkje er tette soner (impermeable soner) som kan blokkere for vat­ net. Impermeable soner er ofte skifrige soner. Vatnet strøymer i ret­ ning av trykkfallet.

Det er fleire årsaker til at vatn strøymer inn etter kvart som det blir produsert olje.

Ekspansjon Enda om vatn utvidar seg lite (ekspanderer lite), blir denne energien temmeleg stor på grunn av den store mengda med vatn. Ved eit trykkfall på til dømes 100 bar utvidar 1000 1 vatn seg til 1004,5 1. Det vil seie at vatn har ein kompressibilitet på: 4,5 • 10-5 m3/m3/bar

Porøse bergarter kan innehalde milliardar av liter vatn under oljen, slik at den krafta som kjem av utvidinga, kan bli svært stor. I beste fall kan det strøyme til like mykje vatn som det blir produsert olje.

Kapittel 4

Hydrostatisk trykk Somme reservoar kan drivast med effekten av det hydrostatiske vasstrykket. Det vil seie at vatnet strøymer inn i reservoaret frå overflata når oljefellen og dei geologiske forholda ligg til rette for det (sjå figur 4.11).

Reservoaret får lite eller ikkje noko trykkfall når det blir produsert olje. Vi kallar denne drivtypen aktiv vassdriv. Vilkåret for dette er at permeabiliteten er god i det vassførande laget. Vatnet kan da treng­ je inn i reservoaret. I dei beste reservoara strøymer det like mykje vatn inn som det strøymer hydrokarbon ut. Desse reservoara får lite eller ikkje noko trykkfall på grunn av produksjonen. Dersom innstrøymingsforholda for vatn er dårlege, blir det under­ skot av væske i porene, og trykket går ned. Kor mykje trykket går ned, er avhengig av produksjonsraten, av innstrøymingsraten av vatn og av om det er andre drivmekanismar til stades i tillegg til vassdriven.

Fordelar og ulemper med vatn som drivmekanisme • Trykket kan haldast oppe fordi det kan førast til vatn utanfrå reservoaret. • Vatn kan presse oljen framfor seg og opp mot brønnen når det blir produsert olje. • Vi får som regel lang produksjonstid på grunn av lite trykkfall. • Vi får høg utvinningsgrad (opp til 80 %). • Vi får eit konstant gass-olje-forhold (eng.: gas oil ratio - GOR) på grunn av lite trykkfall i reservoaret. Det gjer at oljen held seg over kokepunktet. • Det blir produsert meir vatn fordi WOC stig etter kvart som det blir produsert olje. (Det gir høgare WOR etter kvart som vatnet stig inne i produksjonssona.) • Vatnet kan komme opp lokalt rundt brønnen (vasskoning).

Strøyming av brønnvæske i permeable bergarter

4.1.4 Gasslommedriv Den frie gassen ligg i ei lomme over reservoaret. Under slike forhold er oljen under gassen metta med gass. Når oljen er metta med gass, kan den frie gassen eksistere over oljen. I desse reser­ voara blir oljen produsert først. Når trykket går ned, utvidar gassen seg og sig dit det er lågare trykk, dersom permeabiliteten tillet det. Gassen kan presse oljen framfor seg, men også trengje gjennom oljen. Gassvolumet kan doblast utan at trykket fell meir enn til det halve. Ei ulempe med denne drivmekanismen er at trykkfallet er raskare enn når vi har vassdriv. (Energien til produksjonen kjem berre innanfrå reservoaret.) Fordelar og ulemper med gass som drivmekanisme i eit lukka sys­ tem • Reservoartrykket kan ikkje haldast oppe. Det går gradvis nedover. • Vi får kortare produksjonstid enn når vi har vassdriv. • Der gassen trengjer inn, blir det liggjande att olje (låg oljemetting gjer at oljen ikkje kan flyttast). • Utvinningsgraden kan berre bli rundt 40 %. • GOR aukar etter kvart som gassen trengjer inn i oljen. • WOR er relativt låg sidan vi er i eit lukka system.

4.1.5 Gassutløysingsdriv Dette er ein drivmekanisme der energi som hjelper til med å gi olje­ produksjon, er lagra i den oljen som er i reservoaret. Gassen eksis­ terer ikkje i fri form over oljen, men er oppløyst i oljen når produk­ sjonen tek til. Reservoartrykket er da høgare enn kokepunkttrykket for oljen.

Etter kvart som vi produserer, ekspanderer oljen, og reser­ voartrykket fell til kokepunkttrykket for oljen. Oljen «kokar», og det blir frigjort gass. Gassen strøymer i retning av trykkfallet. Trykkfallet er størst rundt brønnen, og forholdet mellom gass og olje (GOR) stig. Når produksjonen aukar enda meir, fell også trykket meir, slik at det blir frigjort gassbobler over heile reser­ voaret. Når gassen blir frigjord, ekspanderer han og trykkjer dermed på oljen. Det er hovudsakleg denne energien vi utnyttar i ein gass­ utløysingsdriv. Frigjord og ekspandert gass hindrar også at reservoartrykket fell dramatisk fort. Noko av den gassen som blir frigjord, stig opp og lagar ei gasskappe over oljen, mens noko gass blir produsert (sjå figur 4.12).

Den gassen vi produserer, gir tap av drivmekanisme. Gassboblene er derfor påverka av to krefter: strøymingskreftene mot brønnen og

Kapittel 4

Figur 4.12 Reservoar med gassutløysingsdriv

oppdrifta i reservoaret (fordi gass er lettare enn olje). Mengda av olje som blir produsert, er avhengig av produksjonsmetoden: Høg produksjonsrate gir eit større trykkfall. Trykkfallet fører til at det blir laga meir gass i reservoaret. Når det blir laga meir gass, blir det produsert meir gass, og gass-/oljeforholdet (GOR) aukar. Det gir igjen mindre trykk til å drive oljen ut av reservoaret. I mange tilfelle kan det da vere betre å setje ned produksjonsraten til eit nivå der det blir produsert mindre gass (lågare GOR). Fordelar og ulemper med gassutløysingsdriv • Gir avgrensa energi til å produsere olje med. • Trykket fell relativt raskt i reservoaret. • Produksjonsraten fell raskt. • Produksjonstida blir kort. • Utvinningsgraden blir låg, ca. 5-30 %. • GOR aukar til eit maksimum og minkar deretter. • Gir vanlegvis låg WOR.

4.1.6 Gravitasjonsdriv Vi kan ha gravitasjonsdriv som ein eigen drivmekanisme, men ofte har vi denne driven i tillegg til andre drivmekanismar. Gravitasjonsdriven utnyttar den effekten at tyngda av den oljen som ligg over, pressar oljen inn i produksjonsrøret (sjå figur 4.13).

Figur 4.13 Reservoar med gravitasjonsdriv

Strøyming av brønnvæske i permeable bergarter

Det er viktig at produksjonsrøret kjem så lågt som råd i reservoaret. Også den aktive vassdriven er basert på gravitasjonsdriv. Metoden aleine gir som regel låg utvinningsgrad.

4.1.7 Kombinasjonsdriv Vi bruker namnet kombinasjonsdriv når det er fleire drivmekanismar som verkar samtidig. Best kombinasjonsdriv er vass- og gasslommedriv.

4.2 Trykkfall i reservoaret ved strøyming Brønnvæska i poresystemet har alltid eit visst trykk. Årsakene er • det hydrostatiske trykket som kjem av høgda og densiteten til væska som står i porene • vekta av bergartene som ligg over Det er best om vi kan kontrollere strøyminga gjennom bergarta og opp gjennom brønnen. Skal vi kunne gjere det, må det vere ein trykkskilnad mellom brønnvæska i brønnen og brønnvæska i reser­ voaret.

Trykka blir kalla Ps = det statiske reservoartrykket Pwf = strøymingstrykket i brønnen

For at vi skal få strøyming mot brønnen må det statiske reser­ voartrykket (Ps) vere større enn strøymingstrykket i brønnen (Pwf). Trykkfallet frå reservoaret og inn i brønnen blir da: APr = Ps - Pwf Trykkfallet i reservoaret er avhengig av • strøymingsraten (q); auka strøymingsrate gir større trykkfall (APr) • permeabiliteten (k); redusert permeabilitet gir større trykkfall (APr) • viskositeten (p); brønnvæske med høg viskositet gir større trykkfall (APr) enn brønnvæske med lågare viskositet (p) • formasjonsskaden (S), som reduserer permeabiliteten (k) og gir eit større trykkfall (APr) • kompletteringsmetoden; trykkfallet (APr) kan ofte finnast ut frå korleis brønnen er klargjord for produksjon: - Brønndiameteren. Dersom vi aukar brønndiameteren, blir trykkfallet redusert fordi brønnvæska blir teken inn i brønnen lenger ute, og vi har større strøymingsareal

Kapittel 4

- Perforeringane kan variere, det vil seie høgda på det perforerte intervallet, skottettleiken, inntrengingsdjupna og holdiameteren (skot) - Sandkontrollutstyret, som kan vere gruspakking (eng.: gravel packing), botnforing med filter (eng.: screens) eller ein kombi­ nasjon

4.2.1 Trykkfallskurve rundt ein produserande brønn Trykkfallet rundt ein produserande brønn er ikkje lineært, men føl­ gjer ei radiell strøymingsmodell avhengig av likninga

k • A • Ap

der strøymingsraten (q) kjem frå likninga for radiell strøyming.

4.2.2 Trykkoppbygging Ein vedvarande produksjon frå eit felt gir trykkfall over heile reser­ voaret. Det som avgjer kor raskt trykkfallet kjem, er drivmekanis­ men i reservoaret. Trykkfallet kan komme litt etter litt når vi har vassdriv (eng.: water drive), eller fortare når vi har gassoppløysingsdriv (eng.: gas solution drive). Dersom brønnen blir stengd, held strøyminga fram mot brønnen inntil trykket tek til å jamne seg ut. Det skjer fordi brønnvæska framleis strøymer etter at brønnen er innstengd. Straumen går da frå området med høgt trykk til området med lågt trykk. Det kan variere kor lang tid denne straumen tek, for det kjem an på reservoarforholda og reservoarvæska. Når trykket har jamna seg ut og er stabilt, er det nye statiske trykket lågare enn trykket var før vi starta produksjonen. Vi får eit varig trykkfall same kva slags dri­ vmekanisme vi har. Det er avhengig av den tida vi har produsert

F/gur 4. / 4 Varig trykkfall i ein brønn

Strøyming av brønnvæske i permeable bergarter

hydrokarbon. Figur 4.14 viser korleis dette kan vere for ein brønn som har produsert ei viss tid, og som deretter har vorte innstengd.

psi = statisk trykk i reservoaret før strøyminga tok til ps2 = statisk trykk i reservoaret etter at brønnen har produsert ei tid Ap = ps] - ps2 = varig trykkfall

4.3 Produksjonsindeksen (Pi) Produksjonsindeksen (PI) er eit mål for det produksjonspotensialet brønnen har av brønnvæske. Indeksen blir definert slik: Produksjonsindeksen er forholdet mellom den produksjonsraten brønnen har av brønnvæske, og trykkfallet i reservoaret.

For olje: j _ qo + qw Ps

Pwf

der: J : produksjonsindeks i m3/d/bar eller bbl/d/psi (og d = døgn) q0 : produksjonsraten for olje i m3/d eller bbl/d qw : produksjonsraten for vatn i m3/d eller bbl/d ps : statisk reservoartrykk i bar eller psi pwf : strøymingstrykket i brønnen i bar eller psi qo + qw: ofte skriven q = total strøymingsrate av væske

Den spesifikke produksjonsindeksen (Js) er definert som produksjonsindeks dividert på netto reservoarhøgd, h.

J =1=____1____ s h h (ps-pwf) Vi kan snu på likninga for produksjonsindeks og på den måten finne eit uttrykk for strøymingstrykket i brønnen (pwfj: j_ qo + qw Ps - Pwf

Ps - Pwf

Multipliser med (ps - pw}) på begge sider og få:

Kapittel 4

Forkort og få: J ■ (Ps - Pwf) = q

Multipliser J med leddene inne i parantesen og få: J • Ps -J • Pwf = q

Flytt (J • pwf) over på venstre side og få: J • Ps = q + J • Pwf

Flytt så q over på venstre side og få: J • Ps - q = J • Pwf

Divider med J på begge sider og få: J ■ Ps

q

T

1

— Pwf

Forkort på venstre side og få: q

Ps - y = Pwf

q Bytt plass på : ps og —, og få: q

Pwf = - y + Ps

Denne likninga kan vi framstille grafisk (sjå figur 4.15).

Figur 4.22 Grafisk framstilling av produksjonsindeksen

Strøyming av brønnvæske i permeable bergarter

Vi går ut frå at det statiske reservoartrykket (ps) er konstant. Dersom strøymingstrykket i brønnen (pwf) er 0, blir strøymingsraten (q):

q

Pwf = - y + Ps Pwf = 0

° = - y + Ps

Flytt over ps og skift fortegn og få:

Multipliser med J og få: - J • Ps = - q Multipliser med - 1, og få: q = J ■ Ps

I praksis kan vi ikkje produsere frå ein brønn med eit strøymingstrykk (pwf) som er null, sidan det alltid er eit trykk på botnen av ein brønn. Trykket på botnen av brønnen er det hydrostatiske trykket av den brønnvæska som står i brønnen. Teoretisk kan vi likevel finne ein strøymingsrate når strøymingstrykket er null. Denne strøymingsraten kallar vi maksimal teoretisk produksjon (qmtf

q,m = J ■ Ps

Denne strøymingsraten er det berre mogeleg å få dersom reser­ voaret ligg på overflata - og det er uråd. Derfor er det heile ein teo­ retisk rate. Dersom strøymingsraten (q) = 0, det vil seie at brønnen er stengd, og det er ingen produksjon, blir strøymingstrykket: iq Pwf = - y + Ps q = 0

Sett inn q = 0 og få: 1 -0 Pwf =------- j~ + Ps

Kapittel 4

Som gir: Pwf = Ps

Dette viser at når brønnen er stengd, blir strøymingstrykket lik det statiske reservoartrykket.

Døme I Eit reservoar produserer 1450 m3 olje per døgn ved eit strøymingstrykk (pwf) på 360 bar (strøymingstrykket er målt i botnen av brøn­ nen). Det statiske reservoartrykket er ps 410 bar, og netto reservoarhøgd er 30 meter. Finn produksjonsindeksen (J) og den spesifikke produksjonsindek­ sen (Js).

Løysing q J =---- - -----Ps - Pwf

J = 41d4-360 = 29 m3/d/bar Reservoaret produserar 29 m3/døgn for kvar bar trykkfall

J=

29

= 0,97 m3/d/bar/meter

Reservoaret leverer 0,97 m3/d/bar for kvar meter høgd av den pro­ duserande bergarta.

Døme 2 Eit reservoar produserer 2000 m3 olje og 100 m3 vatn per døgn ved eit strøymingstrykk på 330 bar. Det statiske trykket i reservoaret er 400 bar. a Finn produksjonsindeksen for reservoaret. b Kor mykje produserer reservoaret dersom strøymingstrykket blir redusert til 280 bar? c Ein ønskjer å auke produksjonsraten til 2400 m3/d. Kva blir strøymingstrykket i brønnen? d Kva er det meste som brønnen teoretisk sett kan produsere?

Løysing a Produksjonsindeksen blir: Qo + 9w

Ps - Pwf

2000 + 1000 = 30 m3/d/bar 400 - 330

Strøyming av brønnvæske i permeable bergarter

b Produksjonsindeksen J er konstant, og vi finn q:

J=-^____ Ps ~ Pwf

30 =----- H------400 - 280

Multipliser med (400 - 280) og få: q = 30 • (400 - 280) = 3600 m3/d

Strøymingstrykket i brønnen blir:

J=

q Ps - Pwf

Sett inn de verdiene vi har:

2400 “400-pwf

Multipliser med (400 - pwf) og få: 30 • (400 pwf) = 2400

Rekn ut parantesen og få: 12000- 30 pwf=2400

30 pwf=9600 pwf = 320 bar Strøymingstrykket i brønnen blir da 320 bar.

c Den maksimale teoretiske produksjonen i brønnen blir: qmt =J ■ Ps

qmt = 30 ■ 400 = 12000 m3/d Det meste brønnen kan produsere teoretisk, er 12 000 m3 per døgn.

Kapittel 4

4.4 IPR IPR (inflow performance relationship) er ein storleik som viser samanhengen mellom det statiske reservoartrykket (ps), strøymings­ trykket (pwf) og strøymingsraten (q) for produserande oljebrønnar. Eit spesialtilfelle av IPR er produksjonsindeksen (J). Vi går ut frå at produksjonsindeksen er konstant, det vil seie at forholdet mellom strøymingstrykket (pwf) og strøymingsraten (q) er konstant. Det er fleire grunnar til at forholdet mellom strøymingstrykket og strøymingsraten i somme tilfelle er konstant, og i andre tilfelle ikkje. Dei viktigaste grunnane er: • drivmekanismen i reservoaret • kva slags brønnvæske som finst i porene, olje eller gass • permeabilitet, formasjonsskade

4.4.1 Drivmekanismen i reservoaret Drivmekanismen fortel kva slags energiform som dominerer i reser­ voaret. og korleis reservoartrykket endrar seg i produksjonstida. Dei viktigaste drivmekanismane er vassdriv (eng.: water drive) gasslommedriv (eng.: gas cap drive) gassutløysingsdriv (eng.: gas solution drive)

Vassdriv Typisk for eit reservoar som har vassdriv, er at • vatn trengjer inn i reservoaret og erstattar heilt eller delvis det volumet av olje som er produsert • oljen blir trengd unna eller flytt av vatn som trengjer seg inn • produksjonsforholda for olje er totalt sett optimale Resultatet kan vere: • reservoartrykket går sakte ned • forholdet mellom gass og olje (GOR-forholdet) er nokolunde konstant • forholdet mellom strøymingstrykket (pwf) og strøymingsraten (q) blir tilnærma konstant

Når vi har eit konstant forhold mellom pwf og q, kan vi vise saman­ hengen mellom dei med produksjonsindeksen. Dette forholdet er alltid konstant når strøymingstrykket (pwf) er større enn kokepunkt­ trykket. Når trykket i ei hydrokarbonblanding er større enn kokepunkttrykket, må hydrokarbonblandinga vere i væskefase. Vi har altså ein umetta olje. I reservoar med vassdriv er det vanleg at pwf er høgare enn pkp det meste av produksjonstida. Men dersom produksjonen av vatn aukar, har vi ikkje lenger eit konstant forhold.

Strøyming av brønnvæske i permeable bergarter

Gasslommedriv I reservoar med denne typen drivmekanisme ekspanderer den gassen som ligg over oljen, når trykket fell. Kontakten mellom gass og olje blir da flytt nedover.

Typiske trekk ved denne drivmekanismen er: • Gassen over oljen utvidar seg (ekspanderer) når trykket fell i reservoaret. Kontakten mellom gass og olje blir da flytt nedover. • Når trykket i oljen fell og kjem under kokepunktet, gir oljen frå seg gass. Dersom det er stor nok vertikal permeabilitet, kan den frigjorde gassen slå seg saman med den gassen som ligg over oljen. Med vertikal permeabilitet meiner vi den evna bergarta har til å transportere brønnvæske vertikalt. Dersom den vertikale permeabiliteten (k) er større enn 100 millidarcy, går transporten lett. Den vertikale permeabiliteten kan vere ulik den horisontale permeabiliteten. Horisontal permeabilitet er den evna bergarta har til å transportere brønnvæske horisontalt. Det kan resultere i at • trykket fell fortare enn når vi har vassdriv • forholdet mellom gass og olje (GOR-forholdet) aukar når strøymingstrykket (pwf) blir mindre enn kokepunkttrykket (pkp). Da kokar gassen ut av oljen, og vi får frigjort gass når oljen blir produsert • forholdet mellom strøymingstrykket (pwf) og strøymingsraten (q) endrar seg når strøymingstrykket blir mindre enn kokepunkt­ trykket

I den første fasen av produksjonen er IPR-kurva ei rett linje. Med den første fasen meiner vi den tida oljen har eit trykk som er større enn kokepunkttrykket. Etter dette viser IPR-kurva ein fallande ten­ dens.

Gassutløysingsdriv Reservoar som har gassutløysingsdriv, har i utgangspunktet ingen fri gass (inga gasskappe) over oljen. Det blir heller ikkje tilført ener­ gi utanfrå, og kontakten mellom vatn og olje (WOC-kontakten) fly­ tter seg ikkje. Energien kjem frå gass som blir frigjord frå oljen når trykket passerer kokepunktet for oljen. Produksjonsgangen er slik: • Reservoarvæska har konstant volum, fordi det ikkje trengjer inn vatn, og fordi det ikkje blir tomrom i reservoaret. • Reservoartrykket fell raskt. • Gassen som blir utløyst frå oljen, lagar til ein viss grad ei eiga gasskappe over oljen. • Den frigjorde gassen har høg relativ permeabilitet, og noko av han blir produsert med oljen. • Forholdet mellom strøymingstrykket (pwf) og strøymingsraten (q) går ned når strøymingstrykket (pwf) blir mindre enn kokepunkttrykket (pkp).

Kapittel 4

Gassutløysingsdriv er ikkje nokon god drivmekanisme, og han er dårlegare enn både vassdriv og gasslomrnedriv. Figur 4.16 viser den typiske utviklinga av IPR-kurva. Hugs at IPR er forholdet mellom strøymingsraten og strøymingstrykket. Dette forholdet er ikkje kon­ stant: • Når strøymingstrykket (pwf) er større enn kokepunkttrykket (pkp), er forholdet mellom pwf og q konstant. Det vil seie at IPR er konstant og gir ei rett linje. • Når strøymingstrykket (pwf) er mindre enn kokepunkttrykket (pkp), er ikkje forholdet mellom pwf og q konstant. IPR blir ei kurve.

o

Årsakene til kurveforma er fleire: • Auka gassmetting (Sg) nær brønnen gir lågare relativ perme­ abilitet for oljen (kro). • Gassen nær brønnen kan nå den kritiske farten, og auka trykkfall har liten effekt på strøymingsraten for oljen. • Når strøymingsraten aukar, kan strøyminga gå frå laminær strøyming til turbulent strøyming. Trykkfallet aukar utan at produksjonsraten for olje aukar tilsvarande.

Vogel kurva Vogel lanserte i 1968 eit framlegg til utrekning av samanhengen mellom strøymingstrykket og strøymingsraten i reservoar med gass­ utløysingsdriv der strøymingstrykket låg under kokepunkttrykket. Løysinga til Vogel var basert på • radiell strøyming • tofasestrøyming i reservoaret (olje og gass) på grunn av trykk under kokepunkttrykket for hydrokarbonblandinga • «dimensjonslaust» IPR Vogel arbeidde ut ei referansekurve som kan brukast på brønnar som passar til modellen hans. Figur 4.17 viser vogelkurva. Vi kan også uttrykkje kurva matematisk, men det gjer vi ikkje her.

Strøyming av brønnvæske i permeable bergarter

Døme på bruk av vogelkurva Eit reservoar med gassutløysingsdriv har eit statisk reservoartrykk på 300 bar. Reservoaret produserer 200 m3 olje/d ved eit strøymingstrykk på 240 bar.

Vi skal rekne ut den maksimale raten (qmax) og oljeraten (q0) ved eit strøymingstrykk på 200 bar.

Løysing Maksimal rate Sidan vi har gassutløysingsdriv, må vi bruke vogelkurva til dette: x 1111 d. A 7

Vogelkurva er eit plott av pwf/ps mot q0/qmaks, og sidan vi kjenner både pwf og ps, kan dette forholdet reknast ut. Det gir: Pwf

240

------------- =---------------------

ps

— 0,0

300

Frå vogelkurva kan vi nå bestemme forholdet —------ . Det gir: 4max

— = 0,325 4max

Kapittel 4

n

Qo

q() = 200 m3/d, og sett vi dette inn i ------ = 0,325 gir dette: Qmax

qmax

_ 2000 _AI kokepunkttrykk

Einfasestraum

Reservoar Strøyminga kan vere tofasa også her

4.6.1 Trykkfall i produksjonsrøret Når brønnvæska strøymer gjennom produksjonsrøret, blir det trykkfall på grunn av hydrostatisk tap og frik­ sjonstap:

Figur 4.28 Ulike strøymingsregimar i ein brønn

1 Det hydrostatiske trykket (ph): Det hydrostatiske trykk er avhengig av densiteten og av høgda til brønnvæska. I Sl-systemet kan vi finne trykket med denne formelen:

Ph =

der: ph g h p

P ■g■ h 105

= = = =

trykket i bar tyngdeakselerasjonen, 9,81 m/s1 2 høgda på brønnvæska i meter densiteten til brønnvæska i kg/m3

Det er lett å rekne ut det hydrostatiske trykket (ph) for ei einfasestrøyming fordi densiteten på brønnvæska er tilnærma konstant opp gjennom brønnen. Når strøyminga går over til to eller fleire fasar.

Kapittel 4

blir det mykje vanskelegare å rekne ut trykket, og det er utarbeidd korrelasjonar for slike utrekningar. Det hydrostatiske trykkfallet er den største komponenten i samband med trykkfall i brønnar. 2 • • • • • • •

Friksjonstapet (Apf), som er avhengig av faktorar som rørdiameteren overflata (ruleiken) til røret strøy mi ngsfarten densiteten GOR viskositeten strøymingstypen

Friksjonstapet kan delast i to: • tap i brønnvæska som kjem av akselerasjon (kinetisk energi) • tap på grunn av friksjon mellom brønnvæska og rørveggen

1 Tap i brønnvæska på grunn av kinetisk energi (akselerasjon). I ei fleirfasestrøyming gjennom produksjonsrøret aukar farten på brønnvæska når gassen utvidar seg (ekspanderer) og trykket går ned. Dette tapet er ikkje stort. Når strøymingsraten er låg, kan vi sjå bort frå det, men når vi har stor strøymingsrate, må vi inkludere tapet. 2 Tap på grunn av friksjon mellom brønnvæska og rørveggen. For å kunne rekne ut dette tapet må vi først avgjere om strøyminga er laminær eller turbulent. Det kan vi avgjere ved å rekne ut Reynolds tal (Re), som er eit dimensjonslaust tal, og som viser kva slags strøyming vi har. Vi finn Reynolds tal slik:

Re = der: Re p v ø d

= = = = =

p • v • d ø

Reynolds tal densiteten til væska i kg/m3 strøymingsfarten til væska i m/s den indre diameteren på røret i meter viskositeten til væska i Pas

Storleiken på Reynolds tal avgjer strøymingstypen: • når Re er mindre enn 2300, har vi laminær strøyming • når Re er større enn 2300, har vi turbulent strøyming Dersom vi kjenner Reynolds tal og strøymingstypen, kan vi finne friksjonskoeffisienten, som vi deretter kan setje inn i ei likning der vi kan rekne ut det trykktapet som kjem av friksjon.

Strøyming av brønnvæske i permeable bergarter

Trykktapet: . X • 1 • p • v2 Apf =--------- - —-— f 2 • d • 105 der: Apf Å 1 p d v

= friksjonstapet (bar) = friksjonskoeffisienten = lengda på røret (meter) = densiteten til væska (kg/m3) = den indre diameteren på røret (meter) = den gjennomsnittlege strøymingsfarten i væska (m/s)

Utrekning av v: v = q/A q = strøymingsrate (m3/s) A = strøymingsareal (m2) A - jtd2/4 (m2)

F riksjonskoeffisienten Friksjonskoeffisienten er avhengig av fleire faktorar, blant anna av • ruleiken på rørveggen (e) • den indre diameteren på røret (d) • strøymingsfarten (v) • viskositeten til væska (p) • densiteten til væska (p) • strøymingstypen

Ruleiken på rørveggen (e) d

Figur 4.29 Samanhengen mellom ruleiken og diameteren på rør­

veggen

Sjå figur 4.29. Ulike typar rør har ulik ruleik. Ruleiken er også avhengig av slitasjen og av korrosjonen. Vi må rekne ut forholdet e/d og hugse å bruke den same eininga på begge tala (e og d må ha den same eininga). Under finn du nokre typiske verdiar for e: e = 0,24 mm (støypejern) e =0,15 mm (galvanisert jern) e = 0,06 mm (heiltrekte stålrør)

Strøymingstypar. Einfasevæsker strøymer anten laminært eller turbulent. a

b

S Laminær _ ___ strøyming

Turbulent strøyming

Figur 4.30 Laminær og turbulent strøyming

Laminær strøyming Vi kan karakterisere laminær strøyming som ein jamn og roleg væskestraum der partiklane går i parallelle banar (sjå figur 4.30a). For laminær strøyming har ein funne denne samanhengen mellom friksjonskoeffisienten og Reynolds tal:

7. = 64/Re

Kapittel 4

Turbulent strøyming Friksjonskoeffisienten er avhengig av ruleiken på rørveggen. For glatte, sirkulære rør er friksjonskoeffisienten (X):

X = 64/Re

Figur 4.30b viser turbulent strøyming i rør ? _ 0,316 ” (Re)0’25 For andre rør som ikkje er så glatte, kan ein finne friksjonsko­ effisienten (X) av moodydiagrammet (sjå figur 4.31).

Reknedøme Eit heiltrekt rør med indre diameter på 0,1 meter er 3000 meter langt. Det strøymer olje gjennom røret, og vi har desse opplysnin­ gane: Strøymingsrate: 2000 m3/d Viskositet: 1 cP (centipoise), 1 cp = 0,001 Pa s Densitet: 830 kg/m3

Strøyming av brønnvæske i permeable bergarter

Løysing For å finne Reynolds tal må vi rekne ut strøymingsfarten (v). q v=— A

2000 m3 q =----------------24 • 60 • 60s q = 0,02315 m3/s

4 A = 0,00785 m2

0,02315 m3/s n . v =--------------- — = 2,95 m/s 0,00785 m2 Vi kan nå bestemme: p• v •d Re = -- -------F

830-2,95-0,1 Re =--------- -------- 0,001

Re = 2,45 • 105

Vi finner ruleiksforholdet:

—= d

100

= o,ooo6

Med kjente Re og ruleiksforhold kan vi bestemme friksjonskoeffisienten frå moodydiagrammet. Avlesing på moodydiagram gir oss en friksjonskoeffisient (1) som er 0,019. Vi kan nå utrekne trykkfallet: X • 1 • p • v2 Apf =-------- -—— n 2 • d • 105 0,019 ■ 3000 ■ 830 ■ 2,952 Apf =---------------------------------2 • O.ld ■ 105

Apt- = 20,6 bar

Kapittel 4

4.6.2 Trykkfall i overflateutstyr Også i denne delen av produksjonssystemet blir det trykkfall. Vi deler trykkfallet gjennom overflateutstyret inn i fleire komponentar: • trykkfall gjennom strupeventilen (eng.: choke) (Apc) • trykkfall gjennom separatoren og rørsambanda (Aps)

Trykkfall gjennom strupeventilen Vi bruker strupeventilar i produksjonsbrønnar som har naturleg strøyming for å regulere trykket og strøyminga. Trykkfallet over strupeventilen varierer gjennom produksjonstida. Når vi har full produksjon, tek ventilen eit stort trykkfall. Når reservoartrykket går ned, går også trykkfallet ned om vi held oppe produksjonsraten.

Trykkfall gjennom separatoren og rørsambanda Brønnvæska går gjerne gjennom tre-fire separatorar på eit større produksjonsfelt. Trykket i den første separatoren (eng.: inlet sepa­ rator) er høgt, mens dei separatorane som følgjer etter, har lågare arbeidstrykk. I den siste er trykket berre litt høgare enn det atmo­ sfæriske trykket. Vi hugsar at ps er det statiske trykket i reservoaret. Etter separasjonen blir oljen lagra i lagertankar ved atmosfærisk trykk eller send gjennom rørleidningar til land.

Det totale trykkfallet ps, fordeler seg mellom reservoaret, brønnen og overflateutstyret. Fordelinga er avhengig av strøymingsraten og av produksjonsutstyret, og er ulik frå brønn til brønn.

4.7 Metodar for å auke utvinninga av olje Når vi har naturleg produksjon frå eit reservoar, ligg utvinnings­ graden mellom 5 % og 75 % av det samla volumet av olje i reser­ voaret. Utvinningsgraden fortel oss altså kor mange prosent olje vi kan få opp av alt som er nede i reservoaret. For reservoar i Nordsjøen ligg utvinningsgraden i gjennomsnittet på rundt 40 %. Det er ønskjeleg å auke utvinningsgraden både av økonomiske grunnar og for å utnytte ressursane betre. Det kan vi gjere med desse metodane: • supplerande metode for å auke utvinninga • kunstige lyftemetodar • termiske metodar

4.7.1 Supplerande metodar for å auke utvinninga Frå naturen kan mange reservoar ha for dårleg drivmekanisme. Med drivmekanisme meiner vi den energien som får oljen til å strøyme

Strøyming av brønnvæske i permeable bergarter

opp av brønnen. I reservoar med dårleg drivmekanisme kan vi nor­ malt auke utvinningsgraden mykje med supplerande metodar. Dei viktigaste metodane er å • injisere vatn • injisere gass • bruke kjemiske metodar

4.7.2 Injeksjon av vatn Dette er ein vanleg metode for å auke utvinningsgraden av olje. Formålet med metoden er normalt å • injisere vatn under oljen i vassona for å halde oppe trykket i reservoaret • injisere vatn i den oljeførande delen av reservoaret og på den måten trengje unna olje frå injeksjonsbrønnen til produksjonsbrønnen

Når vi skal injisere vatn til havs, bruker vi sjøvatn. Sjøvatnet er ei samansett væske og kan derfor ikkje brukast som det er. Det må reinsast før det kan injiserast, og reinsinga er ein omfattande pro­ sess. Sjøvatn inneheld • 95 % vatn (FFO) • 3 % salt (NaCl for det meste) • 2 % andre stoff Det er dei to prosentane med andre stoff som kan lage problem når vi skal injisere. Desse stoffa kan vere kalsium, magnesium, natrium, barium, strontium, jern, klorid, kalsiumkarbonat, sulfat, oppløyst karbondioksid (CO2), oppløyst oksygen (O2), hydrogensulfid (H2S), bakteriar og olje. For at injeksjonen av sjøvatn ikkje skal skape problem, er det svært viktig å kontrollere vatnet. Når vi skal injisere vatn, må vi kon­ trollere desse eigenskapane ved vatnet: • pH-verdien - som er eit mål for kor surt vatnet er • mengda av partiklar som er løyste i vatn • temperaturen • turbiditeten - som er eit mål for kor mykje lys som slepp igjen­ nom vatnet

Dersom vatnet ikkje blir rett behandla før det blir injisert, kan vi få fleire problem, blant anna • plugging av reservoarbergarta • korrosjon • belegg (eng.: scale) • bakterieaktivitet

Kapittel 4

Plugging Sidan poresystemet i reservoarbergarta er eit fint nettverk av små porer (holrom) som er om lag 10 mikrometer i diameter, må diam­ eteren i partiklane i det vatnet vi injiserer, vere mindre enn 2 mikrometer (1 mikrometer (1 pm) er 1/1000 millimeter). Dersom partiklane er større, pluggar porene seg. For å få slikt vatn må vi ta det frå store djupner der innhaldet av mikroorganismar og partiklar er minst mogeleg. Deretter må vi filtrere vatnet gjennom spesielle filter. Filtra kan ha knust granitt og antasitt som filtermasse. Vi må reinse filtra med jamne mellomrom.

Korrosjon Det er viktig å hindre korrosjon (rust) både i produksjonsbrønnane og i injeksjonsbrønnane. Vi kan hindre korrosjonen dersom vi kon­ trollerer desse faktorane i injeksjonsvatnet godt:

• Oksygeninnhaldet. Oksygen kan fjernast med vakuumbehandling, kjemiske stoff og oksygenfjernar (eng.: oxygen scavenger) og med avluftingskolonnar, metanol og ein katalysator (Snorre). • pH-verdien. Sjøvatn har ein pH-verdi på rundt 8. Dersom vi aukar pH-verdien til 9-10, kan vi redusere eller hindre kor­ rosjon. • Mengda av hydrogensulfid (H2S) og karbondioksid (CO2) i vat­ net. • Strøymingsfarten. Dersom vi aukar strøymingsfarten, aukar faren for korrosjon.

Belegg Både sjøvatn og formasjonsvatn inneheld fleire løyste salt og min­ eral. som finst i ioneform. Med formasjonsvatn meiner vi det vatnet som ligg i porene i bergartene. Sjøvatn og formasjonsvatn kan rea­ gere med kvarandre under visse vilkår og gi utfellingar eller belegg (eng.: scale). Dersom det skjer i reservoaret, kan vi få redusert per­ meabilitet i brønnen. Belegg kan valde problem som at produk­ sjonsrøret pluggar seg, eller funksjonsfeil i ventilane. Det kan også skje i overflateutstyret. Vi kan hindre belegg dersom vi set til kjemiske stoff og ikkje blandar væsker som kan gi kjemiske reak­ sjonar.

Bakterieaktivitet I Nordsjøen er ikkje dette noko spesielt problem. Dersom bakteriar får gode vilkår for å formeire seg, kan talet doblast på eit døgn. Det kan gi alvorlege problem som korrosjon og hydrogensulfid (H2S).

Vi bruker fleire metodar for å stoppe bakteriar. Dei viktigaste er å • fjerne oksygen for bakteriar som er avhengige av oksygen • bruke ultrafiolett lys som drep bakteriar • klore vatnet • bruke biocid, som er kjemikal som drep bakteriar

Strøyming av brønnvæske i permeable bergarter

Vi må stadig kontrollere vasskvaliteten og ta prøver som er repre­ sentative, det vil seie prøver som fortel oss noko om dei verkelege eigenskapane til vatnet, til dømes måle • partikkelstorleiken • partikkelmengda • pH-verdien • oksygeninnhaldet

Eit anlegg for vassinjeksjon krev stor plass. På figur 4.32 ser du dei viktigaste komponentane.

Figur 4.32 Anlegg for vassinjeksjon

Dei viktigaste komponentane er • vasspumper som hentar vatn frå store djupner, og som leverer vatn til filtra • grovfilter som fjernar partiklar over ein viss storleik, til dømes partiklar over 100 mm • kjemikalpakke som fordeler dei kjemikala som blir brukte, til rett stad og i rett mengd • fmfilter som skal fjerne 97 % av alle partiklane over 2 pm • oksygenfjernar • matepumper som leverer vatn med rett trykk til injeksjonspumpene • injeksjonspumper, det vil seie sentrifugalpumper som blir drivne av gassturbinar, og som pumpar vatnet til injeksjonsbrønnane med rett trykk

4.7.3 Injeksjon av gass Gassinjeksjon er mykje brukt for å ta ut meir olje. Formålet med gassinjeksjonen er å • halde oppe trykket i reservoaret • trengje unna oljen mot produksjonsbrønnen

Kapittel 4

Når gassen kjem i kontakt med oljen, kan • han blande seg med oljen; det blir kalla «blandbar injeksjon» • han ikkje blande seg med oljen, men finnast i ein eigen fase (som gass); det blir kalla «ikkje blandbar injeksjon».

Blandbar injeksjon Dersom olje og gass blandar seg, får vi ein løysning når dei kjem i kontakt med kvarandre. Med denne metoden blir oljen trengd godt unna (sjå figur 4.33). Det finst fleire gasstypar som kan blandast med olje: • Etan, metan og butan, kalla LPD (eng.: liquid petroleum gases) • Våt gass. Oljen må da ha låg viskositet og densitet og innehalde mykje etan, butan, propan, pentan og heksan • Tørr gass, dersom reservoartrykket Ps er over 200 bar, og oljen er umetta og inneheld mykje etan og heksan

Figur 4.33 Injeksjon av gass. Fortrengjing av olje i reservoaret

• Karbondioksid (CO2), som er effektiv, og som kan blandast med dei fleste oljetypane. Det gir i tillegg låg viskositet i oljen og høgare relativ permeabilitet. Ulempa med CO2 er at det er korrosivt og dyrt å skaffe • Nitrogen (N2) er ikkje så effektiv som karbondioksid (CCE), men er lett tilgjengeleg, og han er ikkje skadeleg nokon stad i prosessen

Ikkje blandbar injeksjon Her er gassen i ein eigen fase, og han blir mest brukt til å halde oppe trykket. Han blir da injisert i toppen av reservoaret og skaper dermed ein kunstig drivmekanisme som vi kallar «ekstern gass­ drift». Denne mekanismen kan verke separat eller vere eit tillegg til ein naturleg gasslommedriv (figur 4.346).

Strøyming av brønnvæske i permeable bergarter

Oljeprodusent

Gassinjektor

Figur 4.46 Injeksjon av gass for å halde trykket i reservoaret

Denne gassen har som regel låg fortrengingseffekt for olje fordi gassen • har låg viskositet og trengjer oljen dårleg unna • ikkje kan fukte bergarta og derfor strøymer igjennom dei største porekanalane utan å trengje unna særleg mykje olje

Metoden høver best til å halde trykket oppe i reservoaret.

4.7.4 Kjemiske injeksjonsmetodar Dette er ei felles nemning for metodar der ein tek i bruk vatn som er tilsett kjemikal. Metodane er som regel dyre og kompliserte. Nokre kjemiske injeksjonsmetodar er: • Vatn med polymerar eller stoff som aukar viskositeten i vatn. Dersom vi aukar viskositeten i vatnet, trengjer vatnet unna meir olje mot produksjonsbrønnen. Polymerar er lange rekkjer av tyngre molekyl som er bundne saman i identiske og repeterande einingar. Dei kan vere naturlege eller syntetiske. Eit døme på ein polymer er polyester, som blir brukt i produksjon av plast­ båtar. Det er vanleg å setje polymerar til injeksjons vatnet i start­ fasen for å få ein vassfront rik på polymerar. Vi kan på den måten auke utvinningsgraden med rundt 10 % (i forhold til den naturlege utvinninga). Om den naturlege utvinninga til dømes er 40 %, får vi ein auke på 4 %, det vil seie 44 % i total utvin­ ningsgrad. Det er dyrt å bruke polymerar, og det lønner seg ikkje i stor skala.

• Vatn som blir tilsett overflateaktive stoff (tensid). Dei overflateaktive stoffa bryt ned grenseflatespenninga mellom vatnet og oljen, slik at oljen og vatnet blir blanda til ein mikroemulsjon. Ein emulsjon har vi når vi blandar to væsker som ikkje kan blandast. Vatn og olje er døme på slike væsker. Dersom desse to væskene blir godt blanda, finst oljen som små dropar i vatnet. Vi kallar blandinga ein olje-i-vatn-emulsjon. Når vi injiserer vatn tilsett tensid, får vi olje i det vatnet vi injiserer. Ein del av oljen

Kapittel 4

kan derfor pressast ut av porene saman med vatnet. Metoden er dyr, fordi det går med store mengder kjemikal. • Polymergelé (eng.: polymer gel), som er polymerar tilsette eit stoff (ein herdar) slik at stoffet stivnar og lagar ein plugg i reser­ voaret. Denne metoden kan vere aktuell når vi vil plugge soner som er ekstremt permeable og som gjerne produserer vatn. Når vi pluggar slike soner, tvingar vi vatnet til å ta ein annan veg og på den måten trengje unna meir olje. Vi kan injisere stoffet både i produksjonsbrønnar og i injeksjonsbrønnar. Plasseringa av stoffet i reservoaret variere. Det kan plasserast nær brønnen eller lenger ute i reservoaret, avhengig av herdetida og av kor lett det strøymer (figur 4.35).

• Skum. Vi kan bruke skum på to måtar, anten for å auke viskositeten i gassen når vi bruker gass for å trengje unna oljen i reservoaret, eller for å blokkere for gassgjennombrot på grunn av koning. Da verkar skummet på same måten som gelé og blokkerer soner med ekstrem høg permeabilitet (figur 4.36).

(a) Gas cone

(b) Gas cusp

Figur 4.36 Døme på nyttig bruk av skum

(c) Gas flow in fractures

Strøyming av brønnvæske i permeable bergarter

4.7.5 Kombinert injeksjon av vatn og gass Denne metoden går ut på å injisere vatn og gass i den same brøn­ nen. Vatnet og gassen trengjer da unna ulike delar av reservoaret. Vi kan bruke metoden i reservoar som skil vatn og gass raskt, og som har ulik permeabilitet oppe og nede. Reservoaret må derfor ha god vertikal permeabilitet. Gassen trengjer unna den øvste delen av reservoaret fordi han er lettare enn vatn, og vatnet trengjer unna den nedste delen av reservoaret. Det aukar utvinningsgraden meir enn om vi berre injiserte vatn. Vatnet tek den lettaste vegen gjennom reservoaret, og delar av reservoaret ligg utan at det er overfløymt med vatn (figur 4,37).

Figur 4.3 7 Kombinert injeksjon av vatn og gass

4.7.6 Nedblåsing av trykket Ein metode som er lite prøvd, er å blåse ned trykket i eit reservoar som er overfløymt med vatn. Injeksjonen av vatn i reservoaret blir da stoppa, og ein produserer i staden vatn frå reservoaret gjennom vassinjeksjonsbrønnane. Det reduserer trykket i reservoaret, som i sin tur fører til at den oljen og gassen som er att i reservoaret, blir sett i rørsle. Hydrokarbona flytter seg oppover mot toppen av reser­ voaret, der gassen blir produsert frå produksjonsbrønnar. Metoden blir berre brukt på slutten av levetida til eit felt for å få ut dei siste «dropane» med hydrokarbon.

Kapittel 4

4.8 Kunstige lyftemetodar Når den naturlege reservoarenergien er så redusert at han ikkje kan halde oppe nokon lønnsam produksjon, må vi ta kunstige lyfteme­ todar i bruk. Dei viktigaste metodane er gasslyfting og pumping.

4.8.1 Gasslyfting Produsert olje Injisert gass

Gassboble

-yf— Olje

Gasslyftingsventil

Figur 4.38 Gasslyft

Gasslyfting er ein enkel og billig metode for kunstig lyft. I tillegg liknar han mest på naturleg strøyming. Ofte har trykket i reser­ voaret gått så mykje ned at både olje og gass blir produserte opp produksjonsrøret (tofasestrøyming), det vil seie at trykket ligg under kokepunkttrykket for oljen. Når gassen ekspanderer på veg opp, blir densiteten i oljen redusert. Det hydrostatiske trykket til brønnvæska blir derfor også redusert, og det skal mindre energi til for å lyfte oljen ut av brønnen.

I samband med kunstig gasslyft bruker vi prinsippet ovanfor og fører ekstra gass til oljen i botnen av brønnen. Figur 4.38 viser korleis dette prinsippet fungerer.

Vi injiserer gassen ned i ringrommet, slik at trykket i ringrommet aukar. I sidelommer på produksjonsrøret er det montert gasslyftventilar som opnar ved eit visst trykk. Det fører gass inn til oljen i produksjonsbrønnen og reduserer densiteten på væska som står i produksjonsrøret. Vi har to typar: • Periodisk gasslyft (eng.: intermittent gas lift). Her blir oljen oppsamla (akkumulert) i brønnen, og det blir pumpa inn gass for å presse oljen ut med jamne mellomrom. Metoden eignar seg best i reservoar med låg produktivitet (ikkje på den norske sokkelen). • Samanhengande gasslyft (eng.: continuous gas lift). Gass med høgt trykk blir pumpa inn i ringrommet på brønnen (eng.: annulus) og vidare inn i produksjonsrøret gjennom gasslyftventilar. Effekten av den samanhengande gasslyftmetoden er: • Redusert densitet i oljen gir mindre hydrostatisk trykk og aukar trykkskilnaden mellom reservoaret og brønnen. • Gassen ekspanderer etter kvart som han stig og lyfter oljen mot overflata. • Gassbobler slår seg saman til gasspluggar og lyfter oljen mot overflata.

Krav til injeksjonsgass Dersom vi bruker samanhengande gasslyfting, må injeksjonsgassen • vere tørr • injiserast med konstant trykk

Strøyming av brønnvæske i permeable bergarter

Dersom gassen er våt, kan vi få • problem med korrosjon • hydratproblem • kondensering av væsker i systemet Med våt gass meiner vi ein gass som inneheld fukt eller væske. Dersom gassen er våt, må vi forbehandle han. Da må vi • dehydrere gassen med glykol (glykolkontaktor) eller bruke andre metodar for å tørke han • kondensere flytande hydrokarbon ved kjøling • fjerne sure komponentar (CO2, H2S) i eit aminabsorbsjonsanlegg • komprimere gass for å få nok injiseringstrykk, til dømes med sentrifugalkompressorar. Gassen som blir pumpa ut i ringrom­ met, må ha litt høgare trykk enn trykket frå oljen (på same staden), sjå figur 4.39.

Gasslyftventilar

Figur 4.39 Anlegg for gasslyft

Gasslyftventilar Desse ventilane er konstruerte slik at dei blir påverka både av oljen og av den injiserte gassen. Mange ventilar kan vere i bruk i den same brønnen. Dei øvste ventilane i produksjonsrøret blir brukte når vi startar eit gasslyft, og dei blir deretter stengde automatisk ved eit høgare trykk. Under normal drift er den nedste ventilen open for å gi best mogeleg effekt.

Kapittel 4

Ventilane er låste i «side pocket mandrels» (SPM) på innsida av produksjonsrøret. Vi kan installere eller fjerne dei med wirelineutstyret (eng.: slick line).

4.8.2 Pumping Vi bruker mest pumping i reservoar som opphavleg har lågt trykk, eller i reservoar der trykket har vorte lågt etter ei tids produksjon. Pumpene er av ulike typar. • Den mekaniske krafta frå overflata blir overført til pumpa nede i holet (eng.: sucker rod pumps). Desse pumpene blir brukte i landbasert produksjon og er billige i drift. • Elektriske pumper nedsøkkte i brønnen. Dei har også stor kapa­ sitet, men er dyre i drift fordi dei har høgt energiforbruk. Det er ofte problem med driftstryggleiken til desse pumpene fordi dei er plasserte nede i brønnen der det kan vere høg temperatur og korrosive miljø. • Hydrauliske pumper nedsøkkte i brønnen. Pumpene blir drivne av væske som blir overført via rør monterte på produksjonsrøret. Figur 4.40 viser korleis ei elektrisk og ei hydraulisk pumpe er plassert i ein brønn.

Figur 4.40 Ei elektrisk, nedsenkbar pumpe og ei hydraulisk pumpe

Strøyming av brønnvæske i permeable bergarter

4.8.3 Termiske metodar Dersom oljen har høg viskositet, kan vi bruke denne metoden. For å redusere viskositeten i oljen fører vi til varme, slik at oljen flyt lettare igjennom poresystemet. Når vi skal føre til varme, kan vi til dømes • pumpe inn damp gjennom spesielle injeksjonsbrønnar, samtidig som det blir produsert frå andre brønnar • pumpe inn luft og tenne på slik at oljen begynner å brenne i porene. Det varmar opp bergarta og oljen i nærleiken, slik at oljen flyt lettare mot produksjonsbrønnane

Vi bruker ikkje desse metodane på den norske sokkelen på grunn av den relativt låge viskositeten til oljen.

Oppgåver Oppgåve I Ein kjerneprøve blir analysert i eit laboratorium. Permeabiliteten er 400 mD. Prøven er sylindrisk, med diameter 4 cm og lengd 5 cm. Ved gjennomstrøyming med vatn (viskositet = 1 cP) får vi eit trykkfall på 1,5 atm. Bestem strøymingsraten til vatnet gjennom prøven.

Oppgåve 2 Hydrokarboner i eit reservoar kan produserast ved hjelp av driv­ krefter. Kva for drivkrefter kan dette vere, og korleis er energien lagra?

Oppgåve 3 Forklår kva som ligger i begrepet strøymingsmodell.

Oppgåve 4 Strøyming av olje gjennom reservoarbergarta gir trykkfall. Kva bestemmer storleiken til trykkfallet?

Oppgåve 5 Teikn eit snitt gjennom eit reservoar sett i vertikalplanet. Vis i eit diagram korleis trykket endrer seg inn mot brønnen når den pro­ duserer.

I det same diagrammet teikner du inn kva som skjer med trykklinja som du har teikna når vi minsker opningen på strupeventilen. Teikn også inn kva som skjer med trykklinja når vi aukar opninga på strupeventilen mer enn den var i utgangspunktet.

Kapittel 4

Oppgåve 6 Beskriv dei vanlegaste typane av formasjonsskade og korleis ein kan gå fram for å unngå skade.

Oppgåve 7 Kva for metodar kan ein nyttast for å fjerne skade?

Oppgåve 8 Teikn og forklår korleis vi kan injisere naturgass i eit reservoar.

Oppgåve 9 Vatn kan injiseres i reservoarar. Lag skisser og beskriv kva som skjer i reservoaret ved vassinjeksjon.

Oppgåve 10 Lag skisse og forklår kva som er karakteristisk med: 1 lineær strøymingsmodell 2 radiell strøymingsmodell

Oppgåve I I APr = Ps - Pwf

a Lag figur og gjer greie for kva den gitte formelen uttrykker. b Forklår kva produksjonsindeksen (PI) el (J) og den spesifikke produksjonsindeksen Js er eit mål for.

c Eit reservoar produserer 2050 m3 olje/døgn ved eit strøymingstrykk i botnen av brønnen på 340 bar. Det statiske reservoartrykket er på 450 bar. Høgda ti] reservoaret er 58 meter. Bestem produksjonsindeksen J og den spesifikke produksjons­ indeksen Js ut fra dei gitte dataene. Ta med riktig benemning i begge svarene.

Oppgåve 12 Ein oljeproduserande brønn leverer 2650 m3/d ved strøymingstrykk 270 bar. Trykkfallet i reservoaret er da 40 bar.

a Bestem det statiske reservoartrykket til brønnen. b Berekn produksjonsindeksen til brønnen.

c Vi går ut frå at produksjonsindeksen er konstant i oppgåva. Kva er den viktigaste forutsetninga for at produksjonsindeksen er konstant?

Strøyming av brønnvæske i permeable bergarter

d Ein ynskjer å senke produksjonsraten til 2300 m3/d. Kva blir brønnens nye strøymingstrykk?

e Berekn den maksimale teoretiske produksjonen til brønnen.

Oppgåve 13 Ein oljebrønn produserar 1500 m3/d ved eit strøymingstrykk på 380 bar. Den same brønnen vil ved eit trykkfall i reservoaret på 50 bar produsere 800 m3/d (konstant J) a Kva for produksjonsindeks har brønnen?

b Kor høgt er det statiske reservoartrykket?

c Kva er den maksimale teoretiske raten til brønnen? d Kor mykje produserer brønnen når strøymingstrykket er 410 bar

Oppgåve 14 Ein oljeproduserande brønn leverer 2400 m3/d ved strøymingstrykk 420 bar. Den same brønnen vil produsere 1500 m3/d når trykkfallet i reservoaret er 50 bar. Reservoarets høgd er 70 m. a Berekn produksjonsindeksen til brønnen. b Bestem det statiske reservoartrykket til brønnen.

c Berekn den maksimale teoretiske produksjonsraten til brønnen.

d Kor mykje produserer brønnen når strøymingstrykket er 410 bar?

e Forklår samanhengen mellom skade S (verdien av S) og trykkfall på grunn av skade (Aps).

Oppgåve 15 Eit reservoar med statisk trykk ps = 580 bar produserer 1800 Sm3/d med strøymingstrykk pwf - 490 bar. Ved same rate vil strøymings­ trykket vere 512 bar dersom det ikkje er nokon skade. Reservoarhøgda = 38 m Formasjonsvolumfaktor til olja = 1,25 Viskositeten til olja = 0,52 cP Permeabiliteten til reservoaret = 340 md

a Berekn skaden.

b Syrebehandling blir foretatt, og permeabiliteten blei 400 md. Strøymingsraten blei nå 2650 Sm3 ved totalt trykkfall på 45 bar. Utan skade ville strøymingstrykket ved denne raten vært 520 bar. Kor stor er skaden etter syrebehandlinga? c Berekn FE (flow efficiency) for dei to situasjonane.

Kapittel 4

Oppgåve 16 Lag ei skisse som viser moglege strøymingstilstandane (strøymingsregimane) i ein brønn som produserar olje med strøymingstrykk Pwf større enn pkp.

Oppgåve I 7 a Teikn skisse og forklår kva som er skilnaden på turbulent og laminær straum. b Kva er friksjonskoeffisienten avhengig av?

c Skriv opp samanhengen mellom friksjonskoeffisienten og Reynolds tall for laminær og turbulent straum.

d Eit heiltrukket stålrør med indre diameter på 0,15 meter har ei lengd på 4000 meter. Det strøymer olje med rate på 2500m3/d. Viskositeten til olja er 0.85 cP. og densiteten er 0,850 kg/m3. Røret blir brukt som produksjonsrør i ein vertikal brønn. Kor stort er trykktapet i brønnen dersom brønnen var vertikal? Ta med trykktap på grunn av friksjon og trykktap på grunn av hydrostatisk trykk i berekningane.

Oppgåve 18 a Teikn eit døme på korleis eit behandlingsanlegg for sjøvatn som skal brukes til injeksjon kan vere konstruert, og sett namn på komponentane. b Forklår kva som er oppgåvane til dei ymse komponentane i injeksjonsystemet.

c Forklår kva som kan gå galt dersom sjøvatnet er for dårlig behandla før injeksjon.

Kapittel 5

Produksjonsproblem og utbetringsmetodar 5.1 Sandproblem Produksjon av sand som kjem saman med olje og gass frå eit reser­ voar som inneheld sand er eitt av dei vanlegaste problema i produksjonsbrønnar. I denne samanhengen må vi skilje mellom sandprob­ lem som fører til at korn frå sjølve den berande strukturen blir rivne laus, og mineralpartiklar som losnar utan at sjølve strukturen i bergarta blir øydelagd. Den første typen definerer vi som sandprob­ lem, mens produksjon av småpartiklar ikkje er definert på denne måten. I mange tilfelle er det ein fordel at småpartiklane blir trans­ porterte ut av bergarta i staden for at dei samlar seg opp og gir plug­ ging. Sandproblem er vanlege i sandstein frå tertiærtida, fordi denne sandsteinen ikkje er ordentleg konsolidert (herda). Det er heller ikkje uvanleg å få problem med sandstein som er enda eldre, heilt tilbake til frå juratida.

o

5.1.1 Årsaka til sandproblem Sandstein er oppbygd av sandkorn som er mellom 0,06 og 2 mil­ limeter i diameter. Ein del av desse korna er sjølve den berande strukturen, mens resten finst som sementeringsmasse som bind saman korna til ei fast bergart. Det er ulike krefter som bind sandpartiklane saman: • jordtrykket eller vekta av bergartene som ligg over • sementering • kapillærkrefter

Jordtrykket eller vekta av dei bergartene som ligg over Jordtrykket er lik summen av korntrykket og poretrykket. Jordtryk­ ket er konstant. Det er illustrert på figur 5.1. Når vi produserer, blir poretrykket redusert. Poretrykket er det trykket som væska inne i porene har. Kor mykje trykket går ned. er avhengig av drivmekanismen og av korleis produksjonen er planlagd. Sidan jordtrykket er konstant, fører det til at korntrykket aukar. Den auka påkjenninga på korna kan gi ein ustabil sand.

Sementering Ein sandstein som har mykje sementeringsmateriale mellom korna, er fast og stabil. Ein sandstein som har lite eller ikkje noko sementeringsmateriale mellom korna, er ukonsolidert og gir oss

Kapittel 5

Figur 5.1 Samanhengen mellom jordtrykk, korntrykk og poretrykk

sandproblem. Mengda av sementeringsmateriale aukar gjerne etter som bergarta blir eldre og blir pressa meir saman.

Kapi II ær krefter Kapillærkreftene finst i den formasjonsvæska (fluid) som ligg i porene i bergarta. Desse kreftene kjem av adhesjon, fukting, grenseflatespenning og kapillærtrykk. Kapillærkreftene er med på å halde korna saman. Dersom kapillærkreftene blir reduserte, til dømes fordi vassmettinga aukar, kan kreftene mellom korna bli mindre. Det kan føre til sandproblem. Sandproduksjon kan ha mange årsaker og kan henge saman med korleis sanden er oppbygd, brønnvæska i porene, produksjonsmåten og endringar i bergarta og brønnvæska i samband med produksjon og trykkfall.

Dei viktigaste årsakene er: • sanden har lite sementeringsmateriale og er derfor lite herda (lite konsolidert) • brønnvæske (fluid) som strøymer gjennom porene, overfører krefter på korna. Desse dragkreftene kan trekkje korna laus frå strukturen. Dragkreftene er direkte proporsjonale med strøymingsraten (q). Det vil seie at dersom vi doblar farten på den væska som strøymer, blir også dragkreftene dobbelt så store.

Produksjonsproblem og utbetringsmetodar

Brønnvæske (fluid) som strøymer gjennom eit poretverrsnitt (A), får ein fart (v) som blir:

V = q/A

Når det er strøyming inn mot ein brønn, blir strøymingsarealet (A) mindre og mindre. Når arealet A blir mindre, aukar farten like mykje. Sjå formelen over. Når farten aukar, aukar også dragkreftene tilsvarande. For ikkje å få sandproduksjon må vi finne ut kva for fart bergarta toler før dragkreftene blir store nok til at dei trekkjer korna laus frå bergarta. Det kan vi gjere når vi testar ein brønn med ein «drill stem test» eller med andre testar. Ein gjer desse testane på nye funn. Ein annan metode er å analysere akustiske loggar som blir køyrde i sanden. Viskositeten i brønnvæska (fluid) påverkar også dragkreftene. Høg viskositet gir større dragkrefter enn låg viskositet.

Auka vassmetting kan gjere at vi får sandproblem i sand som tidle­ gare var stabil. Auka kan komme av at drivmekanismen i reser­ voaret er vassdrivande, slik at det stig opp vatn nedanfrå. Injeksjon av vatn kan også vere ei årsak ti] auka vassmetting. Det kan vere fleire grunnar til at auka vassmetting gir sandproblem: • sementeringsmaterialet mellom korna blir oppløyst • kapillærkreftene blir reduserte, og dermed også dei kreftene som bind korna saman • den relative permeabiliteten for olje blir redusert, og for å halde oppe ein viss produksjonsrate aukar vi trykkfallet i reservoaret Som vi har sett, er det ein samanheng mellom jordtrykk, poretrykk og korntrykk:

jordtrykk = poretrykk + korntrykk (pj = pp + pk) Produksjonen fører til at poretrykket blir redusert. Ettersom jordtrykket er konstant, aukar korntrykket. Det auka korntrykket kan bli så stort at sandstrukturen blir øydelagd, og sanden blir usta­ bil.

5.1.2 Metodar for sandkontroll For å hindre sandproduksjon kan vi bruke fleire metodar: • redusere dragkreftene så mykje at sanden held seg i ro • hindre at sanden blir sett i rørsle, ved hjelp av mekaniske meto­ dar • sementere korna saman med kunstige middel

Kapittel 5

Redusere dragkreftene Det er eit uttrykk som seier at «den beste sandkontrollen er ingen sandkontroll». Reduksjon av dragkreftene er ein måte å gjere det på utan spesielt utstyr i brønnen. Som vi har sett, er det ein samanheng mellom strøymingsrate (q), strøymingsareal (A) og strøymingsfart (v): v =q/A

Dragkreftene er direkte proporsjonale med strøymingsfarten. Det vil seie at når vi reduserer strøymingsfarten, kan vi redusere dragkreftene og dermed også sandproduksjonen. Vi kan redusere strøymingsfarten på fleire måtar: • halde produksjonsraten under det maksimumsnivået som gir sandproduksjon • auke strøymingsarealet

Når vi regulerer produksjonsraten, regulerer vi farten. Vi kan finne eit maksimumsnivå i kvar brønn med • testing • kjerneprøveanalyse • tolking av akustiske loggar

Figur 5.2 Sandbru

Dersom det nivået vi kjem til, blir for lågt i forhold til den maksi­ male produksjonsraten for brønnen og krava til lønnsemd, må vi vurdere andre metodar for sandkontroll. Denne metoden kan føre til at det blir produsert sand i periodar enda om vi held produksjon­ sraten under nivået for sandproduksjon. Det kan komme av at sanden har ein tendens til å byggje opp små sandbruer bak per­ foreringa. Sjå figur 5.2.

Dersom vi held eit jamt produksjonsnivå og det ikkje legg seg par­ tiklar i sandbruene, er sanden stabil. Endringar i produksjonsnivået eller plugging av sandbruene aukar dragkreftene, og dei kan bryte saman. Resultatet blir da at det blir produsert sand inntil det er bygd nye bruer. Etter kvart som meir og meir sand blir borte frå for­ masjonen, kan det bli vanskelegare å få bygt opp desse sandbruene.

Auke strøymingsarealet Dersom vi ønskjer å auke produksjonsarealet, må vi ta omsyn til det alt når vi planlegg kompletteringa av brønnen gjennom reservoaret. I fall det skal setjast foringsrør gjennom reservoaret, kan vi auke arealet på fleire måtar: • perforere over ei så stor høgd som råd • perforere med utstyr som gir hol med stort volum • perforere tett • frakturere med partiklar (proppant) i sprekkane dersom bergarta passar til det • planleggje brønnen slik at vi får så store foringsrør som råd gjennom reservoaret

Produksjonsproblem og utbetringsmetodar

5.1.3 Mekaniske metodar for sandkontroll Målet med desse metodane for sandkontroll er anten å hindre sanden i å komme i rørsle eller å halde sanden tilbake med eit slags filter. Det kan gjerast på desse måtane: • ved å bruke ei botnforing med spalter (eng.: slotted liner) eller filter (eng.: screen) som hindrar sanden i å passere • ved å støtte opp sanden i formasjonen med spesialsand som vi pumpar inn (eng.: gravelpack)

Vi skal sjå nærmare på fleire metodar under desse to hovudmetodane.

Botnforing med spalter Dette er ein av dei enklaste og rimelegaste metodane for sandkon­ troll. Brønnen blir bora ned i reservoaret utan å gå ned til vatn-oljekontakten (WOC), og vi bør bruke ei borevæske som ikkje lagar filterkake, som ikkje skader bergarta i reservoaret. Ei botnforing med spalter blir hengd av nedst i det førre foringsrøret på same måten som vi hengjer av ei vanleg botnforing. Hovudskilnaden er at vi ikkje sementerer fast botnforinga med spalter slik vi gjer med ei vanleg botnforing. Botnforinga er tett nedst og har eit system med spalter som skal sleppe produsert brønnvæske (fluid) igjennom utan at det kan passere sand. Figur 5.3 viser eit døme på ulike utformingar.

F/gur 5.3 Botnforing med spalter

Ei botnforing med spalter kan gi eit godt resultat dersom reservoaret er høgt eller langt, fordi det på den måten blir lita innstrøyming per flateeining. Dersom dette skal fungere vel, bør sanden vere godt sortert, slik at vi kan finne fram til den rette opninga på spaltene. For å finne den rette opninga gjer vi ein kornfordelingsanalyse av sanden.

Botnforing med filter Ei botnforing med filter (eng.: screen) skal plasserast i brønnen på same måten som ei botnforing med spalter. Vi kan setje ho i open formasjon, som gir det beste resultatet, eller innanfor eit perforert foringsrør. Filteret kan byggjast opp på fleire måtar. Figur 5.4 viser nokre av dei mest vanlege typane.

Kapittel 5

Figur 5.4 Botn foring med flte r

Filtra blir leverte i lengder på frå tre til fem meter, og ein skrur dei saman til lengder som passar med den produksjonssona dei skal stå i. Filtra kan leverast med sentreringsutstyr, slik at vi ikkje får kon­ takt med brønnveggen når vi skal køyre inn systemet. For at eit filter skal verke tilfredsstillande, må desse vilkåra vere oppfylte: • avstanden mellom vindingane, må vere tilpassa kornstorleiken i sanden • filteret må vere så langt at gjennomstrøyminga ikkje gir utvask­ ing Før og under innkøyringa må vi behandle filtra slik at dei trådane som ligg ytst, ikkje forskyv seg. Dersom det skjer, slepper filteret igjennom sand, og resultatet blir utvasking.

Når vi skal setje i gang produksjonen eller teste brønnen, må brøn­ nen opnast sakte. Dermed kan det lage seg sandbruer, og det er vik­ tig for å få stabile forhold.

Sandpakking Sandpakking (eng.: gravel pack) kan gjerast på mange måtar. Generelt bruker vi ein spesialsand, som vi plasserer slik i brønnen at han støttar formasjonssanden, slik at han ikkje kjem i rørsle. Vi skal først sjå på kva for krav vi må stille til den sanden som skal brukast: • korna må vere godt sorterte, det vil seie at kornstorleiken er så lik som råd • korna må vere så runde som råd. Det er viktig for å få maksimal permeabilitet og for å hindre at korna blir knuste når dei blir innpumpa og plasserte • korna bør innehalde minst 98 % kvarts

Produksjonsproblem og utbetringsmetodar

PBR(Polished bore reseptakle)

12 1/4" hol 9 5/8" foringsrør

GP glidemuffe (sliding sleeve) Klaffeventil 6 5/8" GP filter (screen) 6 5/8" hol Grus (gravel)

Figur 5.5 Botnforing med sand­ pakking i eit ope hol

Figur 5.6 Sandpakking på innsida av foringsrøret

Sand med ein slik kvalitet finst berre nokre få plassar i verda, og det blir derfor dyrt å bruke store mengder av han. Likevel er dette ein av dei beste og sikraste metodane for sandkontroll. Vi skal nedanfor sjå på nokre av dei måtane vi kan konstruere brønnane på i samband med sandpakking: • botnforing med sandpakking • sandpakking innanfor foringsrøret • sandpakking på begge sider av foringsrøret

Botnforing med sandpakking Vi borar brønnen inn i reservoaret med ei borevæske som ikkje gir avsetningar på brønnveggen. For å få så stort strøymingsareal som råd kan vi auke diameteren enda meir med eit spesielt boreutstyr (eng.: underreaming) dersom det trengst. Figur 5.5 viser eit døme på sandpakking i eit ope hol.

Sandpakking innanfor foringsrøret Dersom vi skal bruke denne metoden, borar vi gjennom reservoaret på vanleg måte, set foringsrør gjennom reservoaret, sementerer og perforerer. For at dette skal gi eit godt resultat, er det viktig at per­ foreringa blir god, det vil seie at vi perforerer tett, med store og djupe hol. Med eit spesielt utstyr køyrer vi så ei botnforing med spalter eller ei botnforing med filter inn i brønnen. Vi pumpar så sand inn i ringrommet mellom foringsrøret og botnforinga. Til denne jobben blir det brukt ei spesial væske. Væska må vere fri for skit og andre ureiningar, slik at spesialsanden ikkje sementerer. Dersom resultatet skal bli godt, må vi også fylle perforeringane med spesialsand. Dersom vi ikkje greier å få det til, fyller dei seg opp med formasjonssand og blir plugga igjen. Eit anna viktig punkt er å gjere sandpakkinga tjukk nok. Utrekningar viser at 2,5 centimeter (1 tomme) mellom filteret og foringsrøret er eit absolutt minimum. Figur 5.6 viser korleis brønnen kan vere etter at han er klargjord.

Sandpakking på begge sider av foringsrøret _ Hengar

Bunnforing med filter

Perforering Gruspakning på innsida av foringsrøret Gruspakning på

Her bruker vi same framgangsmåten som når vi sandpakkar innan­ for foringsrøret. Etter at foringsrøret er perforert, skal ein del av formasjonssanden bak foringsrøret fjernast. Det kan vi gjere på desse måtane: • perforering med grove hol • tilbakestrøyming for å få løyst ut materiale bak foringsrøret • plassering av sandpakkinga

Dersom dette lukkast, får vi ein god sandkontroll og ei god strøyming (sjå figur 5.7). Figur 5.7

Kapittel 5

5.1.4 Sandanalyse Før vi kan avgjere kva for sandkontrollmetode vi skal velje, må vi kjenne til korleis formasjonssanden er samansett. For å finne det ut analyserer vi sandprøver som kjem frå kjerneprøver. I analysen sik­ tar vi sanden gjennom ulike sikter og finn på den måten ut korleis kornfordelinga er. Figur 5.8 viser eit døme på ei slik kornfordelingskurve.

Dersom kurva viser at det er liten skilnad på dei minste og dei største sandkorna (bratt kurve), seier vi at sorteringa er god. Ei god kornfordeling har altså korn med same storleiken. Om kornfordelingskurva derimot er flat, indikerer det ei dårleg sortering. På figur­ en finn du ein sand med god sortering (A) og ein sand med dårleg sortering (B).

Vi kan nytta kornfordelingskurva for å finne den rette diameteren på sanden som skal brukast i sandpakkinga, avstanden mellom vindingane i filteret og spalteopninga i botnforingane. På kornfordelingskurva på figuren er det markert ein del punkt. D10 vil seie at 10 % av korna har større diameter enn den diameteren som svarer til D10, og at 90 % av korna har mindre diameter. Diameteren for D10 les vi av til millimeter. D40 og D90 er definerte på tilsvarande måte.

Produksjonsproblem og utbetringsmetodar

Det er utarbeidd ein metode (Swartz’ metode) som blir ein del brukt. Ein ser der på forholdet mellom kornstorleiken for D90 og D40 og kallar forholdet ein sorteringskoeffisient. Sorteringskoeffisienten (C) blir da utrekna slik:

D40 D90 • Dersom C er mindre enn 3. har sanden god sortering. • Dersom C ligg mellom 5 og 10, har sanden dårleg sortering. • Dersom C er større enn 10, har sanden svært dårleg sortering.

Denne sorteringskoeffisienten (C) kan brukast til å finne rett storleik på korna i sandpakkinga og rett opning mellom vindingane på eit filter. Vi kan da rekne ut det vi vil vite slik:

Storleiken på sandkorn i ei sandpakking Diameteren på korna i sandpakkinga er avhengig av korleis sanden er pakka. Vi skil mellom to måtar. • laust pakka sand i reservoaret • tett pakka sand i reservoaret

Tett pakking

Figur 5.10 Tett og laus pakking av sand

Normalt finn vi tett pakking, og da kan vi gjere desse utrekningane for å finne den rette storleiken på korna:

• Er C mindre enn 3, har sanden god sortering. Kornstorleiken på sandpakkinga: 6 • D10. • Ligg C mellom 5 og 10, har sanden dårleg sortering. Kornstorleiken på sandpakkinga: 6 • D40. • Er C større enn 10, har sanden svært dårleg sortering. Kornstorleiken på sandpakkinga: 6 • D70.

Døme Dersom C = 3 og D10 er 0,3 millimeter i ei tett pakking, bør korna i sandpakkinga vere: 6 ■ 0,3 mm = 1,8 mm. Dersom denne metoden blir brukt når vi har ei laus pakking, kan det komme formasjonssand inn i sandpakkinga og plugge ho igjen.

Kapittel 5

Avstanden mellom vindingane i filteret Dersom det ikkje skal vere sandpakking på utsida av fdteret, bør vi følgje denne hovudregelen for å finne avstanden mellom vindingane (sjå figur 5.10).

Figur 5.10 Avstand mellom vindingane i filteret

• Er C mindre enn 3, har sanden god sortering. Avstanden mellom vindingane: 2 • D10. • Ligg C mellom 5 og 10. har sanden dårleg sortering. Avstanden mellom vindingane: 2 • D40. • Er C større enn 10. har sanden svært dårleg sortering. Avstanden mellom vindingane: 2 • D70.

Døme Dersom C = 3 og D10 er 0.3 millimeter i ei tett pakking, bør av­ standen mellom vindingane vere: 2 • 0,3 mm = 0,6 mm.

Skal vi få eit godt resultat med sandpakking, bør desse vilkåra vere oppfylte: • ikkje bruk sandpakking dersom det ikkje er mogeleg å få sandpakkinga meir enn 7 centimeter tjukk • bruk så store korn som råd for å få best mogeleg permeabilitet og minst mogeleg trykkfall. Korna må ikkje vere så store at formasjonssanden kan komme inn i sandpakkinga • dersom sandanalysen viser dårleg sortering, bør vi dimensjonere etter dei minste sandkorna • vel ein plasseringsteknikk som ikkje gir ei blanding av formasjonssand og sandpakking • bruk ei plasseringsvæske (plasserings-fluid) som ikkje inneheld ureiningar

5.1.5 Konsolidering av sand med kjemikal (bindemiddel) Den viktigaste årsaka til sandproblem er at sanden er for dårleg sementert (ukonsolidert) til å halde korna på plass når brønnvæska begynner å strøyme. Det kan vi gjere noko med. Vi kan føre eit plas­ tisk sementeringsstoff i store nok mengder til bergarta rundt brøn­ nen slik at korna ligg i ro.

Produksjonsproblem og utbetringsmetodar

Dei første forsøka med dette vart gjorde i 1940-åra. Da nytta ein harpiks. Seinare er det utvikla ei mengd ulike bindingsstoff. Dei fleste er plastbaserte. Det bindingsstoffet som ein vel, må oppfylle ein del krav: • det må ha låg nok viskositet, slik at det er lett å pumpe, og slik at det ikkje legg seg i så tjukke lag at det blokkerer porene • det må binde seg til korna • herdetida må vere relativt kort, men ikkje så kort at herdinga tek til før bindemiddelet er pumpa på plass • det må ikkje skje ein uønskt reaksjon mellom bindemiddelet og formasjonsvæska. • bindemiddelet må vere stabilt i lang tid og ikkje bli nedbrote av formasjons vatn, olje, gass eller syre • det må vere eit kostnadseffektivt stoff. Dei fleste slike stoff er dyre, og det kan vere vanskeleg å få god økonomi i prosjektet

Plassering av bindemiddel Bindemiddelet kan plasserast på denne måten: Set bindemiddelet til væska. Blandinga inneheld da 15-25 % bindemiddel. Rett før vi pumpar inn væska, set vi til ein herdar. Når vi plasserer bindemiddelet i brønnen, må vi rekne ut nøyaktig når det har komme inn i formasjonen. Når bindemiddelet er plassert i formasjonen, stansar vi pumpene. Bindemiddelet bind seg til korna, mens væska gjer at porene ikkje blir blokkerte. Når bindemiddelet har herda, sirkulerer vi ut væska.

Vi kan også bruke ein metode der det meste av den væska vi pumpar ned, er bindemiddel, med eller utan herdar. Etter at vi har pumpa bindemiddelet inn, pumpar vi inn ei ny væske som skal spyle vekk overflødig bindemiddel, slik at vi får att permeabiliteten. Område som ikkje blir gjennomspylte med væske, kan bli plugga. Denne typen sandkontroll er lite brukt. Det kjem ikkje berre av at metoden er dyr, men også av at det er stor fare for at noko kan gå gale. For å få eit godt resultat bør vi berre kontrollere nokre få meter brønnhøgd om gongen. I fall vi kontrollerer større høgder, fordeler bindemiddelet seg ujamt, og det er stor fare for plugging eller redusert permeabilitet.

5.2 Syrebehandling Syrebehandling kallar vi den operasjonen der vi pumpar syrer ned i brønnen eller inn i reservoaret for å auke produksjonen. Ulike syrer blir pumpa ned i reservoaret, men ikkje alle syrer eignar seg like godt til dette formålet, og det blir stilt ein del krav som må oppfyl­ last: • Det reaksjonsproduktet som blir laga når syra reagerer med andre stoff nede i reservoaret, må vere løyseleg. Med det meiner

Kapittel 5

vi at det stoffet som er att etter at reaksjonen er ferdig, må vere løyseleg i reservoarvæsker. Dersom dette kravet ikkje blir opp­ fylt, kan det stoffet som blir laga av reaksjonen, tette porene og på den måten øydeleggje resultatet av syrebehandlinga. Dersom porene blir plugga, blir produksjonsevna til bergarta redusert, og arbeidet med å auke produksjonen frå bergarta er mislukka.

• Ei syre har låg pH-verdi og er da meir eller mindre korrosiv. Det speler ei viktig rolle når vi bruker syra nede i reservoaret. Syra må pumpast ned gjennom brønnen og kjem derfor i kontakt med foringsrør, produksjonsrør og anna utstyr som er montert der. Denne kontakten mellom syra og brønnen gir fare for korrosjon og kan øydeleggje sjølve brønnen, slik at vi kan få omfattande reparasjonar. Det er ikkje ønskjeleg, og vi stiller derfor krav til den syra som skal brukast. Det må blant anna vere mogeleg å behandle ho med tilsetj ingsstoff som kan hindre korrosjon. Vi seier at vi inhibiterer syra. • Syra må heller ikkje vere så etsande og giftig at det går ut over tryggleiken. Vi skal trass alt arbeide med syra.

• Endeleg må syra ha ein pris som gjer at arbeidet lønner seg. Vi pumpar syre ned i reservoaret for å auke produksjonen. I fall syra kostar meir enn det vi tener på den auka produksjonen, seier det seg sjølv at det ikkje kan vere lønnsamt.

Vi bruker syrer i fleire situasjonar i ein brønn, men det er ikkje mogeleg å løyse alle brønnproblem med syre. Samtidig er det også ein viss sjanse for at noko skal gå gale, slik at brønnen produserer dårlegare enn han gjorde før vi behandla han med syre. Derfor må vi vurdere bruken av syre som behandlings­ metode frå gong til gong. I desse situasjonane er det vanleg å bruke syre: • Når vi vil fjerne eller redusere ein formasjonsskade. Ein del av dei skadane vi kan få i eit reservoar, er det ikkje mogeleg å gjere noko med. Somme av dei skadetypane vi kan reparere med syrebehandling, er avsetning i porene frå det slammet som vart brukt da vi bora, mineralkorn som følgjer med væska når vi produserer, og svelleire.

• Når vi vil auke permeabiliteten i bergarter som har låg perme­ abilitet, utan at det har skjedd skade. • Når vi vil reinse opp i botnen av brønnen etter at vi har bora eller overhalt. Vi pumpar da syre ned i brønnen utan at ho blir pressa inn i reservoaret. På den måten kan vi fjerne slamrestar og avfall etter perforeringa.

Produksjonsproblem og utbetringsmetodar

5.2.1 Syretypar Som nemnt finst det mange ulike syretypar. Vi kan dele dei i to grupper, organiske og uorganiske syrer. Begge typane blir brukte i samband med syrebehandling i brønnar og reservoar. La oss sjå litt nærmare på desse to hovudgruppene av syrer.

Uorganiske syrer Saltsyre (HCI) Dette er den syra som blir mest brukt. Hovudårsaka til det er at salt­ syra er relativt billig og lett å behandle med tilsetjingsstoff som hindrar korrosjon. Samtidig kan ho brukast utan fare for dei som arbeider med ho. Når vi kjøper saltsyre, har ho ein konsentrasjon på 35 %. Vi fortynnar ho med vatn til den konsentrasjonen som skal brukast. Vanleg konsentrasjon ligg mellom 5 % og 20 %. Dersom saltsyra har sterkare konsentrasjon enn 20 %, blir det vanskelegare å blande ho med tilsetjingsstoff. Den mest brukte konsentrasjonen ligg omkring 15 %. Saltsyra kan brukast til desse formåla: • syrebehandle kalkstein og andre karbonatbergarter • behandle sandstein som inneheld meir enn 20 % kalk • fjerne slamrestar og andre ureiningar i botnen av brønnar • løyse opp belegg (scale) • før- og etterbehandle med flussyre • tynne ut flussyre

Saltsyre gir reaksjonsprodukt som kan løysast i dei fleste bergartene.

Flussyre (HF) Dette er også ei mykje brukt syre, for ho er den einaste syra som løyser leirmineral og kvarts. Flussyra blir sjeldan nytta i konsen­ trasjonar over 3 % ettersom ho er svært etsande og lett gir uløyse­ lege utfellingar når konsentrasjonen blir sterkare. Flussyra blir aldri brukt aleine. Som regel blandar vi ho med saltsyre i forholdet 3 % HF og 12 % HCI. Flussyra kan også blandast med fosforsyre. Flussyre blir alltid brukt i store mengder. Årsaka til det er at ho i byrjinga har ein tendens til å gi formasjonsskade. Vi må bruke så mykje syre at vi fjernar den skaden som syra har laga, og den skaden vi eigentleg skulle fjerne med syra.

Flussyra kan ikkje brukast i kalkstein eller i bergarter som har eit visst innhald av kalkstein. Grunnen til det er at denne syra reagerer med kalksteinen og gir uløyselege utfellingar. Det er heller ikkje heilt ufarleg å nytte denne syra. Dersom ho kjem i kontakt med hud, etsar ho djupe sår utan at det gjer vondt før det er for seint. Flussyra er også giftig. For å redusere risikoen kan vi lage til syra rett før vi skal bruke ho.

Kapittel 5

Organiske syrer Dei organiske syrene lite korrosive samanlikna med dei uorganiske. Dei kan nyttast saman med saltsyre og flussyre. Dei mest brukte organiske syrene er:

Eddiksyre (CH3COOH) Denne syra kan brukast i karbonatbergarter (kalkstein). Eddiksyra er svakare enn saltsyra og gir eit dårlegare økonomisk resultat og blir derfor berre brukt i spesielle tilfelle.

Maursyre (CHOOH) Maursyre er sterkare enn eddiksyre, men ikkje så sterk som saltsyre. Maursyra er lett å blande (inhibere) med tilsetjingsstoff, og ho blir normalt nytta saman med saltsyre og flussyre for at ein skal få betre effekt av tilsetjingsstoffa.

Kloreddiksyre (CICH2COOH) Denne syra blir laga av ei blanding av tørrstoff og vatn. Syra har eit avgrensa bruksområde.

Sitronsyre (C6H8O7), glukonsyre (C6H)2O7) og mjølkesyre (C3H6O3) Dette er organiske syrer som ikkje blir brukte som hovudsyrer. Den vanlegaste bruken er som tilsetjingsstoff for å hindre at det blir utfelt uløyselege jernsambindingar.

5.2.2 Syrebehandlingsmetodar Som vi har sett, er det ein nær samanheng mellom bergarta og den typen av syre som vi kan bruke for å auke produksjonsevna. Før vi vel behandlingsmetode, må vi kjenne til korleis bergarta er samansett, kva for væske som er i porene, mettingar (S), trykkforhold i formasjonen, permeabilitet og eventuell formasjon­ sskade. Desse opplysningane kjem fram etter at vi har analysert kjerneprøver og trykkoppbyggingstestar. Dersom vi vel galen metode, galen syre eller gale tilsetjingsstoff, risikerer vi at arbeidet blir mislukka. Syrebehandling er dyrt, og det er derfor viktig å plan­ leggje arbeidet godt. Servieeselskap som har spesialisert seg på dette området, tek arbeidet med syrebehandling. Dei mest brukte metodane er • lågtrykksbehandling • syrefrakturering • brønnreinsing

Produksjonsproblem og utbetringsmetodar

Lågtrykksbehandling Med denne metoden pumpar vi syra på ein slik måte at bergarta ikkje sprekk opp. Det vil normalt seie at vi pumpar med liten rate, slik at den syra som blir pumpa ned i formasjonen, forsvinn inn i bergarta utan at bergar­ ta sprekk opp (sjå figur 5.11).

p rfrak

p r syre

Figur 5.1I Lågtrykksbehandling med syre

Formålet med metoden er å fjerne formasjonsskade, det vil seie skadar som kjem av prosessar som tettar porene. Det er derfor viktig at syra kjem inn i flest mogeleg porer, for å få det resultatet vi ønskjer. Vi bruker saltsyre i kalk­ stein og ei blanding av saltsyre og flussyre i sandstein. Dei skadetypane vi kan behandle, er svelleire, belegg frå boreslam, sementvæsker, overhalingsvæsker og ulike par­ tiklar som blir pressa inn i poresystemet.

Nedanfor skal vi sjå på framgangsmåten for ei typisk syrebehan­ dling av sandstein som har formasjonsskade. Skaden kjem av svelleire. • Førbehandling (eng.: preflush) med saltsyre. • Hovudbehandling med 12 % saltsyre og 5 % flussyre. • Etterbehandling (eng.: afterflush) med 15 % saltsyre.

Førbehandling med saltsyre Vi bruker ei saltsyre på 15 %. Ei førbehandling (eng.: preflush) med saltsyre har fleire fordelar. Formasjonsvatnet blir pressa innover slik at det ikkje blir kontakt mellom flussyra og salthaldige væsker som kan gi utfellingar. Samtidig løyser saltsyra opp det som måtte finnast av karbonat. Når karbonata blir oppløyste, får vi ikkje felling mellom karbonatet og flussyra. Det gir som nemnt ei uløyseleg utfelling. Den mengda som blir brukt til førbehandling, kan vere opp mot 1,0 m3/m reservoarhøgd.

Hovudbehandling med 12 % saltsyre og 5 % flussyre Det er denne syrebehandlinga som skal gjere det meste av etsinga. Slamrestar blir oppløyste saman med ein del av leira i sandsteinen. Dette gjeld likevel ikkje barytt. Problemet med ei slik syreblanding er at ho ofte ikkje kjem lenger inn i bergarta enn 15 centimeter før ho blir nøytralisert. Det kjem av at flussyra reagerer svært raskt. Ein skade som sit lenger inne, blir med andre ord lite påverka. Mengda av denne syra ligg på det doble av forbruket ved førbehandlinga. Årsaka til det store forbruket er at vi må behandle det same området mange gonger, ettersom flussyra til å begynne med gir skade.

Etterbehandling med I 5 % saltsyre Etterbehandlinga (eng.: afterflush) skal verke som ein buffer mel­ lom syra som blir brukt i hovudbehandlinga, og den væska som blir pumpa inn til slutt. Etterbehandlinga skal presse flussyra lenger inn

Kapittel 5

og redusere mengda med nøytralisert flussyre nær brønnen. Volumet av den syra som blir nytta til etterbehandling, er halvparten av det volumet vi bruker i hovudbehandlinga.

Utrekning av nødvendig syrevolum Når vi bruker saltsyre, kan vi vente å få ei behandlingsdjupn på 1-1,5 meter. Behandlingsdjupna for hovudbehandlinga blir som nemnt sjeldan over 15 centimeter når vi nyttar flussyre.

Vi skal sjå på korleis vi kan rekne ut volumet av den syra vi treng til ei førbehandling. For å finne det nødvendige volumet bruker vi denne formelen: V = ir • (R2 - r2) • h ■ 0

der V = nødvendig syrevolum (m3) for å nå inn R meter R - kor langt inn i reservoaret syra er plassert målt frå sentrum av brønnen (m) r = radien på brønnen (m) h = høgda av det reservoaret som blir syrebehandla (m) 0 = porøsiteten til bergarta (kor stor del i prosent eller kor stor frak­ sjon av bergarta som er holrom)

Døme på utrekning av syrevolum Vi skal finne ut kor mykje saltsyre vi treng til førbehandling, når vi har desse opplysningane: • syra skal gå 1,2 meter inn i reservoaret (frå sentrum av brønnen) • porøsiteten er 25 % • brønndiameteren er 7 tommar (ein tomme er 25,4 millimeter) • høgda som skal behandlast, er 12 meter

Løysing

V = jr • (1,22 - 0.08892) -12- 0,25 = 13,44 m3

Det finst også diagram som kan brukast ved slike utrekningar.

Sy refraktu re r i ng Syrefrakturering går ut på å pumpe syre inn i reservoarbergarta så raskt at belastninga blir så stor at bergarta sprekk. Formålet er å lage sprekkar i bergarta som går langt innover. Når sprekken er laga, ønskjer vi å etse veggen med syre for å auke transportevna for væske (fluid) i sprekken. Denne forma for behandling blir helst brukt i reservoar med låg naturleg permeabilitet, heilt ned i 1 md. Når sprekken først har opna seg, går han djupare og djupare inn i

Produksjonsproblem og utbetringsmetodar

bergarta, heilt til trykket i syra går så mykje ned at utvidinga stop­ par. Sprekkane ligg oftast i vertikalplanet (sjå figur 5.12), men dei kan også liggje horisontalt.

Figur 5.12 Syrefrakturering

Utforminga av sprekkane er avhengig av • pumpetrykket • eigenskapane til bergarta • det totale volumet av væske som blir pumpa inn • væsketapet frå sprekkane • viskositeten til væska som blir pumpa inn

For at sprekkane skal gå så langt innover som råd, er det viktig å halde væsketapet under kontroll. For å få det til gir vi væska spe­ sielle eigenskapar med tilsetjingsstoff, som det finst fleire typar av. Rekkjefølgja på ei syrefrakturering kan vere: • pumpe vatn med høg viskositet (eng.: gelled water) • pumpe saltsyre med ein konsentrasjon på mellom 15 % og 28 % • pumpe vatn med høg viskositet

Skal vi få ein sprekk som går 120 meter inn, kan det gå med om lag 5,5 m3 for kvar meter brønnhøgd. Den væskemengda vi treng, er også avhengig av korleis sprekken blir.

Brønnreinsing Dette er ei syrebehandling der syra blir pumpa ned i den nedste delen av brønnen for å løyse opp avsetningar i perforeringane, på holveggen og på anna brønnutstyr, til dømes på filter (eng.: screen) og sandpakking. Syra må her få ei viss tid til å reagere, gjerne med samtidig omrøring. Til omrøringa nyttar vi innpumpingsrøret. Det kan brukast mange ulike syresamansetjingar til ei slik oppreinsking, alt etter skaden og formasjonen og etter den typen utstyr som er plassert i brønnen. Ei mykje brukt væske er saltsyre med konsen­ trasjonar på opptil 15 % som er tilsett ein korrosjonsinhibitor og eit

Kapittel 5

overflateaktivt stoff. Det overflateaktive stoffet blir nytta for å finfordele (dispergere) uløyseleg stoff, slik at det blir lettare å fjerne dei frå brønnen og å bryte eventuelle emulsjonar og redusere vassmettinga nær brønnen.

5.2.3 Tilsetjingsstoff i syra Det blir brukt svært mange ulike stoff som tilsetjingsstoff i ei syre. Kjemisk sett har mange av dei komplekse samansetjingar. Vi skal her berre sjå på namnet og formålet til nokre av dei viktigaste tilsetjingsstoffa. Stoffa kan klassifiserast i fleire grupper: • overflateaktive stoff • stoff for å binde jern • stabilisator for leire • viskositetsdannande stoff • blokkerande stoff • dobbeltverkande løysemiddel • tilsetjingsstoff for å betre oppreinsinga

Overflateaktive stoff Desse stoffa påverkar grenseflatespenninga mellom to væsker eller mellom ei væske og ei bergart. Det er nødvendig med ulike over­ flateaktive stoff i ulike bergarter, som sand og kalk. Døme på vik­ tige tilsetjingsstoff i denne gruppa er: Korrosjonsinhibitor. Dette er det viktigaste av alle tilsetjingsstoff som blir brukte i ei syrebehandling. Denne inhibitoren gjer det mogeleg å bruke sterke syrer utan å øydeleggje brønnutstyret. Vi kan klassifisere dei som organiske og uorganiske. Begge typane er giftige. Den mengda som trengst, er avhengig av syretypen, syrekonsentrasjonen, brønntemperaturen og av den nødvendige vernetida til dei metalla som er i bruk. Emulsjonsbrytar. Dette stoffet blir tilsett for å hindre at det utviklar seg ein emulsjon mellom syra og oljen i porene.

Stoff for å fmfordele (dispergere) og halde fine partiklar svevande. Dette stoffet er nødvendig for å transportere slike partiklar ut av bergarta for å hindre plugging. Skumdannande stoff. Somme av dei overflateaktive stoffa gjer at det blir produsert skum når dei kjem i kontakt med gass og vatn. Skumeffekten gjer at det blir lettare å presse dei væskene som er att etter reaksjonen, ut av poresystemet.

Stoff som bind jern Saltsyre kan frigjere jern frå mineral og belegg. Dette jernet kan transporterast inn i poresystemet og bli avsett der, eller det kan bli

Produksjonsproblem og utbetringsmetodar

avsett på brønnutstyr. For å hindre at det skjer blir det tilsett eit stoff som motverkar denne prosessen. Av stoff som passar til dette, kan vi nemne ein del av dei organiske syrene, som sitronsyre, mjølkesyre, glukonsyre og eddiksyre.

Stabilisator for leire Leire er små mineralpartiklar som finst i dei fleste bergartene i varierande mengd. Leirpartiklane har stor overflate, slik at dei svært lett reagerer med væsker som dei kjem i kontakt med. Reaksjonen kan anten vere svelling eller lausriving av partiklar, som i neste omgang kan gi plugging. Dei stabilisatorane som blir brukte i dag, hindrar både svelling og lausriving av leirpartiklar.

Viskositetsdannande stoff Desse stoffa aukar viskositeten i syrevæska. Formålet er å redusere tapet av væske ved syrefrakturering og på den måten få større sprekkar.

Blokkerande stoff Formasjonsskaden er gjerne ulikt fordelt over høgda på reservoaret. Der skaden er størst, er gjerne potensialet for produksjon best. For å hindre at syra blir ujamt fordelt når ho blir pumpa inn, kan vi bruke blokkerande stoff. Det er spesielt viktig når vi arbeider med tjukke soner. Vi nyttar dei blokkerande stoffa anten for å stengje for perforeringane eller for sjølve bergarta. Perforeringa kan blokkerast med stoff som inneheld flate eller kuleforma partiklar eller kjemiske stoff. For å blokkere sjølve poresystemet bruker vi kjemiske stoff som polymerar.

Dobbeltverkande løysemiddel Desse løysemidla har den eigenskapen at dei er løyselege i både olje og i vatn eller syre. Det gjer dei viktige som tilsetjingsstoff. Med desse stoffa kan vi • reinske betre opp etter syrebehandlinga • auke løyseevna til korrosjonsinhibitoren i syra • hindre at bergarta blir endra frå vassfukta til oljefukta • halde overflateaktivt stoff i løysing

5.2.4 Frakturering Formålet med fraktureringa er å auke produktiviteten til ein brønn. A frakturere vil seie å lage sprekkar ut frå brønnen med væske (fluid) som blir pumpa inn i bergarta med høgt trykk og høg rate. Metoden er på mange måtar den same som blir brukt til syrefrak­ turering. Skilnaden på syrefrakturering og frakturering er at det ikkje blir brukt syre når vi frakturerer. For at sprekkane ikkje skal falle saman etter at arbeidet er ferdig, pumpar vi inn partiklar (eng.: proppants) som skal halde dei opne (sjå figur 5.13).

Kapittel 5

Figur 5.13 Frakturering med bruk av partiklar

Dette er ein metode for å auke produksjonen som vart brukt første gong i byrjinga av 1950-åra, men metoden er utvikla mykje sidan den gong. Det er teke i bruk nye væske (fluid), nye tilsetjingsstoff og nye partiklar.

Fraktureringsmekanikk Desse forholda er avgjerande for om vi begynner å lage sprekkar, og for kor store dei skal vere i utstrekning: • spenningstilstanden rundt brønnen • eigenskapane til bergarta • eigenskapane til den væska som vi skal gjere fraktureringa med • injeksjonsmåten

På ei viss djupn er bergarta i ein slags kompresjonstilstand. Kor stor kompresjon vi har, er avhengig av kor djupt vi er, og av kor stort trykk det er i porene. Denne kompresjontilstanden verkar både i ver­ tikal og horisontal retning. Sedimentære bergarter har liten strekk­ styrke i seg sjølv. I fall vi skal kunne lage sprekkar i ei bergart, må dei kreftene vi tilfører, vere større enn kompresjonskreftene i berg­ arta. Det er vanleg å dele desse kompresjonskreftene i tre kompo­ nentar. Vi seier at vi dekomponerer kreftene. Kompresjonskreftene blir inndelte i to komponentar som ligg i horisontalplanet, mens den tredje komponenten ligg i vertikalplanet (sjå figur 5.14). Figur 5.14 Spenningskomponentar i bergartar

Det er mogeleg å rekne ut kompresjonsspenningane i ei bergart. Dei er avhengige av om bergarta er tett eller porøs. Vi skal sjå på korleis vi kan rekne ut den vertikale og dei horisontale spenningane. For å vise desse spenningane er det vanleg å bruke desse bokstavkodane (sjå figur 5.14):

øv = den vertikale kompresjonsspenninga ah = den horisontale kompresjonsspenninga

Produksjonsproblem og utbetringsmetodar

For å rekne ut spenningane bruker vi desse formlane: øv = 0,1 • p • h - p der: cjv

h p

p

= vertikal kompresjonsspenning (bar) = kor djupt bergarta ligg (m) = gjennomsnittleg densitet til den bergarta, som ligg over (kg/dm3) = trykket i porene (bar)

u oh = —----- (0,1 • p • h) 1 -u (ih ia

= horisontal kompresjonsspenning (bar) = Poissons forhold. For bergarter varierer dette mellom 0,15 og 0,40, og den kan finnast ut fra loggar.

Vi skal sjå på eit døme der vi reknar ut både den vertikale og den horisontale kompresjonsspenninga.

Døme Rekn ut den vertikale og den horisontale kompresjonsspenninga i eit kalksteinsreservoar med eit reservoartrykk (poretrykk) på 400 bar. Reservoaret ligg på 2700 meters djupn. Densiteten til bergartene over er 2,30 kg/dm3, og Poissons forhold er 0,25.

Løysing øv = 0,1 • p • h - p øv = 0,1 • 2,3 ■ 2700 - 400 = 221,0 bar 0 25