Trykk-kontroll : utstyr og teori 8241200862 [PDF]

Zitiervorschau

NASJONALBIBLIOTEKA VD. I BANA POSTBOKS 278 ■ 8601 MO

Jan-Henrik Johnsen

TRYKK-KONTROLL Utstyr og teori

Vett&Vitenas

© Vett & Viten A/S 1991 2. utgave 1992 ISBN 82-412-0086-2

Illustrasjoner: Susanne Kihle og Bjørn Norheim

Printed in Norway 1992

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

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

Forord

Trykk-kontroll inngår i en serie av læremidler innen boretekniske fag. Hensikten med serien er å dekke behovet for norske lærebøker både på det grunnleggende og det videregående nivå i henhold til eksisterende fag­ planer. På enkelte områder går boka imidlertid utover dette nivå, og kan derfor også benyttes i undervisningen på de videregående borekurs. I denne utgaven er det tilføyet avsnitt om volumetrisk metode og om boreproblemer i områder med grunn gass. Dessuten er det foretatt endel min­ dre endringer og rettelser. Forlaget

Innhold

/. GENERELT OM TRYKK-KONTROLLUTSTYR

9

2. BOP-VENT1LER 10 2.1 Ringromsventil (annular preventer) 10 2.2 Rammeventiler(piperam, blind/shear ram). 13 2.3 Oppbygging av BOP-stakken (BOP-stack) 18 2.4 BOP-stakkens styresystem 23

3. UTSIRKULER1NGSUTSTYR 29 3.1 Sirkulasjonshode 30 3.2 Borestrengsventiler 30 3.3 Kontroll-rør (kili-og chokeline). 31 3.4 Utsirkuieringsmanifold (chokemanifold) 3.5 Avledningsanlegg (diverter) 35 4. VARSL1NGS1NSTRUMENTER 38 4.1 Borehastighetsmåler 38 4.2 Slamtanknivåmåler Slamreturmåler 39 4.3 40 4.4 Gassdetektor 40 4.5 Trip-tank

32

38

5. FUNKSJONS- OG TR YKKTESTING A V UTSTYRET 6. TRYKK-KONTROLL TEORI 42 6.1 Fysiske grunnbegreper 42 — Masse 42 — Akselerasjon 42 - Kraft 42 — Tyngde 42 — Tetthet 43 — Relativ tetthet 43 — Trykk 43

7. TRYKK 1 VÆSKER 44 7.1 Hydrostatisk trykk 45 7.2 Trykkgradient 46 7.3 Ekvivalent slamtetthet 46

8. TRYKK 1 GASSER 48 8.1 Gassloven 48 8.2 Gassutvidelse 49 8.3 Innestengt gass 50

41

9.

TRYKK 1 BERGARTER 52 9.1 Overlagringstrykk 52 9.2 Formasjonstrykk 52 9.3 Oppbrytningstrykk 54 9.4 Formasjonstyrketest 55

10. DETEKSJON AV HØYTRYKKSONER 10.1 For boring 57 10.2 Under boring 57 10.3 Etter boring 61

57

//. TRYKKFORHOLD I BRØNNEN 62 11. 1 Statiske trykkforhold 62 11. 2 Dynamiske trykkforhold 64 11. 3 Trykktap i chokeline 65

12. ÅRSAKER TIL INNSTRØMNINGfKIKK)

67

12.1 Økning i formasjonstrykket 67 12.2 Reduksjon av slamtrykk 67

13. INDIKASJONER PÅ INNSTRØMNING (KIKK) 69 13.1 Indikasjon på kikk under boring 69 13.2 Indikasjon på kikk under uttrekking av borestrengen

13.3 Indikasjoner på kikk ved innkjøring av borestrengen

14. 1NNSTENGNINGSPROSEDYRER 72 14.1 Under boring 72 14.2 Under ut/innkjøring av borestrengen (tripping) 14.3 Håndtering av grunn gass 74

15. BEREGNING AV SLAM VOLUM 16. PUMPE BEREGNINGER

71

73

76

80

17. TRYKKBEREGNINGER PÅ STENGT BRØNN 83 17.1 Innstengningstrykk 83 17.2 Beregning av ny slamtetthet (killmud weight, KMW) 17.3 Beregning av tetthet til innstrommet væske/gass 86

18. BEREGNING AV MAASP. 89 (Maximum Allowable Annalar Surface Pressure)

19. UTSIRKULERINGSMETODER 91 19.1 Borekrona befinner seg på bunnen av bronnen 19.2 Under inn-eller utkjøring av borestreng 99 19.3 Alt utstyret ute av brønnen 99 6

71

91

86

20. VEDLEGG Tabeller: Tabell i : Kapasitet til boreror Tabell 2: Kapasitet til en sylinder Tabell 3: Kapasitet til volum mellom pumperor og boreror Tabell 4: Kapasitet til volum mellom åpent hull og boreror Tabell 5: Kapasitet til volum mellom åpent hull og vektror Tabell 6: Pumpekapasiteter

Skjemaer: 1. Weekly Sub-Sea BOP test 2. Choke and Kili manifold test 3. BOP stump test 4. Nortrym Diverter System Test 5. Leak off test report 6. Well Shut in procedure while on bottom, «Treasure Scout». 7. Well Shut in procedure while tripping «Treasure Scout» 8. Well Killing Work Sheet Litteraturliste

7

1. Generelt om trykk-kontrollutstyr Under en boreoperasjon skal trykket som utøves av slamsøylen være større enn formasjonstrykket. Dersom slamtrykket av en eller annen grunn er lave­ re enn formasjonstrykket, vil væske og/eller gass fra formasjonen strømme inn i brønnen. Vi har fått en kikk. Brønnen må forsegles så snart kikken er oppdaget, og innstrømmet væske/gass må sirkuleres ut slik at likevekt i brønnen igjen gjenopprettes ved at tyngre slam pumpes ned i brønnen. Trykk-kontrollutstyr har derfor en svært viktig funksjon under boreoperasjonen. BOP-utstyret kan inndeles i følgende hovedgrupper: — BOP-ventiler (kap. 2) — Utsirkuleringsutstyr (kap. 3) — Varslingssystemer (kap. 4) (BOP - blowout preventer - utblåsningssikring)

9

2. BOP-ventiler

BOP-ventilene kan deles inn i to hovedtyper: — Ringromsventil (annular preventer) — Rammeventiler (piperam, blind/shear ram). Felles for begge typer er at de er i stand til å forsegle ringrommet mellom bronnveggen og borestrengen. En BOP-ventil er karakterisert ved arbeidstrykket (dvs. det maksimale trykk den tåler) og den indre diameter (dvs. maksimal diameter på redska­ per som kan fores gjennom ventilen). Eksempel: En I8V4" x 10.000 ventil betyr at ventilen har en innvendig diameter på I8V4" og et arbeidstrykk på 10.000 psi (680 bar). Ventilene trykktestes fra fabrikken til et høyere trykk enn arbeidstrykket.

2.1 Ringromsventil (annular preventer) Ringromsventilen (annular preventer) er som regel den første ventilen i BOP-stakken som blir stengt i en kikksituasjon. Den består av fire hovedde­ ler: hode, kropp, stempel og pakningselement.

Pakningselement

Kropp

Fig. 2.1 Ringromsventil (Hydril GK-3000psi arbeidstrykk)

Ringromsventilen lukkes ved å mate hydraulisk væske under høyt trykk i det nedre kammeret under stempelet. Dette skyves så oppover. Det ringformede pakningselementet av gummi presses radielt inn i brønnen og lukker seg om borestrengen. Ringrommet (annulus) er dermed forseglet. 10

Fig. 2.2 Lukking av en ringromsventil (Hydril)

Ventilen åpnes på tilsvarende måte ved å presse hydraulisk væske i det ovre kammeret. Stempelet presses tilbake, og pakningselementet går tilbake til utgangsposisjonen. Denne ventiltypen kan lukke rundt borerorene (drill-pipe), gjengepartier, vektror og kei ly og er således svært fleksibel. Ringromsventilen er også istand til å forsegle åpne hull, dvs. når borestrengen er heist opp av bronnen. De fleste fabrikantene anbefaler imidler­ tid ikke dette fordi det medfører stor slitasje på pakningselementet. Pakningselementet består av en rekke metall ribber som er innstopt i en gummimasse av forskjellige kvaliteter: naturlig gummi, syntetisk gummi og neoprene gummi. Hvilken type gummi som benyttes, er stort sett avhengig av hva slags boreslam som brukes: Naturlig gummi benyttes til vannbasert slam. Syntetisk gummi benyttes til oljebasert eller oljetilsatt boreslam. Neoprene gummi benyttes ved lave temperaturer.

Fig. 2.3 Pakningselement av gummi med innstøpte metallrihher (Hydril)

Hydrogensulfid (H2S) vil redusere pakningselementets levetid, men be­ stemmer ikke hvilken type gummi som skal brukes. Pakningselementet er utskiftbart. Vi skal kort se på forskjellige typer ringromsventiler: Hydril lager 4 forskjellige typer ringromsventiler: Hydril MSP Hydril GK Hydril GL Hydril GS

11

Hydril MSP er en ventil med lavt arbeidstrykk. Denne ventilen kan be­ nyttes i forbindelse med avledningssystemet (diverter-systemet).

Fig. 2.4 Hydril MSP Hydril GK er den mest benyttede ringromventilen. Innstengningstrykket hjelper til med å holde ventilen stengt. GK-versjonen fåes med arbeids­ trykk opp til 20 000 psi. Hydril GL ble opprinnelig konstruert for bruk i undervannsventilarrangementet. Denne ventilen finnes kun i utgaver med en stor indre diameter. Hydril GS er spesielt konstruert for innkjøring av borestreng eller produksjonsror i brønnen med stengt ventil (Stripping/snubbing). GS-versjonen leveres bare i utgaver med en liten indre diameter og med høyt arbeids­ trykk.

Fig. 2.5 Schaffers ringromsventil

Schaffer lager en nngromsventil som benytter det samme lukkeprinsippet som Hydril. Et stempel skyver pakningselementet langs en sfærisk flate under en stengeoperasjon. Denne ventilen er den eneste ringromsventil hvor fabrikanten ikke anbefaler forsegling av åpent hull. Forsegling av åpent hull er vist på fig. 2.5 til høyre. Cameron markedsfører en ringromsventil: Cameron «D». Den er vist i Fig. 2.6. Av andre typer annularventiler kan nevnes Reagen KFL.

2.2 Rammeventiler (piperam, blind/shear ram) Rammeventiler (ram preventers) har en annen konstruksjon enn annular­ ventiler. Ringromsventiler presser som nevnt en gummipakning radielt inn i brønnen. Rammeventilene skyver to lukkeelementer inn i brønnen som mø­ tes midt i ringrommet og forsegler dette mot trykk nedenfra. FRONTPAKNING \ BORERØR

U-RAMME Fig. 2.7 Rammeventilens virkemåte (U-ramme)

Rammeventilene deles inn i Tire typer etter type lukkeelement som benyt­ tes: — U-type (Piperam) — Blind type (Blindram) — Skjær type (Shearram) — Variabel åpning type (Variable boreram)

13

Ventiler av U-typen har elementer med halvsirkel utsparinger med sam­ me diameter som borerorenes kropp. Elementene er utstyrt med en gummipakning på endeflaten for å få en best mulig forsegling rundt borerorene. Gummipakningen er utsatt for en viss slitasje. Ny gummi fores automatisk frem mellom metallplatene under bruk. Dermed er forseglingen også ef­ fektiv etter relativ stor slitasje av gummipakningen. Foruten frontpakning, består lukke-elementet av en topp-pakning av gummi.

Fig. 2.8 Ramme til en U-rammeventil (Schaffer)

Det er viktig at elementet er montert med topp-pakningen øverst. I mot­ satt fall er ventilen kun i stand til å tåle ca. 50 % av maksimalt arbeidstrykk. På de fleste rammeventiler er det umulig å innstallere elementet opp ned p.g.a. styrespor. Rammeventiler av blind typen benytter lukke-elementer uten utsparinger.

Fig. 2.10 Ramme til blind type rammeventil (Schaffer)

14

Fig. 2.9 Rammer av U-typen (Cameron) påmontert ny front- og topppakning. (Nortrym - 1983)

Ventilen er dermed i stand til å forsegle et åpent hull.

Blind/skjcertvpe ventil (blind/shear ram) er utstyrt med lukkeelementer påmontert kraftige kniver. Dette lukkeelementet er i stand til å kutte av borestrengen og samtidig forsegle bronnen trykkmessig. Dette utstyret benyt­ tes kun i krisesituasjoner.

Fig. 2.12 Skjær/blind rammeventilens virkemåte

Fig. 2.13 Ramme til en variabel åpnings rammeventil (Schaffer)

For borestrengen blir kuttet av må den henges av i en av U-rammeventilene (pipe ram) som er montert under blind/skjærventilen i BOP-en. En variabel åpning type ventil (variable boreram) er i motsetning til en pi­ pe ram (U-type) i stand til å forsegle rundt rør med forskjellig diameter. Dette lukkeelementet er også i stand til å forsegle trykkmessig rundt sekskantet kelly. Lukke-elementene er montert på hvert sitt stempel. Hydraulisk væske under høyt trykk presses inn bak stempelet som dermed presses horisontalt inn mot sentrum i bronnen hvor lukkeelementene møtes og ringrommet forsegles. Deretter låses stempelet i en stengt posisjon.

Fig. 2.14 Hydraulisk operasjonskrets for en rammeventil (Schaffer)

15

Cameron benytter et kilesystem («wedgelock») for låsing av stempelet med lukkeelementene. Kilelåsene er montert på ventilenes ender (se fig. 2.15) Låsemekanismen opereres hydraulisk uavhengig av stengemekanismen. En kile presses inn bak enden på stempelet og holder dette med lukkeelement i låst posisjon. Dersom ventilen låses i en lukket posisjon, kan man miste det hydrauliske trykket uten at dette vil forhindre effektiv for­ segling.

Fig. 2.15 Camerons wegdelocksystem

Fig. 2.16 Hydril MPL låsesystem

16

Hydril MPL (multiple position lock) og Rucker Shaffers LWS ram­ meventiler låses automatisk i stengt posisjon når de lukkes. Prinsippet for Hydril MPL er en skrue/clutch system som skrues bak­ over på stempelarmen når stempelet med rammer føres framover av hy­ draulisk væske. Stempelarmen og dermed lukkeelementene låses når ringrommet er forseglet. De fleste ramme-ventiler er konstruert slik at brønntrykket hjelper til med å holde ventilen lukket. Vi skal kort se på de vanligste typene ram­ me-ventiler. Cameron markedsfører i dag en type ramme-ventil: Cameron «U». Dette er kanskje den mest brukte ramme-ventilen, og den leveres i en rekke utgaver. Fig. 2.17 viser Cameron «U» ramme-ventil hvor kilelås og variable åpningsrammer er montert.

Variabel åpningsramme

Fig. 2.17 Cameron «U» med variabel åpningsramme og wedgelock

Hydril leverer en type ramme-ventil. Den kan, som for Cameron, leveres i en rekke forskjellige utgaver mhp indre diameter og arbeidstrykk.

Fig. 2.18 Hydril rammeventil

17

Schaffer markedsfører flere typer ramme-ventiler. Den mest vanlige er Schaffer «LWS» og «SL».

Fig. 2.19 Schaffer rammeventil - type «SL»

Reagen og Koomey leverer også rammeventiler.

2.3 Oppbygging av BOP-stakken (BOP-stack) De forskjellige BOP-ventilene er montert oppå hverandre i et BOP-stakk (BOP-stack). Denne er plassert tett under boredekket på landrigger, faste installasjoner og på oppjekkbare plattformer. Ved boring fra en flytende plattform plasseres den på havbunnen slik at bronnen kan forsegles selv om riggen må forlate borestedet.

Oppjekkbar plattform

Flyterigg

Fig. 2.20 BOP-stakkens plassering

18

Landrigg

Ringromsventil

Sammenkoblingsledd

Blinde/skjær erammevent

c; (J - rammeventi ler

Sammenkoblingsledd

Fig. 2.21 Typisk BOP-stokk arrangement for flyterigg (I) og fast installasjon (II)

Fig. 2.21 viser et vanlig ventilarrangement for h.h.v. flyte-rigger og laste installasjoner. BOP-stakken må ha en så stor indre diameter at borestrengen kan fores gjennom den og et arbeidstrykk som er storre enn maksimalt formasjonstrykk. Ved boring fra flytende plattformer er det vanlig å benytte to for­

skjellige BOP-stakker. Under boring av den overste delen av bronnen benyttes en BOP-stakk med stor indre diameter og et arbeidstrykk på 135 — 200 bar (2000 3000 psi). I den nedre delen av bronnen, etter at 13Vk" foringsror er satt, monte­ rer man en BOP-stakk med mindre diameter og med et høyere arbeids­ trykk.

Fig. 2.22 I8V4" -10.000 psi BOP-stakk. (Nortrym 1983)

Utviklingen går i retning av å bruke kun en BOP-stakk med stor inn­ vendig diameter (I8V4") og med et arbeidstrykk på 660 — 1000 bar (10 000- 15 000 psi). Denne monteres etter at 20” foringsror er satt. Når riggen må forlate borestedet i en krisesituasjon, kopler man fra stige­ rør (riser) m.m. ved det øvre sammenkoplingsleddet på BOP-stakken. Riser og lower marine riser package heises opp på plattformen etter at borestengen er hengt av i BOP-stakken. I krisesituasjoner henges borestrengen av i øvre piperam og kuttes av v.h.a. shear ram som ligger over piperam. Har man bedre tid, monteres et spesielt boreredskap som muliggjør avhenging i brønnhodet (wellhead) og fragjenging høyere opp. De enkelte ventilene er vanligvis koplet sammen med en klammekopling eller flens og bolter. Klammekoplingen har en rekke fordeler framfor kop­ ling med flens og bolter, bl.a. er den lettere å montere, og den låser bedre

over tid. En spesiell vogn (BOP-carrier) brukes vanligvis for a forflytte og lagre BOP-stakken når den er på riggen. Denne vognen er vist på fig. 2.24 og fig. Fig. 2.23 Klammekobling

2.25.

19

Fig. 2.25 BOP-carrier på «Trasure Scout»

20

Fig. 2.25 viser undervannsutstyret for en flyterigg. BOP-stakken er mon­ tert på permanent/temporary quide base. Den ovre delen av BOP-stakken kalles lower marine riser package og er forbundet til stigerør (riser).

Fig. 2.26 Undervarmsutstyr (Vetco)

21

Fig. 2.27 — 2.31 viser en del av undervannsutstyret som benyttes (temporary og permanent guide base, pin connector etc.)

Fig. 2.27 Nedsenking av temporary guide base (Nortrym 1983 - brønn 30/9-2)

Fig. 2.28 Klargjøring av permanent guide base med avhengt 30” foringsror. (Nortrym 1983)

Fig. 2.29 Nedkjøring av «pin connector» (sammenkoblings stigerør - permanent guide base under boring av 26. seksjon, (Nortrym 1983)

Fig. 2.30 Sammenkobling av stigerør på boredekket. (Nortrym 1983)

22

Fig. 2.31 Teleskoprør på stigerør (Nortrym 1983)

2.4 BOP-stakkens styresystem Det hydrauliske styresystemet som sorger for åpning og lukking av BOPventilene, er en sentral del av trykk-kontrollutstyret. Det er svært viktig at dette utstyret er pålitelig til enhver tid. Ventilene må kunne lukkes raskt slik at så små mengder som mulig av gass eller væske fra formasjonen trenger inn i brønnen. Rask lukking vil også redusere slitasjen på ventilene som skyldes erosjon fra boreslammet. Vi skal se på styresystemet til BOP-ventilene for en landrigg og en flyterigg.

Landbaserte styresystemer Følgende komponenter inngår i styresystemet for BOP-ventilene for et landbasert system (landrigg. jackup eller fast installasjon) — akkumulator/pumpeenhet — kontrollpanel — hydrauliske slanger med manifolder

Et slikt system er vist i fig. 2.32. Ved å operere kontrollpanelet eller fjernkontrollpanelet, aktiviseres akkumulatorenheten. Overføringen av signal kan skje hydraulisk, pneumatisk eller ved elektrisk strom. Akkumulatorenheten frigjør deretter hydraulisk væske under høyt trykk, som ledes til den aktuelle BOP-ventil som dermed

lukkes eller åpnes. 23

Fig. 2.32 Styresystem til BOP-ventilene på en landrigg

Lukketiden for de forskjellige ventilene, vil være avhengig av hvor stor mengde hydraulisk væske som er nødvendig for åpning/lukking av ven­ tilen. Generelt vil nødvendig mengde hydraulisk væske øke med BOP-ventilens indre diameter. Ringromsventiler trenger et større volum hydraulisk væske enn rammeventiler for å kunne opereres. Volumet hydraulisk væske som brukes under stengingen/lukkingen kan leses av på BOP-panelet. Dette muliggjør kontroll av operasjonen. Brukes for mye hydraulisk væske er det sannsynlig at ventilen ikke opererer som ønsket. 1 følge API (American Petroleum Institute) skal lukketiden for ringroms­ ventiler med indre diameter på 20" og mindre og større enn 20" ikke over­ skride hhv. 30 og 45 sekunder. Kontrollplanélet har av/på-brytere for de ulike ventiler og lamper som lyser (rødt eller grønt) når BOP-ventilen enten er åpen eller lukket. Gult lys i tillegg til enten rodt eller grønt betyr at ventilen holdes åpen eller stengt ved konstant operasjonstrykk fra akkumulatorenheten eller ventilasjon. Hovedkontrollpanélet er plassert på boredekket nær borepanelet for at man skal være istand til å stenge BOP-ventilene så raskt som mulig. Sys­ temet har også et fjernkontrollpanél som kan åpne eller lukke BOP-ventile­ ne dersom det er risikabelt å betjene hovedpanélet på boredekket som er plassert på boresjefkontoret. Akkumulatorenheten er hjertet i BOP-ventilens styresystem. Den skal le­ vere hydraulisk væske under trykk til BOP-stakken. Akkumulatorenheten består av akkumulatorflasker, pumper, manifold, ventiler m.m. Den hy­ drauliske væsken blir lagret under høyt trykk i akkumulatorflasker, vanlig­ vis under et trykk av 200 bar (3 000 psi). Væsken holdes under trykk ved å presse sammen gass (vanligvis nitrogen) i flaskene. Gassen overfører trykk til væsken. Gassen og væsken er adskilt v.h.a. et stempel eller en gummiballong. Når all væsken er presset ut av akkumulatorflasken, sorger en ventil for automatisk lukking og neste flaske blir koplet inn. Den tomme flaske blir automatisk etterfylt. Denne ventilen er montert i bunnen på akkumula­ torflasken. Akkumulatorflaskebankene skal etter norsk lov inneholde nok hydrau­ lisk væske slik at alle de viktigste funksjonene kan åpnes, stenges og åpnes igjen.

24

Ladegass

Akkumulatorenheten er utstyrt med forskjellige trykkreguleringsmuligheter. Dette er nødvendig for at systemet kan levere ønsket trykk. Et ek­ sempel: 200 bar (3 000 psi) er vanlig ladetrykk for en akkumulatorflaske, mens maksimalt stengetrykk for de fleste ringromsventiler er 100 bar (1 500

psi). Akkumulatorflaskene må lades etterbruk. Hydraulisk væske pumpes inn ved hjelp av en høytrykkspumpe. De fleste akkumulatorsystem sorger for automatisk ladning av flaskene når trykket synker under en viss minste verdi, (vanligvis ca. 90% av ladetrykk). Gummibal long

Hydraulisk væske

Ventil

Fig. 2.33 Akkumulatorflaske med gummiballong (Koomey)

Fig. 2.34 Lading av akkumulatorflaske av stempeltypen (Cameron)

Undervanns styresystem (flyterigg) Styresystemet for BOP-ventiler som er plassert på havbunnen, er noe mer komplisert oppbygd sammenliknet med et landbasert system. To forskjellige systemer er blitt utviklet: et hydraulisk- og ett elektro-hydraulisk system. Fig. 2.35 viser et hydraulisk styresystem for undervannsbruk. Systemet består av to kontrollpanél; et elektrisk minipanél og borers panél, foruten akkumulatorenhet og hydrauliske slanger ned til to kontrollmanifolder som er montert på BOP-stakken.

Den hydrauliske væsken som benyttes for å operere BOP-en, lades og lagres i akkumulatorflaskene som befinner seg på plattformen («Koomeyrommet») og på selve BOP-stakken. Væsken mates gjennom slanger som går fra akkumulatorenheten til hver sin kontrollmanifold (pod) på BOPstakken. Herfra går hydrauliske ledninger til hver operasjonsenhet. Hver manifold inneholder hydrauliske styreventiler som opereres fra overflaten. Kommandoen er elektriske signaler for et elektrohydraulisk system og hydraulisk trykk for et hydraulisk system. Fig. 2.36 viser et snitt gjennom en hydraulisk og elektrohydraulisk slange. 1 midten er en ladeslange med hydraulisk væske. Rundt denne ladeslangen er det plassert enten mindre hydrauliske kontrollslanger eller elektriske led­ ninger som opererer styreventilene i kontrollmanifolden. Slangene lagres på store ruller på boreriggen. Slangene er koplet til kontrollmanifolden på 25

Fig. 2.35 Styresystem for en undervanns BOP-stakk (Koomey)

BOP-stakken med separate ståltau. Dette muliggjør frakopling av kontrollmanifolden (pod) og at den kan heises opp til «cellar deck» for eventuell reparasjon.

26

Hydraulisk slange

Fig. 2.36 Snitt gjennom en hydraulisk - (I) og en elektrohydraulisk (II) kontrollslange.

Begge kontrollmanifoldene (blue og yellow pod) er istand til å åpne/ stenge alle BOP-ventilene, slik at dersom en manifold skulle svikte, vil det likevel være mulig å operere BOP-ventilene. Operasjonsvæsken for et undervannsstyresystem er vann som er tilsatt vannløselig olje og eventuelt frostvæske (glycol) dersom det er fare for frost. Hydraulisk væske i to lagringsenheter. Den ene beholderen har ferdigblandet hydraulisk væske, mens den andre inneholder vannløselig olje klar til oppblanding med vann. Blandingssystemet er automatisk slik at når væskenivået i reservoaret synker under et visst nivå, starter oppblanding av ny væske. Akkumulatorenheten har vanligvis to pneumatiske og en eller flere elek­ triske pumper. Dette gir god sikkerhet i tilfelle svikt enten i det pneumatis­ ke eller elektriske systemet ombord. Denne kombinasjonen skal være i stand til å lade akkumulatorsystemet ti) maksimalt trykk på under 15 mi­ nutter. Pumpene starter som regel automatisk når trykket i akkumulator­ flaskene er sunket til 90 % av ladetrykket. Vi skal kort se på hvordan styresystemet (fig. 2.37) virker når en ventil stenges. I) Fra et av kontrollpanelene genereres et elektrisk eller pneumatisk sig­ nal som sendes til akkumulator-enheten. 2) Denne sender et elektrisk signal for et elektrohydraulisk system eller en trykkpuls for et hydraulisk system gjennom kontrollslangene til kontrollmanifolden.

27

3) Kommandoen fra riggen åpner en styreventil i manifolden, og hy­ draulisk væske fra riggen og akkumulatorflaskene på BOP-stakken le­ des til den aktuelle ventilen som skal stenges/åpnes. 4) En spesiell mekanisme regulerer trykket i den hydrauliske væsken, slik at ventilen kan åpnes/stenges ved et ønsket operasjonstrykk. Som ekstra sikkerhet, kan som regel BOP-ventilene stenges/åpnes ved å sende akustiske signaler fra riggen til BOP-en. Denne overføringen av sig­ naler, benyttes bare når ingen av kontrollslangene fungerer tilfredsstillende.

ÉB? Kontrollpanel

Fig. 2.37 Akustisk styresystem

28

Utsirkuleringsutstyr

Under boring sirkulerer boreslammet fra slamtankene via pumpene ned borestrengene, gjennom dysene på borekronen opp i ringrommet og ut returroret til diverse renseutstyr. I en kikk-situasjon stenges BOP-ventilene. Boreslam må da sirkuleres forbi BOP-ventilene gjennom utsirkuleringsrørene (kili og choke line) opp til utsirkuleringsmanifold (choke-manifold) på riggen.

Boredekk Til utsirkulerings manifold

Utsirkulermgsror

Ventiltreet

Ringrommet

Kikkfluid

Fig. 3.1 Utsirkulering av en kikk på en flyterigg

Vi skal se på forskjellige utstyr som brukes under utsirkulering av en kikk. — Sirkulasjonshode. — Borestrengventiler (drillpipe BOP). Sikkerhetsventil for choke-line og kill-line (fail safe ventil). — Kontrollrør (kili-oc choke line). — Utsirkuleringsmanifold (choke manifold). — Boreslam/gass-separator. — Sirkulasjonssystem med slambehandlingsutstyr. I sirkulasjonssysmemet inngår pumper, renseutstyr, lagertanker, for siam og blandeutstyr. Dette er behandlet i E. Framnes: «Plattformtyper og boreutstyr». 29

3.1 Sirkulasjonshode Et spesielt sirkulasjonshode (killstand) monteres ofte i stedet for drivror (kelly), svivel og slange. Over sirkulasjonshodet er montert en loftenippel og under en ventil som må lukkes for å få montert sirkulasjonshodet pa toppen av borestrengen.

3.2 Borestrengsventiler Under en kikksituasjon er det viktig å forhindre gass/oije å stromme inn i og opp gjennom borestrengen. Vanligvis vil kikken stromme opp i ring­ rommet, ikke gjennom borestrengen. Vi skal se på forskjellige typer borestrengventiler: Kelly ventil (kelly cock). I hver ende av kellyen (drivroret) er det plassert en ventil som kalles kelly-ventil (kelly-kock). Disse ventilene stenges/åpnes ved å dreie en indre sylinder. Ventilene må være istand til å motstå den slitasjen som påføres av vekten av borestrengen under boreoperasjonen.

Fig. 3.3 Kelly ventil. I Øvre Kellyventil (Omsco 10.000 psi) II Nedre Kellyventil (Omsco 10.000 psi) Tilbakeslagsventil Tilbakeslagsventilen (float valve) tillater slam i å passere nedover men ikke oppover i borestrengen. Forskjellige stengemekanismer blir brukt: fjærbelastet legeme hengslet lokk kule Ventilen kan monteres permanent eller midlertidig på borestrengen.

30

Fig. 3.4 Tilbakeslagsventil av hengslet lokk type

Det er vanlig å benytte en tilbakeslagsventil ved boring for 30" og 20" foringsrør for å hindre tilbakestrømning ved «connection» p.g.a. store mengder borekutt i ringrommet. En ventil av hengslet lokk-typen med hul­ let i lokket har en stor fordel fremfor de andre typer tilbakeslagsventiler. Hullene muliggjør nemlig trykkoppbygging i borestrengen over ventilen slik at innste.igningstrykket (SIDPP, se kap. 17.1) kan leses av direkte. Det er mulig å bestemme SIDPP dersom andre typer ventiler benyttes, men det­ te er noe mer komplisert enn direkte avlesning. Hvis det under ut- eller innkjoring av borestrengen (tripping) oppdages gass/væske-innstrømming (kikk) fra formasjonen, bor en tilbakeslagsventil monteres øverst på borestrengen dersom en tilbakeslagsventil ikke allerede er montert nede i selve borestrengen av sikkerhetsgrunner. Tilbakeslagsventilen har samme diameter som borerørene og monteres i åpen posisjon på toppen av borestrengen. Når borestrengen føres tilbake til bunnen av brønnen følger ventilen med. Fig. 3.5 viser en manuell ventil som stenges automatisk når den ovre de­ len skrues av.

3.3 Kontroll-rør (kili- og chokeline) Kontroll-rør (kili- og choke line) muliggjør sirkulasjon av boreslam når BOP-ventilene er stengt (se fig. 3.1). Et rør eller en slange strekker seg fra et sideutløp på BOP-ventilene til styrenipler på toppen av BOP-stakken hvor tynne stålrør på hver side av stigerøret (marine riser) fører boreslammet til utsirkuleringsmanifolden (choke manifold).

Fig. 3.5 Manuell borestrengsventil (Gray)

Hydraulisk opererte ventiler («fail safe valves») er montert på kontrollrørene nær utløpet på BOP-ventilene. Disse muliggjør avstengning av kon-

31

Kuleledd

Kontrollrør

Nedre det av stigerersanlegget "marine riser"

Ringromsventil

Sammenkoplingsle

Rmgromsventi l

Skjær / blind rammeventil

Hoveddelen av BOP stakken

U -rammeventil

Kontrollrørsventilei

Sammenkoplingslet

"guide base

Fig. 3.6 BOP-stakk med kontrollrør og kontrollrørsventiler trollrørene i en krisesituasjon hvor det oppstår problem med chokemanifolden. Vanligvis er det montert to ventiler på hvert kontrollrør. Den ene er plassert så nær utlopet som mulig. Kontrollrorsventilene er normalt lukket ved at en kraftig fjær presser stempelet i lukket posisjon (fig. 3.7). For å åpne ventilen, må det tilføres hy­ draulisk trykk fra akkumulatorenheten. Spiralfjæren presses sammen, og stemplet skyves i åpen posisjon.

3.4 Utsirkuleringsmanifold (chokemanifold)

Fig. 3.7 Kontrollrørsventil

32

Kontrollrørene munner ut i utsirkuleringsmanifolden på plattformen. Den­ ne utgjør en svært viktig del av utstyret som benyttes under utsirkulering av en kikk. Utsirkuleringsmanifolden består av en rekke ventiler som gjør at en kan lede en kikk dit en ønsker foruten å gi nødvendig mottrykk under utsirkuleringsfasen.

Fig. 3.8 Prinsippskisse av utsirkuleringsmanifold (Treasure seeker) Norske forskrifter påbyr operatørene å ha to fjernstyrte strupeventiler slik at man lett kan skifte hvis dette skulle være nødvendig. Utsirkulenngsmanifolden skal ha samme arbeidstrykk som BOP-staken. Har BOP-en et arbeidstrykk på 1000 bar (ca. 15.000 psi) skal manifolden også være istand til å tåle 1000 bar. Manifolden må være lett tilgjengelig slik at ventilene kan opereres lett. Den må videre være solid forankret, og rørene bør være så rette som mulig for å unngå unødig vibrasjon og friksjon.

Den hydraulisk operererte strupeventilen (choke) som styres fra et eget panel (choke panél) er kanskje den viktigste enkeltkomponenten i utsirkulerings-manifolden. Under utsirkulering av en kikk, er det viktig å kontrollere trykket i systemet, både i ringrommet (annulus) og i borestrengen. Ved å operere strupeventilen er det mulig å justere trykket i systemet til de ønske­

de verdier. Fjernstyre strupeventiler kan deles inn i to hovedgrupper: — Strupeventiler med gummielement — Strupeventil med wolframkarbidelement.

Fig. 3. 9 Utsirkuleringsmanifold («Treasure Scout»)

Den sistnevnte gruppen har et arbeidstrykk på opptil 1300 bar (20.000 psi). mens choke med gummielement har et arbeidstrykk på opptil 550 bar (8.000 psi). Vanlig arbeidstrykk for en BOP-stakk i Nordsjøen er 700 - 1.000 bar. Derfor er strupeventil av wolframkarbid-typen nesten ene­

rådende. 33

Vi skal kort se på de vanligste typene av fjernstyrte strupeventiler. Swaco Super Choke og Willis MG3 har to wolfarmkabidplater med halvmåneutskjæringer som dreies i forhold til hverandre. Væskemengden som passerer gjennom ventilen, vil være avhengig av halvmånens relative posisjon i forhold til hverandre. Strupeventil av denne typen er i stand til å stenge væske-/gasstrommen fullstendig.

Fig. 3.10 Virkemåte til Swaco super choke og Willis MG3.

Cameron AX choke bruker her et stempel og stempelsete til å regulere væske-/gass-strommen og dermed gi det onskede mottrykket. Stemplet presses hydraulisk inn i stempelsetet for avstengning. Denne choken er ikke istand til fullstendig å stenge av fluidstrømmen. En ekstra ventil må derfor monteres etter en fjernstyrt strupeventil av denne typen.

Fig. 3.11 Cameron strupeventil „AX 20,,

34

Som nevnt opereres strupeventilene fra et spesielt panél (choke panél). Her kan man lese av trykket på toppen av borestrengen og i utsirkuleringsmanifolden (dvs. øverst i ringrommet). Dessuten er panelet utstyrt med pumpeslagsteller og indikator for strupeventilens posisjon (åpen 0 7/8

59 93

14 7/8

112 12

18 7/8

180 5

22 7/8

265 1

26 7/8

366 0

30 7/8

483 0

34 7/8

616 3

3

4 560

7

24 83

11

61 31

15

114 01

19

182 9

23

268 0

27

369 6

31

486 8

35

620 8

3 1'8

4 948

7 1/8

25 72

11 1/8

62 71

15 1/8

115 92

19 1/8

185 3

23 1/8

271 0

27 1'8

372 8

31 1/8

490 9

35 1/8

625 2

3 1/4

5 352

7 1/4

26 63

111/4

64 13

15 1/4

117 84

19 1/4

187 8

23 1/4

273 9

27 1 /4

376 4

31 1'4

494 8

35 1/4

629 6

3 3/8

5 772

7 3/8

27 56

11 3/8

65 56

15 3/8

119 78

19 3/8

190 2

23 3/8

276 9

27 3/8

379 7

31 3/8

498 8

35 3/8

634 1

3 i/2

6 207

7 1/2

28 50

111/2

67 01

15 1/2

121 74

19 1/2

192 7

23 1/2

279 8

27 1/2

383 2

31 1'2

502 8

35 1/2

638 4

3 5/8

6 658

7 5/8

29 46

11 5/8

68 48

15 5/8

123 71

19 5/8

195 2

23 5/8

282 8

27 5/8

386 7

31 5/8

506 8

35 5/8

643 1

3 3M

7 126

7 3/4

30 43

11 3/4

69 96

15 3/4

125 70

10 3/4

197 6

23 3/4

285 8

27 3/4

390 4

31 3/4

510 8

35 3'4

647 6 652 1

3 7/8

7 609

7 7l8

31 42

11 7/8

71 45

15 7/8

1 27 70

19 7/8

200 2

23 7/8

288 8

27 7/8

393 7

31 7/8

514 8

35 7'8

4

8 107

8

32 43

12

72 97

16

129 72

20

202 7

24

291 9

28

397 2

32

518 8

3b

656 8

4 1/8

8 622

8 1/8

33 45

12 1/8

74 49

16 1/8

131 75

20 1/8

205 2

24 1/8

294 9

28 1/8

400 8

32 1/8

523 0

36 1/8

661 3

4 1/4

9 152

8 1/4

34 49

12 1/4

76 04

16 1/4

1 33 80

20 1/4

207 8

24 1/4

298 0

28 1/4

404 4

32 1/4

527 2

36 1/4

666 0

4 3/8

9 699

8 3Æ

35 54

12 3/8

77 60

16 3/8

135 87

20 3/8

210 4

24 3/8

301 1

28 3/8

407 9

32 3/8

531 1

36 3'8

670 4

4 12

10 261

8 1/2

36 61

12 1/2

79 17

16 1/2

137 95

20 1/2

212 9

24 1/2

304 2

28 1/2

411 6

32 1/2

535 2

36 1/2

675 2

4 5/8

10 839

8 5/8

37 69

12 5/8

80 76

16 5/8

140 05

20 5/8

215 5

24 5/8

307 3

28 5/8

415 2

32 5,8

539 4

36 5/8

679 7

4 3(4

11 433

8 3/4

38 79

12 3/4

82 37

16 3/4

142 16

20 3/4

218 2

24 3/4

310 4

28 3/4

418 8

32 3/4

543 6

36 3/4

684 4

4 7/8

12 042

8 7/8

39 91

12 7/8

83 99

16 7/8

144 29

20 7/8

220 8

24 7/8

313 5

28 7/8

422 4

32 7/8

547 6

36 7/8

689 0

Tabell 2. Kapasitet til en sylinder (liter/meter). 102

Nominal size of drill pipe (m)

0 di i 050 1 315 1 660 1 900 2 3/8 2 7/8 3 1/2 4 4 1 4 0 -2- l/m 06 09 1 8 30 65

Cj

-

76 74 72 69 65 62 6.1 58

7 ’ 69 6 7 64 60 5 7 56 53

67 65 63 60 56 53 52 49

55 53 5 1 4 8 4 4 41 4 37

x

70 67

79 7 7 7 5 72 58 65 64 6 ’

11 50 10 5 ’3 00 10 2 15 00 9 9 18 00 9 3 20 80 8 8

99 96 93 8 7 8 2

96 93 90 84 79

8 7 84 8 1 75 70

1 5 72 69 63 58

10 9 W6 10 3 98 93

9 7 94 9 1 86 8 1

6 1 58 55 x * 83 80 77

8 0 2 5

15 6 14 8 14 0 13.3 18.7 18.1 17 5 17 0 16 4 15 8 15 3 14 8 14 2 13 ..6 22 0 21 6 21 0 20 2 19.3 30 2 29 6 28 8 28 0

9 W 11 13 15 16 17 18

50 50 60 50 10 90 70 80

8 8 6 7

5 3 1 8

xr o

14 00 12 : 15 50 12 4 17 00 12 i 20 00 11 6 23 00

12 il 11 11 10

i 8 5 0 5

11 11 11 10 10

8 5 2 7 2

9 1 88 85 7.9 74 11 3 110 10 7 10.2 97

-c

20 00 24 00 28 00 32 00 17 00 20 00 23 00 26 00 29 00 32 OG 35 00 38 00 11 00 44 00

18 6 17 8 17 0 ’6 3

18 17 16 15

0 2 4 7

17 16 16 15

7 9 1 4

17 2 16 4 15 6 14 9

16 16 15 14

21 21 20 20 19 18 18 17 17 16

7 1 5 0 4 8 3 8 2 6

20 8 20 2 19 6 19 • 18 5 17 9

20 3 19 7 19 1 18 6 18.0 174 16 9 16 4 15 8 15 2

19 9 19 3 18 7 18 2 17 6 170 16 5 16 0 154 14 8

24 00 26 40 29 .’0 33 -0 39 00

25 24 24 23 22

0 6 0 2 3

21 1 20 5 19 9 19 4 18 8 18 2 17 / 17 2 16 6 16 0 24 4 24 0 23 4 22 6 2’ 7

23 6 23 2 22 6 21 8 20 9

23 22 22 21 20

2 R 2 4 5

24 00 28 00 32 00 3c 00

33 .32 31 31

2 6 8 0

32 32 31 30

6 0 2 4

32 3 3’ ’ 29 9 30 1

31 8 31 2 29 4 29 6

31 30 29 29

4 8 0 2

"q 2

i; -x>

■o -

-r: - 1 .

o

i X

■ i.

16 9 16 3 15 7 24 1 23 7 23 1 22 3 21 4

Nominal $ize of drill pipe (in)

4

4 1/2

86

11 0

51 5 1/2 6 5/8 13 3

16 1

0(1) 1 050 1 315 1 660 1 900 2 3 8 2 7/8 3 1/2

22 9 X,

X

* x « X X X

*

x « X

X «

c

—

6 7 14 13 12 11

2 4 6 9

17 3 16 7 16 1 15 6 15 0 14 4 13.9 13.4 12 8 12,2

£

12 11 10 9

■ 3 5 8

20 6 20 2 19 6 18 8 17 9

15 2 14 6 14 0 13 5 12 9 12 3 11 8 11.3 10 7 10 1 18 5 18 1 17.5 16 7 15 8

28 8 28 2 27 4 26 6

26 7 26 1 25.3 24 5

X X

3 0 g»

x

13 ’ 12 5 11 9 11 4 10 8 X X x X X

■0 ■n

x

—

1

X s

’6 16 15 14 13

4 0 4 6 7 24 6 24 0 23 2 22 4

14 0 13 6 13 0 12 2 X

X X X X

22 2 21 6 20 8 20 0

19 9 19 3 18 5 17 7

*

—

4

4 1/2

5

0 I2i

l/m

06

09

1 4

1 8

30

4 4

65

86

11.0

13.3

16 1

22 9

40 00 44 00 49 00

30 2 29 5 28 6

29 6 28 9 28 0

29 3 28.6 27 7

28 8 28 1 27 2

28 4 27.7 26 8

27 2 26 5 25 6

25 8 25 1 24 2

23 7 23 0 22 1

21 6 20 9 20 0

19 2 18.5 17.6

16 9 16 2 15 3

14.1 13 4 12 5

X

32 30 36 00 40 00 43 50 4 7 00 53 50 58 40 61 10 71 80

41 1 40.3 39 6 39 0 38 2 36 9 36 1 35 5 33 5

40.5 39 7 39 0 38 4 37 6 36 3 35 5 34 9 32 9

40 2 39 4 38 7 38.1 37.3 36.0 35 2 34 6 32 6

39 38 38 37 36 35 34 34 32

7 9 2 6 8 5 7 1 1

39 3 38 5 37 8 37.2 36 4 35 1 34 3 33.7 31 7

38 1 37 3 36 6 36 0 35 2 33.9 33 1 32.5 30 5

36 7 35 9 35 2 34 6 33 8 32 5 31.7 31.1 29.1

34 6 33 8 33.1 32.5 31 7 30 4 29.6 29 0 27 0

32 5 31 7 31 0 30 4 29 6 28 3 27.5 26.9 24 9

30 1 29 3 28 6 28.0 27.2 25 9 25 1 24.5 22.5

27 8 27.0 26 3 25 7 24 9 23 6 22 8 22 2 20.2

25 0 24 2 23.5 22 9 22.1 20 8 20 0 19 4 17 8

18.2 17 4 16.7 16 1 15 3 14 0 13 2 12 6

32 75 40 50 45 50 5100 55 50 60 70 65 70

52 51 50 49 48 47 46

6 2 2 1 3 3 3

52 0 50 6 49 6 48 5 47 7 46 7 45 7

51 7 50 3 49 3 48 2 47 4 46 4 45 4

51 2 49 8 48 8 47.7 46 9 45 9 44 9

50 8 49 4 48 4 47.3 46 5 45.5 44 5

49 48 47 46 45 44 43

6 2 2 1 3 3 3

48.2 46.8 45 8 44.7 43 9 42.9 41.9

46.1 44.7 43.7 42 6 41 8 40 8 39.8

44.0 42.6 41.6 40.5 39 7 38.7 37 7

41 6 40.2 39 2 38 1 37 3 36 3 35 3

39 3 37 9 36 9 35 8 35 0 34.0 33 0

36 5 35 1 34 1 33 0 32.2 31 2 30.2

29 7 28 3 27 3 26.2 25.4 24 4 23 4

42 00 47 00 54 00 60 00

62 2 61 3 60 0 58 8

61 60 59 58

6 7 4 2

61 60 59 57

3 4 1 9

60.8 59 9 58.6 57 4

60.4 59 5 58 2 57 0

59 58 57 55

2 3 0 8

57.8 56 9 55 6 54 4

55.7 54 8 53 5 52 3

53.6 52 7 51.4 50 2

51.2 50.3 49 0 47.8

48 9 48 0 46 7 45 5

46.1 45 2 43 9 42 7

39 38 37 35

48 00 54 50 61 00 68 00 72 00

81 80 79 78 77

81 3 80 0 78 8 77 5 76 6

81 79 78 77 76

0 7 5 2 3

80 5 79 2 78 0 76 7 75 8

80 1 78 8 77 6 76.3 75 4

78 9 77 6 76 4 75.1 74 2

77.5 76 2 75 0 73.7 72 8

75.4 74.1 72 9 71 6 70 7

73.3 72.0 70 8 69.5 68 6

70 9 69.6 68 4 67.1 66 2

68 6 67 3 66 1 64.8 63 9

65 8 64.5 63 3 62 0 61.1

59.0 57.7 56 5 55 2 54 3

65 00 117 9 117 3 117 0 116 5 116.1 114.9 113.5 1114 109.3 106 9 104.6 101 8 75 00 115 9 115 3 115 0 114 5 114 1 112 9 111 5 109 4 107 3 104 9 102.6 99 8 84 00 114 2 113 6 113 3 112 8 112,4 111 2 109 8 107 7 105 6 103 2 100.9 98.1

95 0 93 0 91 3

9 6 4 1 2

5 1/2 6 5/8 x X

X

3 4 1 9

87 50 159 7 159 1 158 8 158 3 157 9 156 7 155 3 153 2 151 1 148 7 146 4 143.6 136.8 17 1 16 5 15 7 14 9

X X

94 00 185 3 184 7 184 4 183 9 183 5 182 3 180.9 178 8 176 7 174 3 172 0 169 2 162 4 106 50 182 9 182 3 182 0 181 5 181 1 179.9 178.5 1 76.4 174.3 171 9 169 6 166 8 160 0 133 00 177 8 177 2 176 9 176 4 176 0 174 8 173 4 171.3 169 2 166 8 164 5 161.7 154 9

X

267 0 310 0

407 8 407 2 406 9 406 4 406 0 404.8 403.4 401 3 399 2 396 8 394 5 391 7 384 9 397 0 396 4 396 1 395 6 395 2 394 0 392.6 390 5 388 4 386 0 383 7 380 9 374 1

Tabell 3. Kapasitet til volum mellom foringsrør og borerør.

Nominal size of drill pipe

0 (2)

0 (1! .— l/m

2 3/8

2 7/8

3 1/2

4

4 1/2

5

5 1/2

6 5/8

3.0'

4 4‘

6 5‘

8 6’

11.0-

13.3-

16.1-

22 9'

5 7(8

17 5

14 5

13 1

11 0

89

x

6

18 2

15 2

13 8

11 7

96

72

6 1/8

19 0

16.0

14.6

12 5

10.4

8.0

x

6 1/4

19 8

16 8

15 4

13 3

11 2

88

X

6 5/8

22 2

19 2

17 8

15 7

13 6

11 2

8 9

6 3/4

23 1

20 1

18 7

16 6

14 5

12.1

98

7 j/8

27 6

24 6

23 2

21 1

19 0

16 6

14 3

11.5

77,8 8 3/8

31 4

28 4

27 0

24 9

22 8

20 4

18 1

15.3

8.5

35 5

32 5

31.1

29 0

26 9

24 5

22.2

19 4

12.6

8 1/2

36 6

33 6

32 2

30 1

28 0

25 6

23 3

20 5

13.7

8 5/8

377

34 7

33 3

31 2

29 1

26 7

24 4

21 6

14.8

8 3/4

38 8

35 8

34 4

32 3

30 2

27 8

25 5

22 7

15.9

9

41 0

38 0

36 6

34 5

32 4

30.0

27 7

24 9

18.1

9 5/8

46 9

43 9

42 5

40 4

38 3

35 9

33 6

30 8

24 0

C

9 7/8

49 4

46 4

45 0

42 9

40 8

38 4

36 1

33 3

26.5

E 0 z

10 5/8

57 2

54 2

52 R

50 7

48 6

46 2

43 9

41 1

34 3

12

73 0

70 0

68 6

66 5

64 4

62 0

59 7

56 9

50 1

12 T/4

76 0

73 0

71 6

69 5

67 4

65 0

62 7

59 9

53 1

14 314

110 2

107 2

105 8

103 7

101 6

99 2

96 9

94 1

87 3

’S 17 1/2

114 0

1110

109 6

107 5

105 4

103.0

100 7

97 9

91 1

155 2

152 2

150 8

148 7

146 6

144 2

141 9

139 1

132.3

«>

9? Q.

x X

4.7

20

202 7

199 7

198 3

196 2

194 1

191 7

189 4

186 6

179.8

24

291 9

288 9

287 5

285 4

283 3

280 9

278 6

275 8

269 0

26

342 4

339 4

338 0

335 9

333 8

331 4

329 1

326 3

319 5

36

656 4

653 4

652 0

649 9

647 8

645 4

643 1

640 3

633.5

Tabell 4. Kapasitet til volum mellom åpent hull og borerør. 103

Outside diameter ot drill collar (in)

J 2

8 ° S f | 1

0 (1) l/m 0 (2) 17 5 5 7/8 6 18 2 6 1/8 19 0 6 1/4 19 8 6 5/8 22 2 6 3/4 23 1 7 3/8 27 6 7 7/8 31 4 8 3/8 35 5 36 6 8 1/2 8 5/8 37.7 38 8 8w 410 9 46 9 9 5/8 9 7/8 49 4 10 5/8 57 2 12 73 0 12 1/4 76 0 14 3/4 110 2 15 114 0 17 1/2 155 2 20 202 7 24 291 9 342 4 26 36 656 4

4 3/4 5 11 4 12.7 4 8 6 1 68 55 76 63 84 7 1 10 8 95 11 7 10.4 14 9 16 2 18.7 20 0 24 1 22 8 25 2 23 9 26 3 25 0 27 4 26.1 29 6 28 3 35 5 34 2 36 7 38.0 45 8 44 5 61 6 60 3 64 6 63 3 98 8 97 5 102 6 101 3 143 8 142.5 191 3 190 0 280 5 279 2 331 0 329 7 645 0 643.7

5 3/4 6 16 8 18 2 X 07 1 4 22 08 30 1.6 54 4.0 63 4 9 10 8 94 14.6 13 2 17 3 18 7 19 8 18.4 20 9 19.5 22 0 20 6 24 2 22 8 30 1 28 7 32 6 31 2 40 4 39 0 54 8 56 2 57 8 59 2 93 4 92 0 97 2 95 8 138 4 137 0 185 9 184 5 275 1 273 7 325 6 324 2 639 6 638 2

6 1/4 19 8

6 1/2 21 4

6 3/4 23.1

7 24.8

7 3/4 30 4

8 32 4

8 1/4 34 5

9 41.0

9 1/2 45 7

9 3/4 48 2

10 50 7

11 1/4 64 1

X 24 08 1 7 3.3 78 4 5 2.8 6.2 11.6 10 0 83 66 1 0 14 1 10 7 15 7 12 4 5.1 3 1 16 8 15.2 13 5 11 8 4 2 x 62 1 1 14 6 17 9 16 3 12 9 73 x 53 2.2 17.4 84 19 0 15 7 14 0 64 X 3 3 19 6 21.2 17 9 10 6 X 16 2 8.6 65 27 1 25 5 23 8 22 1 14 5 16 5 12 4 5.9 29 6 28 0 26 3 24 6 19 0 17 0 14.9 84 37 4 34 1 35 8 32 4 24 8 26 8 22.7 16 2 53 2 51 6 49 9 48.2 42 6 40 6 38.5 32.0 56 2 54 6 52 9 51 2 45 6 43 6 41 5 35 0 90 4 87 1 85 4 79 8 88 8 77.8 75 7 69 2 94 2 92 6 90 9 89 2 83 6 81 6 79.5 73 0 135 4 133 8 132 A 130 4 124 8 122 8 120 7 114 2 182 181 3 179 6 177 9 172 3 170 3 168 2 161 7 272 1 270 5 268 8 267 1 261 5 259 5 257 4 250 9 322 6 321 0 319 3 317 6 312 0 310 0 307 9 301 4 636 6 635 0 633 3 631 6 626 0 624 0 621 9 615 4

1 2 3.7 11 5 27 3 30 3 64 5 68 3 109 5 157 0 246 2 296 7 610 7

x x 90 24 8 27.8 62 0 65 8 107 0 154 5 243 7 294 2 608 2

6 5 22 3 25 3 59 5 63 3 104 5 152 0 241 2 291 7 605 7

89 11 9 46 1 49 9 91 1 138 6 227 8 278 3 592 3

14 99 3

x

x X

10 9 14.7 55 9 103 4 192 6 243 1 557 1

Tabell 5. Kapasitet til volum mellom åpent hull og vektrør.

Lengtti at stroke (in)

7 1/2

7 1/4

7

6 3/4

6 1/2

6 1/4

6

6 3/4

14.65

13.68

12.77

11 87

11,01

10 17

9 37

7

15 20

14 20

13,24

12 31

11,42

10 55

9 72

7 l/4

15 74

14 70

13 71

12 74

11,82

10 92

7 1/2

16 28

15,21

14 18

13 18

12,23

LINER SIZE (m)

1 5 3/4

5 1/2 1

5 1/4

5

8 61

7 88

8 92

8,18

7 17 7 44

10 07

9 24

8 47

11 30

10 42

9 57

4 3/4

4 1/2

4 1/4

4

3 ’/2

6 52

5 87

5 27

4 70

4 17

3 19

6 75

6 09

5 47

4 87

4 32

3 31

7 71

6 99

6 31

5 67

5 05

4 47

3 42

8 76

7 97

7 24

6 52

5 87

5 22

4 63

3 55 3 67

7 3/4

16 82

15 72

14 66

13 62

12 63

11 67

10 77

9 88

9.05

8 24

7 47

6 74

6 07

5 40

4 78

8

17.37

16 22

15 13

14 07

13.05

12 06

11 12

10 20

9.34

8 51

7 72

6 96

6 26

5 57

4 94

3 78

8 1.'4

17 91

16 72

15 60

14 50

13 45

12 43

11 47

10 52

9.63

8 77

7 96

7 17

6 45

5 75

5 09

3 90

8 1/2

18 46

17 24

16 07

14 94

13 86

12 81

11 82

10 84

9 93

9 04

8 20

7 40

6 65

5 92

5 25

4 02

8 3/4

19 00

1.7.74

16 55

15 37

14,27

13 18

12 16

11 16

10.22

9 30

8 44

7 62

6 84

6 09

5 40

4 13

9

19 54

18 25

17 02

15 82

14 68

13 57

12 51

11 48

10,51

9 57

8 68

7 83

7 04

6 27

5 56

4 26

9 1/4

20 08

18 76

17 49

16 26

15 09

13 93

12 85

11 80

10,80

9 83

8 92

8 05

7 23

6 44

5 71

4.37

9 1/2

20 63

19 27

17 97

16 70

15 49

14 32

13 20

12 12

11,10

10 10

9 17

8 27

7 42

6 62

5 87

4 49

10

21 72

20 28

18 92

17 58

16,31

15 07

13 90

12 76

11 68

10 63

9 65

8 70

7 82

6 97

6 17

4 72

10 1/2

22 80

21 29

19 86

18 46

17,12

15 82

14 59

13 39

12.26

11 17

10 13

9 14

8 21

7 32

6 48

4 97

11

23 88

22 31

20 81

19 33

17 94

16 57

15 29

14 03

12.85

11 70

10 62

9 57

8 60

7 67

6 79

5 20

11 1/2

24 97

23 32

21 75

12

26 06

24 33

20 22 | 18.75 22 70 | 21 09 | 19.57 |

17 33

15 98

14 67

13 43

12 22

11 10

10 01

8 99

8 01

7 10

5 44

18 08

16 67

15 31

14.02

12 76

11 58

10 44

9 38

8 36

7 41

5 67

Tabell 6. Pumpekapasiteter.

tab. 1-6 (fra «Drilling Data Handbook», Editions Technip, Paris). 104

Weekly Sub-sea BOP test

I. Weeklv Sub-Sea BOP test 105

Choke and kili manifold test

Date

Norsk Hydro

Test no

Max press bar (psi)

Close valve no see below

1

1

1000

2

2

1000

3

3

1000

4

4

1000

5

5

1000

6

6

1000

7

7

1000

8

8

345

9

9

345

Test press bar (psi)

Test time min.

Bleed ofl bar (psi)

Remarks

Witnessed by

for Norsk Hydro a S

tor Contractor

Note:

1. 2. 3. 4.

All BOP valves shall be open while testing the manifold. All valves marked «C» are to be kept closed after being tested. All other valves to be open after being tested. Do not pressure test the chokes. After completion of test, return all valves to operational mode

Leave w/umon

6c

Dram through deck

5

To test seperator Choke

9 | To mud/gas f separator Kili line

Dram through deck From standpipe manifold

21/16” 5000 PSI W.P. VALVE (345 BAR)

4 1/8 5000 PSI W.P. VALVE (345 BAR) PRESSURE GAUGE W/TRANSMITTER 1899 HK 8 78 1000 VW 81388

[X 2 9/16” 15000 PSI W.P. VALVE (1035 BAR) 2 9/16 15000 PSI MANUAL ADJUSTABLE CHOKE (1035 BAR) 15000 PSI W P. REMOTE ADJUSTABLE CHOKE (1035 BAR) From cement pump

2. Choke and Kili manifold test 106

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

i O l— o ( J9UU|

SIS o

o

o

lv

otr

Q

s w1f

i

x

cc Oz cc > m o

h-

||i>1J9jno i ° 9A|BA9>J0q0 1 J9UUI J9M0“]

-

as IB

ll

°

B

O

o

jgjno j9Mop

°

o

° 1111111

9A|BA 9>|0q9 , jauui jgddp

°

o

o

°

o

O

-

, -

9A|BA 9>|Olp

9A|BA g^oqo

J9jnoj9ddn

o

_

o

W g

REMARKS:

9A|BA

WITNESSED

MIN.

TEST TIME

TEST PRESS BAR (PSI)

i

1°!

3. BOIStumpiesi

107

E

3 0 r- 1 *4-
c: H P C

o JZ U co o 5 a XI

| )

c •* o C E (1) O 4-> < c o (D > □• H C 73 H -* co 0 3 a æ P P 3 C CO -H (fl O QJ r~i C Q, H 03 a 4-> ui rø -H 73 c a a 3 0 M a a 3 a oj t3

E

c O

t: H E

•»H

E

o —

•

• —

• c cn

(O

m o TJ

CG

rø

LT)

X)

C 3 O 75

0

O

K •• 73 cx: O +J O H O 4-J