petroleum engineeering

236
”Petroleum engineering” av Sigve Hamilton Aspelund

Category:

Technology


10 download

DESCRIPTION

Petroleum lessons by Sigve Hamilton Aspelund

TRANSCRIPT

”Petroleum engineering” av Sigve Hamilton Aspelund

Brønnkontroll

Trykk-kontroll: Handtering av trykk i brønn er sentralt for sikkerheten ombord på rigg/plattformFaremomenter ved ukontrollert trykkforhold er i verste

fall blowout

Brønnbygging Boring startes med 36” hull ned til 60-100m

Casing (30”) settes tidlig på grunn av fare for innrasing av myke sedimenter. Casing støpes fast til formasjonen med sement på utsiden.

Neste seksjon bores med 26” krone til dyp mellom 400-800m.Casing (20”) settes på samme måte med sement på

utsiden. På toppen av dette plasseres BOP

Neste seksjon bores med 17 ½” krone og casing på 13 5/8”

Ofte er siste seksjon med 12 ¼” krone og 9 5/8” casing. Vi er nå nede i reservoaret og brønnen kan klargjøres for produksjon.

I noen brønner må vi bore enda en seksjon før reservoaret er nådd. Denne seksjonen bores med 8 ½” krone og casing 7”. Det er vanlig at denne casingen henges av på 9 5/8” casing. Denne kalles for liner.

Brønnen skal klargjøres for produksjon og utstyr må plasseres

Produksjonsrøret kaldt tubing plasseres innvendig i brønnen et lite stykke over bunn.

Nederst blir en ”production packer” plassert.

100-500 fra toppen blir brønnsikringsventilen (surface controlled sub surface valve, SCSSV) plassert for å sikre utilsiktet utstrømning fra brønnen.

På toppen plasseres et ventilsystem (produksjonstreet) hvor vi kan kontrollere produksjon.

Skisse av casing

Trykk

Trykk = kraft/areal (Pa=N/m²), 1bar=100.000 Pa Hydrostatisk trykk

Vi tenker oss en firkantet pakke med vann som ligger i ro under en fri overflate. Vekten av vannet over må balanseres av trykket i denne pakken. For en uendelig liten pakke er det fysiske stresset det samme i alle retninger, og vekten av vannet, som er det samme som trykket kan uttrykkes som P=ρgh

P er det hydrostatiske trykket (i Pascal) ρ er vanntetthet (i kg per kubikkmeter) g tyngdeakselerasjonen (i meter per sekund i

andre) h er høyden av vannet over (eller dypet til pakken,

i meter)

Væske i bevegelse-friksjon

Friksjon i rør påvirkes av ulike forholdVæskens hastighetVæskens viskositet og densitetRørveggens ruhetRetningsendringer (Rørbend)Væskens strømningsmønster

Strømning Turbulens er et samlebegrep innom først og fremst

fluiddynamikk (som aerodynamikk og hydrodynamikk), for de strømningene som skjer ved forholdsvis høy hastighet, store friksjonskrefter og lav viskositet. En annen måte å si det på, er at turbulens kan skje ved høye reynoldstall. Det finnes ingen eksakt definisjon av turbulens.

En strømning som ikke er turbulent kalles laminær strømning.

Turbulens i strømmende vann

ECD (Equivalent circulating density)

Økningen i BHP uttrykt som en økning i trykket som oppstår bare når mud blir sirkulert. På grunn av friksjon i ringrommet som mud pumpes, er bottomhole trykket litt, men betydelig høyere enn når slammet ikke blir pumpet. ECD beregnes ved å dele den ringformede trykktap av 0.052, dele det med ekte vertikal dybde, og legge resultatet til mud vekten. Også kalt sirkulerende tetthet, mud-weight equivalent.

Trykk i bergarter

I bergartsfysikk er poretrykket trykket til væska i porene. Også betegnelsen porevannstrykk blir benyttet, når væska er vann. Trykket kan måles med et piezometer. Uventet høyt poretykk kan være en sikkerhetsrisiko under boreoperasjoner knyttet til petroleumsutvinning.

Unormale poretrykk

Dersom bergarten ikke har gjennomgått en ”normal” pakking, kan vi risikere unormalt høye poretrykk (inkl. unormal høy porøsitet).Porevæsken kan ikke forsvinne ut av bergarten når den

under sedimentasjonen presses sammen og herdes.Det betinger tette materialer, og derfor finner vi oftest dette i

kalk og leirbergarter. Er det mye sand tilstede, vil bergarten være langt mer permeabel og lettere slippe porevæsken ut under sammenpressingen.

Isolerte sandlegemer omgitt av tettere materiale som for eksempel leirbergarter eller kalksteinbergarter kan ofte gi opphav til poretrykk høyre enn normalt.

Ved boring i slike områder skal vi være oppmerksom på muligheten for å støte på sandlegemer med betydelig høyere trykk enn normalt.

Problemet med slike lokale sandområder er at de ofte er vanskelige å lokalisere med seismikk eller andre metoder. Vi kan derfor risikere å bore inn i dem uforvarende. Selv med en begrenset utstrekning kan de inneholde gass som kan forårsake store problemer på overflaten.

Obs: Shallow gas!!!

Darcys likning

Darcys ligning: q/A=-k/μ ΔP/ Δx Sfærisk modell Halvkuleforma modell Elliptisk modell Radiell strøming Konvergerende strømning

Trykkfall i reservoaret

Δ Pr = Ps-Pwf, Trykkfall i reservoar= statisk reservoartrykk-

strømningstrykk i brønn

Produksjonsindeksen (PI) Produksjonsindeksen (PI) er et mål for det

produksjonspotensialet brønnen har av brønnvæske.

Produksjonsindeksen er forholdet mellom den produksjonsraten brønnen av brønnvæske, og trykkfallet i reservoaret.

J=(qo+qw)/(ps-pwf), q= qo+qw => J=q/Δ Pr

J: Produksjonsindeks i bbl/d/psi eller m³/d/bar

pwf=- q/J + ps

q

pwf

ps

qmt

qmt=maksimum teoretisk strømningsrate

Permeabiliteten til et porøst materiale er et mål for evnen materialet har til å transportere væske eller gass, gjennomstrømmeligheten.

Permeabiliteten er en materialegenskap som måler konnektivitet til porene i materialet. Egenskapen er uavhengig av hvilken væske som strømmer i materialet, så lenge dette er en newtonsk væske med laminær strøm. Materialer med gode transportegenskaper sies å være (høy)permeable.

Dimensjonen til permeabilitet er lengde² eller areal, og SI-enheten er m². Mye brukt er også enheten darcy.

Vanlig brukt symbol for permeabiliteten er K eller k.

Viskositet blir definert som en gass- eller væskes (fluidets) egenskap ved hvordan motsetningen av de forskjellige lag i fluidet beveger seg i forskjellige hastigheter. Det vil si hvor tyktflytende væsken er. Væskens motstand virker da som en spenning i strømretningen mellom lag som beveger seg i forhold til hverandre.

Lava fra vulkaner er et eksempel på hvor beregninger av viskositet blir benyttet. SI-enheten for viskositet er pascalsekund Pa·s, men centipoise er også mye

brukt. 1 poise = 100 centipoise = 0,1 Pa·s Viskositet er et viktig mål for motoroljer og smøreoljer, hvor oljeindustrien nå

produserer syntetisk olje for å tilfredsstille de krav moderne motorer med høyt indre arbeidstrykk stiller.

En lav viskositet (thin) gir tyntflytende væske, høy viskositet (thick) innebærer en tykk/seig konsistens.

Darcys likning I olje industrien er amerikanske enheter ofte i bruk

(oljeenheter) Darcys likning i oljeenheter:

q/A=1,127 k/μ ΔP/Lq = strømningsraten i bbl/d (fat per døgn-fat=158,9 liter)

A = strømingsarealet i ft² (ft=30,48cm)

k = permeabiliteten i darcy

Δp = trykkfallet psi

μ = viskositeten i cP L = lengden av prøven i ft

Radiell strømning

rw

ri

pwf

ps

h

rw = radius av brønnen ri = dreneringsradius. Avstanden ut fra brønnen til det

punktet der brønnen ikke lenger er påvirket av trykkfallet (der vi har statisk trykk). Denne avstanden aukar med strøymningstida. Det vil seie at trykket fell lenger og lenger ut fra brønnen

pwf = strømningstrykket i botnen av brønnen ps = statisk reservoartrykk. Trykket i reservoaret når

brønnen ikke strømmer (opprinnelig trykk)

Trykkutvikling i brønnen

p

Avstand fra brønn (r)

Δpr

ps

pwf

Reservoar Brønn

Figuren viser trykkfallskurva ut fra brønnen

Omformet Darcy ligning for lineær strømning med vilkår for brønnen

q = (2πkh(ps-pws))/(μ ln(ri/rw)) q = (53,58kh(ps-pws))/(μ ln(ri/rw)), (SI systemet) q = (kh(ps-pws))/(18,66μBo ln(ri/rw))

Omgjort til standardvolum og permeabilitet i mDBo= volum utvidelseskoeffisienten for olje

Volumendringa olja har hatt fra reservoaret til standardvilkåra (16ºC og 1 atm trykk)

Moglege energityper Trykk fra væske (kompresjonsenergi)

Formasjonsvann Fri gass over oljen (gas cap) Oppløyst gassdriv Kompressjon

Jordtrykket gir kompressjon i elastiske bergarterEkofisk

Tyngdekrafta

IPR (Inflow Performance Relationship)

IPR er en enhet som viser sammenhengen mellom det statiske trykket (ps), strømingstrykket (pwf) og strømningsraten for produserende oljebrønner. Et spesialtilfelle av IPR er produksjonsindeksen (J). Vi går ut fra at produksjonsindeksen er konstant, det vil si at forholdet mellom strømingstrykket og strømnings raten (q) er konstant. Det er fleire grunner til at forholdet mellom strømingstrykket og strøminingsraten i somme tilfelle er konstant, og i andre tilfelle ikke.

De viktigste grunnene er:Drivmekanismen i reservoaretHva slags brønnvæske som fins i porene, olje eller gassPermeabilitet, formasjonsskade

Endring i IPR

IPR og produksjonsindeksen (PI) kan endre seg etter hvert som vi produserer. Det kan ha flere årsakerReduksjon i det statiske trykketFormasjonsskadeBrønnstimuleting

1 Reduksjon i det statiske trykket

Reservoartrykket reduseres etter hvert som olje produseres pwf

q, strømningsrate

ps1

ps2

pwf1

pwf2

qo

Redusere strømingstrykketved å åpne på choke

Etter hvert blir strømningstrykket lavere og når ei nedre grense. Strupe ventilen står helt open, og den nedre grensen er da avhengig av trykkfallet i resten av produksjonssystemet. Med resten av produksjonssystemet mener vi brønnen og overflateutstyret (prosessen). Produksjonsraten går nå ned fordi forskjellen mellom strømingstrykket (pwf) og det statiske reservoartrykket (ps) blir mindre. Grunnen til at skilnaden mellom strømningstrykket og det statiske reservoartrykket blir mindre, er at det statiske reservoartrykket blir mindre.

Typisk produksjonsprofil

1 22 3

1: Oppbygging, 2: Platåproduksjon, 3: Nedgang i produksjon

Formasjonsskade

Formasjonsskade reduserer permeabiliteten i bergarten rundt brønnen. Dersom permeabiliteten blir redusert, reduserer vi også produksjonskapasiteten til brønnen.

Formasjonsskade

q, strømningsrate

ps

pwf1

pwf2

qo

pwf

Δps

Δps : Trykkfallet som kommer avFormasjonsskaden.

ps-pwf2 > ps-pwf1

Formasjonsskaden (skin damage) skriv vi med boksaven S. Formasjonsskaden har ingen effekt på det statiske reservoartrykket. Skaden gir likevel lågere IPR. Det kjem av at skaden i reservoaret gir et høgere trykkfall fra reservoaret og til brønnen når vi holder produksjonsraten på samme nivå. På figuren som viser IPR før og etter skaden, kan vi sjå at trykkfallet har økt:

ps-pwf2 > ps-pwf1

Brønnstimmulering Dersom vi har fått en formasjonsskade i et

reservoar, kan vi i noen tilfeller redusere eller fjerne skaden med brønnstimmulering, f. eks. syrebehandle formasjonen som er nærmest brønnen.

Ikke alle bergarter egner seg for syretestingKan gjøre skaden størreOfte får man et bedre resultat

Syrebehandling

q, strømningsrate

ps

pwf2

pwf1

qo

pwf

før

etter

ps-pwf1 > ps-pwf2

Økt produksjon

q, strømningsrate

ps

pwf

pwf

før

etter

qo1 qo2

Ocean Odyssey - Oil Exploration & Production http://www.youtube.com/watch?v=-D1fVQy9NUk

Formasjonsskade Med formasjonsskade meiner vi endring i permeabilitet i

reservoaret rundt brønnen. Denne endringa i permeabilitet kjem på grunn av ulike typer brønnoperasjoner. Boring Klargjøring for produksjon Kjører og sementerer casing Syrebehandler og frakturerer Overhaler brønner Produserer Injiserer vann eller gass

Årsakene til skadene

Årsakene til en skade kan være mange, men som regel kommer en skade fordi det er kontakt mellom reservoarbergarta eller reservoarvæska og ei anna fremmed brønnvæske (et annet fluid). Skaden kan og komme av faste stoff, leire og andre kjemiske stoff.

A) Skade fra ei fremmmed brønnvæske

Skade kan skje under boring, fordi slammet kan trenge inn i formasjonen. Overbalansert boring

Hydrostatisk trykk av slammet i brønnen er større en trykket i væska som ligg i den bergarta vi borer i. Vi bruker overbalansert boring for å hindre reservoarvæske i å trenge inn i brønnen

ph: Hydrostatisk trykk fra boreslammet ps: Statisk trykk i reservoaret

Skade under boring på grunn av overbalanse

Casing

Skadd områdeph ps

Filterkake

k=0

k=0

φ>0k>0 Sw: Vannmetning

Shc: Hydrokarbonmetning

Sw+ Shc=1

Skal en bore gjennom den permeable bergarten uten at reservoarvæska skal trenge inn i brønnen, må slammet ha et hydrostatisk trykk (ph) som er større en reservoartrykket (ps). Differansen mellom trykket i brønnen og trykket i reservoaret kaller vi overbalanse på slammet, eller differensialtrykket (Δp), der Δp=ph-ps

Siden boreslammet inneholder en væskefase og faste stoff, får vi inntrengning når vi borer gjennom en permeabel formasjon:Overbalansen (Δp) presser boreslammet mot

brønnveggenVed brønnveggen skjer det en separasjon der

væskefasen, som blir kalla filtrat, presser formasjonsvæska noe innover, og vi finn noe filtrat i det nærmeste området rundt brønnen.

De faste stoffene, leire og vektstoff, blir for det meste avsette på brønnveggen som ei filterkake, men de kan og trenge litt inn i porene i formasjonen.

Prosessen holder fram til filterkaka er så tykk at det videre tapet av filtrat stopper. Filtratet kan da ha trengt fleire meter inn i formasjonen.

Skaden kommer som regel av reaksjoner mellom formasjonsfluidet og filtratet. Noen viktige skadeformer som følger av disse forholda er Emulsjoner Auka vannmetning Leire som sveller Endra fuktegenskaper Kjemiske utfellinger Avsetting av asfalt og voks

Emulsjoner Inntrengt filtrat (væskefasen til slammet) finst som

dråper i porene. Siden olje blander seg dårlig i vann, får vi en emulsjon mellom vannet og oljen. En emulsjon kan vi få når vi prøver og blande to væsker som ikke kan blandest, f. eks. olje og vann. I en emulsjon finn vi den ene fasen, f. eks. vann, som svært små dråper i den andre fasen (olje). Vi snakker da om små plugger i porene og hindrer oljen i å strømme.

Økt vannmetning (Sw)

Siden filtratet for det meste er vann, får porene i det invaderte området større vannmetning. Vi vet at den relative permeabiliteten for olje og gass går ned når vannmetninga øker. Effekten kan bli permanent, men oftest minker han når produksjonen kommer i gang, og skaden kan gå helt bort.

Svelling i leire

Siden sandstein alltid inneheld noe leire, kan inntrekt filtrat gi uballanse. Leiren kan ta til seg vann (filtrat), endre struktur og svelle opp.

Endret fuktegenskaper I ei pore er reservoarvæska fordelt slik at det ligg formasjonsvann

innerst mot bergarten, mens olje, eventuelt gass, fyller bergarten, og vannet ligg i midten. Dersom oljen skal flyttest, utvikler det seg store skjærspenninger i oljen (avhengig av viskositeten). Et filtrat som invaderer ei pore, og som inneholder overflateaktive stoffer, kan føre til at ei bergart går fra å være vannfukta til å bli oljefukta. Resultatet av ei slik endring er at den relative permeabiliteten for oljen går sterkt ned. Dersom denne endringen skjer over et stort område, kan strømninga bli sterkt hemma. Bergarter som har låg permeabilitet fra før, er mest utsette for en slik skade.

Kjemiske utfellinger

Slike utfellinger (scale) har vi når filtratet og formasjonsvannet ikke går sammen. Vi kan få kjemiske reaksjoner i form av løselige og uløselige utfellinger i porene fordiFormasjonsvannet og filtratet inneheld ion som kan

reagere med hverandre og gi utfellingerDen fysiske tilstanden endrer seg, eller vi får endringer

i formasjonsvatnet som kan gi utfellinger

Disse utfellingene blir enten avsette i porene eller på selve brønnveggen. Resultatet er plugging, og somme av de pluggene som kjem til, kan ikke behandlest med syre. De vanligste utfellingene er Kalsiumkarbonat Kalsiumsulfonat Bariumsulfat Strontiumsulfat Jernsamband

Avsetting av asfalt og voks

Råoljer som er rike på asfalt og voks, kan under visse temperatur og trykkforhold sette av asfalten eller voksen i porene. Dette problemet er vanligvis størst i produksjonrøret, men vi kan også få det i porene.

B) Skade fra faste stoff i slam

Denne skaden kan komme på brønnveggen, i perforeringer eller inne i porene i bergarten. Skaden kan komme av ulike faste stoff, som:

Barytt, et vektstoff i boreslammet Leirer i boreslammet, bentonitt, attapulgitt Filtertapstoff; disse stoffene skal hindre at vi taper

filtrat, og de legg seg på brønnveggen for å blokkere

Materiale som skal tene til å hindre tapt sirkulasjon; nesten samme skaden som filtertapsstoff, men materialet legg seg på større sprekker og poreåpninger for at vi ikke skal tape boreslam

Borekaks Avfall fra perforeringer (Metallavfall fra skrot) Rust Skit fra dårlig rengjorte tanker, rør og pumper Utløst salt

Faste stoff kan delast inn etter partikkelstørrelsen. Store partikler trenger ikke særlig dypt inn i poresystemet. De legg seg på brønnveggen og i perforeringer, der de plugger. Plugginga kan minke eller gå helt bort når det begynner å stømme væske, eller når vi produserer fra reservoaret. Mindre partikler kan trenge lenger inn i poresystemet og plugge der.

Forebygge skade

Generelt er det betre å hindre at det skjer en skade, en å satse på å utbedre skaden senere. Vi kan forebygge en skade på disse måteneHa lågest mulig overbalanseTilpasse brønnvæske til formasjonsvæskaHolde utstyret rentUnngå overdrevent bruk av gjengesmurning

Bruke så låg overbalanse som mulig

Holder vi overbalansen så låg som mulig, taper vi mindre filtrat til formasjonen. Det er vanligvis nødvendig å holde stor overbalanse fordi vi ikke kjenner reservoartrykket. Dersom vi kjenner reservoartrykket, må vi holde overbalansen så låg som mulig (men aldri negativ)

Tilpasse brønnvæska til formasjonsvæska

Dersom vi skal kunne tilpasse den brønnvæska som står i porene, må vi ha kunnskap om hvordan porevæska og bergarta er sammensatte, og om hva for egenskaper de har. For letebrønner er dette vanskelig, men når det gjeld produksjonsboring, kjenner vi de fleste parameterene.

Holde utstyret rent

Det er spesielt viktig å holde utstyret rent ved visse brønnoperasjoner. For å holde utstyret rent bruker vi saltløsninger (brine) i staden for boreslam. Saltløsninger blir ofte nytta når vi overhaler brønner i vanskelige bergarter, eller når vi skal plassere bunnforing med filter (screens) eller sandpakking (gravel pack). Vi kan få plugging når vi bruker vanlig boreslam.

Unngår overdriven bruk av gjengesmurning

Borerør, foringsrør og annet utstyr som blir brukt i brønnen, får gjengepartiene innsette med gjengesmurning (dope). Dersom vi tek på for mye av dette stoffet, blir en del pressa ut på innsida av røret for så å bli med ned til bunn av brønnen. Gjengesmurningen kan være skadelig for formasjonen dersom han kommer dit, fordi vi blant annet kan få endret fuktegenskaper i formasjonen.

Utbedre skader Dersom vi får en skade i reservoaret, kan han repareres med at vi let

brønnen strømme gjennom det skadde området. Det gjeld spesielt skader som kommer av økt vannmetning og av emulsjoner. Men det finnes mange skadetyper som ikke kan reparerest med strømning i brønnen. Disse skadetypene kan utbetrast med syrebehandling:

Svelt leire Noen typer kjemiske utfellinger, for eksempel kalsiumkarbonat,

som ikke er løselig i praksis Noen av de faste stoffene som har gitt pluggingNoen skader er ikke mulige å reparere, og de må vi derfor hindre.

Kartlegging av en skade

Når vi skal kartlegge en skade på reservoaret, bruker vi noen metoder for å undersøke om det er skade og andre metoder for å finne ut hvor stor skaden er. En vanlig måte er å teste brønnen. For å få de data vi trenger om brønnen, må vi montere trykk- og temperaturmålarer i bunn av han. Vi kan installere disse målerene når vi skal gjøre testen, eller de kan være permanent installerte i brønnen. Når vi let det strømme fra brønnen en periode og så stenger han, får vi bygd opp trykket. For å finne ut hvor stor skaden er, kan vi analysere opplysningene fra trykkoppbygginga.

En skadd brønn

Vi har tidligere sett på forholdene rundt en uskadd brønn. Dersom bergarten rundt en brønn er påvirket av en skade, virker det inn på:

Strømingsraten i brønnen Permeabiliteten i brønnen Strømingstrykket i brønnen Trykkfallet fra reservoaret til brønnen

En formasjonsskade (skin damage) skriv vi med bokstaven S. Dersom det er skade i et reservoar, er det normalt berre områda nærmest brønnen som er skadde. Normalt øker det totale trykkfallet (Δpt) rundt brønnen som er skadd. Dette trykkfallet kan vi dele i to:

Trykkfall som kommer av skaden Normalt trykkfall, dersom det ikke er noen skade

Et trykkfall som kommer av skade kaller vi Δps,

mens Δpr er trykkfallet dersom det ikke er noen skade i reservoaret. Ut fra dette kan vi sette opp et utrykk for det totale trykkfallet fra reservoaret og inn i brønnen, Δpt (draw down)

Det totale trykkfallet blir: Δpt = Δps + Δpr

Vi kan plassere en skade i flere verdiområde. Vi skal også legge merke til at en skade og kan forbedre egenskapene til reservoaret. Denne inndelinga viser omfanget til skaden:

S>0: Reservoaret har skade. Trykkfallet på grunn av skadd Δps er større enn null

S=0: Reservoaret er uskadd. Vi kaller det for den naturlige tilstanden til reservoaret, og trykkfallet som kjem av ”skadd” Δps, er null

S<0: Reservoaret har fått betre strømningsegenskaper i forhold til den naturlige tilstanden (S=0). Trykkfallet som kommer av skadd Δps, er mindre en null

De verdiene som er utreknet for formasjonsskaden (S), ligg oftest mellom -5 og +30. Dersom vi har full blokkering i reservoaret, er formasjonsskaden uendelig stor. Det uttrykker vi matematisk slik: (S→∞)

Utrekning av en formasjonsskade: Vi kan rekne ut omfanget av skaden, og van Everdingen

definerte skaden som: Δps = (Sqoμ)/(2πkh)

Produksjon og injeksjonsbrønner Brønnene er oppbygd med flere foringsrør av ulik lengde

og ulik diameter Foringsrørene er sementert fast

Sikker og tett brønn Kontrollere trykkene i formasjonen

Det siste foringsrøret som ble satt: produksjonsforingsrøret Det foringsrøret som ligger nærmest produksjonsrøret

Det er produksjonsrøret vi skal produsere gjennom

Hvorfor er det nødvendig med enda et rør for å produsere olje og gass?

Foringsrørene er, som vi har sett, sementert fast.Vi kan ikke skifte dem som blir skadet

Ved å bruke produksjonsrør 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 produksjonsforingsrøret sammen med pakninger danner et ringrom (annulus), som kan fylles med en paknings væske. Pakningsvæsken er ofte vann med oppløst salt og kjemikalier. Salt blir brukt for å gi ønsket tetthet, og en væske som ikke gir utfellinger. Kjemikaliene som tilsettes skal hindre korrosjon og bakterievekst som kan utvikle H2S.

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 produksjonsrør. Med å drepe en brønn mener vi å plassere en tung væske i brønnen som gir et trykk i bunnen av brønnene som er større enn trykket fra formasjonen (poretrykket Pp). Når vi har denne situasjonen, vil ikke brønnen kunne produsere. Vi sier at brønnen er drept.

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 sirkulasjonsventilen og opp produksjonsrøret, eller motsatt veg. På den 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 at det er mulig å holde brønnen under kontroll i alle faser av produksjonen.

Produksjonen blir mer effektiv når en bruker produksjonsrør.

Det har vært svært vanlig å bruke et produksjonsrør i hver brønn, men i dag er det ofte flergrensbrønner aktuelt.

En flergrensbrønn er en brønn med flere grener som går inn på en hovedbrønn opp til plattformen.

Vi bygger en produksjonsbrønn for å produsere olje og gass, men en injeksjonbrønn for å presse vann, gass eller både vann og gass tilbake i reservoaret. Hensikten med å injisere væske eller gass tilbake til reservoaret er følgende:

Opprettholde trykk i reservoaretOpprettholde oljeproduksjonen

Vi bruker også vann og gass for å presse formasjonsvæska fra en injeksjonsbrønn og til en produksjonsbrønn. Det lar seg gjøre fordi olje og gass ikke er blandbare med vann.

Felt som inneholder olje og gass, kan vi transportere oljen med oljetanker.

Gassen blir i noen tilfeller transportert til land i rør.

På land kan vi kjøle gassen ned til 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 produksjonsbrønnene.

Produksjonsrør

Produksjonsrør blir fabrikkert i mange størrelser og kvaliteter om med ulike koblinger.

API er en klassifiseringsstørrelse som de fleste av fabrikantene av produksjonsrør bruker. Det betyr at vi skal kunne bruke rør som er laget på ulike steder, dersom de har samme dimmensjon.

Egenskapene til et produksjonsrør blir klassifisert, og de viktigste er:

Stålkvalitet (Grade) Kobling (Tubing joint) Lengde (Range)

Flytegrensen for et metall forteller oss hvor mye vi kan belaste metallet før det får en varig deformasjon. For produksjonsrør dreier det seg hovedsakelig om stål. Stål vil oppføre seg som en strikk. Når vi drar i det så blir det lenger Denne forlengelsen kan vi måle, hvis vi samtidig måler hvor stor

kraft vi bruker for å få denne forlengelsen. Kraften som måles er lineær med hensyn på strekningen (F=kx)

Hvis vi nå slipper av kraften, vil stålet gå tilbake til sin opprinnelige form.

Dersom stålet dras så langt at krafta ikke kan måles lineært lenger har vi kommet til et punkt som kalles stålets flytegrense.

Trekker vi enda mer og slipper på kraften, ser vi at stålet er blitt lenger en det opprinnelig var.

Stålet har fått varig forlengelse.

Kraften vi bruker er avhengig av arealet eller tverrsnittet som kraften virker på.

Kraften måles i newton (N), og forlengelsen måler vi i meter når vi bruker SI-enhetene. Arealet blir da i kvadratmeter (m²).

Flytegrensen kan og være oppgitt i megapascal eller psi.

Pascal er newton per kvadratmeter (N/m²) Mega=million Eks: 1 MPa = 1000000 Pa (N/m²) Pund per kvadrat tomme (psi) Dette er en amerikansk måleenhet. Måleenheten er

fortsatt mye i bruk i oljeindustrien, og derfor er det viktig å kjenne til den

1 bar = 100000 Pa = 14.5 psi

KoblingerProduksjonsrør leveres med to forskjellige

konstruksjoner av koblingene:Utvendig forsterkning (external upset)Ingen forsterkning (non upset)

Utvendig forsterkning Koblinger med utvendig forsterkning har ti gjenger per

tomme, og selve koblingen tåler stort eller større strekk enn selve rørgodset.

Ingen forsterkningKoblingen har åtte eller ti gjenger per tomme, og

koblingen har mindre strekkstyrke enn selve rørgodset. For hver koblingstype finnes det også flere

gjengetyper.

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-tetninger. Metall-mot-metall-tettninger blir tette dersom vi bruker gjengesmurning (dope), og dersom momentet ved sammenskruingen er stort nok. Momentet vi må bruke ved sammenskruingen, varierer fra gjengetype til gjengetype og vil være avhengig av rørdimensjonen.

LengdeneProduksjonsrør blir fabrikkert ved trekking og leveres i

tre lengeklasser (ranges)4.9-7.6 meter7.6-10.4 meter10.4-14.5 meter

Jordens oppbygging

Ble dannet for 4.7 milliarder år siden De siste 250 millioner år er de viktigste for

petroleumsforekomstene våre Består av: 30% land

70% hav og innsjøer Mount Everst 8850m Marianegropen 11033m

Jorden består av:

KjerneMantelJordskorpe

Jordens oppbygging

Jordens oppbygging

Jordens oppbygging

Kjernen består av to deler:

Ytre kjerne: Flytende form og består av jern, nikkel, silisium og andre metaller

Indre kjerne: Fast form og består av jern og nikkel. Densiteten er 13kg/dm3 Temperaturen er 6600oC

Mantel

Utgjør ca. 80% av jordvolumet

Består av: Olivinstein og eklogitter samt oksider og sulfider.

Mantelen har en fast form med unntak av den plastiske astenosfæren (100km-300kmdyp)

Jordskorpen

Oseanskorpen: 8-10km tykk, består hovedsakelig av eruptive bergarter som gabbro og basalt

Kontinentalskorpen: 35km tykk (under de høyeste fjellkjeder har skorpen en tykkelse på ca. 60-70km). Dominerende bergarter er granitt, gneis og skifer.

Litosfæren og astenosfæren

Litosfæren er den ytterste del av jorden. Den har en fast form og strekker seg til ca. 100 km dyp, dvs hele jordskorpen samt ytterste deler av mantelen.

Astenosfæren er lokalisert rett under litosfæren og strekker seg fra 100km – 300km dyp (er en del av mantelen). Denne sonen er plastisk.

Indre krefter/platetektonikk Litosfæren er delt inn i ca. 20 plater som beveger

seg oppå den flytende (plastiske) astenosfæren. Denne bevegelsen skyldes konveksjonsstrømmer i

mantelen (disse varmestrømmene oppstår bl.a. Pga radioaktiv spaltning i jordens indre)

Disse strømmene antas å være stabile og følger de samme banene i millioner av år før det skjer en ny banefavorisering og nye hovedbaner dannes.

Tre typer bevegelse langs plategrensene

Divergerende platebevegelser: platene driver fra hverandre

Konvergerende platebevegelser: platende beveger seg mot hverandre (kolliderer).

Konservative platebevegelser: platene beveger seg sideslengs i forhold til hverandre.

Platebevegelser

Vulkaner og vulkandannelse De fleste vulkaner er tilknyttet konvergerende og divergerende

plategrenser. Lavaen som størkner ved midthavsryggene er smelte fra bergartene i

mantelen. Lavaen er tyntflytende og kan strømme utover store områder før den størkner til bergarten basalt. Island som ligger på den midtatlantiske ryggen, består hovedsakelig av denne bergarten. Eksplosive utbrudd langs divergerende plategrenser er ikke vanlig.

Ved konvergerende plategrenser presses en av platene under en annen og det oppstår dermed en så høy friksjonsvarme at den nedpressede platen smelter. Denne smelta er mer seigtflytende og utbruddene mer eksplosive

Deformasjon av bergarter

Når geologiske lag blir utsatt for trykk vil de enten bøye seg eller brekke, noe som medfører folding og forkastning av lagene.

Hvilken struktur lagene får er avhengig av bergartenes fysiske egenskaper i tillegg til hvilke forhold som finner sted under deformasjonen

Forkastning

Forkastning er bruddlinjer der geologiske lag er forskjøvet i forhold til hverandre

Tre hovedtyper: Normalforkastning (dannes i områder utsatt for strekning) Reversforkastning (dannes i områder utsatt for kompresjon) Sidelengsforkastning

Forkastninger

Folding Etter at sedimentære bergarter er blitt avsatt i

horisontale lagpakker på havbunnen kan de bli utsatt for kompresjonskrefter slik at de bøyes. Vi sier at lagpakken er foldet.

Folding medfører dannelse av synklinaler og antiklinaler, hvor den sistnevnte kan være en mulig oljefelle.

Folding

Sedimentasjon

Mineraler og bergarter

Mineraler Hovedtyper av bergarter

MetamorfeEruptive (Magmatiske)Sedimentære

Mineraler

Mineraler er homogene, naturlig forekommende, faste, uorganiske stoffer med en definert krystallstruktur og en bestemt kjemisk sammensetning eller kjemiske forbindelser med kjemiske og fysiske egenskaper. Den kjemiske formelen kan i visse tilfeller variere mellom kjente endepunkter i et mineralsystem. Mineraler blir dannet gjennom geologiske prosesser.

Geologiske prosesser

StørkningMineraler dannes når bergartssmelter (magma) størkner

på eller under jordoverflata (magmatiske prosesser). Dette skjer ved temperaturer på mellom 600 og 1200°C, avhengig av trykk og kjemisk sammensetning. Etter hvert som temperaturen i smelta synker, utfelles ulike mineraler ved krystallisering.

Geologiske prosesser

Metamorfose Når en bergart utsettes for høgt trykk eller høge

temperaturer (200-800°C), kan det skje en omdanning av mineralene i bergarten, enten ved at to eller flere mineraler inngår i en kjemisk reaksjon, og/eller at mineralene reagerer med vann eller karbondioksid. Rekrystallisering, der det dannes større krystaller enn i utgangsbergarten, er også svært vanlig ved metamorfose.

Geologiske prosesser

Hydrotermale prosesserVed magmatiske prosesser og metamorfose er det svært

vanlig at det frigjøres varme vannløsninger - hydrotermale løsninger. Disse løsningene kan bevege seg gjennom omkringliggende bergarter og reagere med mineralene i dem (metasomatose). Løsningene kan også bli overmetta med oppløste stoffer, slik at mineraler felles ut direkte. Ofte finnes slike mineraler som årer eller ganger i berget.

Geologiske prosesser

Forvitring Mineraler som er danna ved størkning, metamorfose

eller ved hydrotermale prosesser er ustabile når de blir eksponert for atmosfæriske forhold på jordoverflata. De reagerer kjemisk med vann eller med stoffer i lufta, som karbondioksid eller svoveldioksid. De mineralene som da dannes er særlig leirmineraler, hydroksider, karbonater og sulfater.

Krystallform

Krystallform er den ytre formen som krystaller kan anta. Krystallformen gjenspeiler stoffets (mineralets) krystallstruktur.

Romboeder Kube Oktaeder Dodekaeder Tetragonal bipyramide

Sammensatt form: Firkanta prisme og bipyramide

Hardhet

Hardhet, vurderes etter en skala med ti nivåer. Den tidelte hardhetsskalaen ble utarbeidd av østerrikeren Friedrich Mohs på 1800-tallet, og kalles derfor Mohs skala.

Hardhet Hardhet, vurderes etter en skala med ti nivåer. Den tidelte

hardhetsskalaen ble utarbeidd av østerrikeren Friedrich Mohs på 1800-tallet, og kalles derfor Mohs skala. 1 Talk risses lett med negelen. 2 Gips risses mindre lett med negelen. 3 Kalkspat risses lett med kniv. 4 Flusspat risses mindre lett med kniv. 5 Apatitt risses vanskelig med kniv. 6 Feltspat risser så vidt glass og kan ripes med stålfil. 7 Kvarts risser letter glass. 8 Topas risser med letthet glass og riper kvarts. 9 Korund risser med letthet glass og riper topas. 10 Diamant risser med letthet glass og kan ikke ripes

Talk

Gips Kalsitt Fluoritt Apatitt

(Mg3Si4O10(OH)2)(CaSO4·2H2O) (CaCO3) (CaF2) (Ca5(PO4)3(OH-,Cl-,F-)

Feltspatt Kvarts Topas Korund Diamant

(KAlSi3O8)(SiO2) (Al2SiO4(OH-,F-)2) (Al2O3) (C)

De viktigste bergartsdannende mineralene Kvarts, SiO2 (silisiumoksid) Feltspatt Glimmer, X2Y4–6Z8O20(OH,F)4 hvor X er K, Na, eller Ca. Y er Al, Mg eller Fe.

Z er vanligvis Si eller Al Kalkspatt (Kalsitt), CaCO3 Pyroksen Amfibol Epidot, Ca2(Al, Fe)3(SiO4)3(OH). Granat Olivin, (Mg,Fe)2SiO4

Magmatiske bergarter (Eruptive) Vulkanske bergarter er de primære form av steiner som de

er dannet av det smeltede materiale av jordas indre (fra mantelen eller astenosfæren). De kan være extrusive vulkanske bergarter, dannet av utvisning fra vulkaner på jordas overflate (f.eks lava, tuffs), eller påtrengende vulkanske bergarter, der smelter (magma) har blitt trengt i en dybde i jordskorpen (for eksempel granitt, basalt terskler) og befestet der. Vulkanske bergarter sjelden form boremål for petroleum - men en sjelden gang, kan oppsprukne granitt og lava være produktiv for hydrokarboner.

Metamorfe bergarter Metamorf bergart eller omdannede bergarter blir dannet når en eller flere

bergarter blir utsatt for høyt trykk, temperatur og/eller kjemisk påvirkning. Bergartene smeltes og blir da omstrukturert (omdannet) og mineralene vil bli helt eller delvis omkrystallisert. Den har hatt en metamorfose.

Metamorfe bergarter er dannet av en blanding av en eller flere, magmatiske eller sedimentære bergarter. Faktorer som kreves for at en bergart skal gjennomgå metamorfose: Temperatur Varme Ionetransport Differensielt stress Metasomatose (varmt grunnvann)

Metamorfe bergarter har ofte et stripete (foliasjon) eller bølget mønster og er sjeldent helt homogen i struktur eller mønster.

Noen metamorfe bergarter

Gneis, dannet ved høy grad metamorfose, dens protolitt kan være blant annet leirskifer eller fyllitt

Kleberstein, dannet av hovedsakelig gabbro, basalt eller diabas

Kvartsitt, dannet av hovedsakelig sandstein Hornfels, dannet av sandstein eller leirstein Fyllitt og glimmerskifer, dannet av hovedsakelig leirskifer Marmor, dannet av hovedsakelig kalkstein

Sedimentære bergarter

Sedimentære bergarter eller avsetningsbergarter består av konsoliderte sedimenter. Den kan være en lagdelt bergart, som har svært gode kløvegenskaper mellom hvert lag, som skifer. Den kan inneholde boller (runde stykker) av bergarter, innstøpt i en sement (forsteinet leire) som konglomerater. Eller ha en homogen struktur som sandstein og kalkstein.

Dannelse Dannet ved avsetning eller avleiring av mineraler og gamle

bergartsfragmenter. Sedimentære bergarter er vanligst dannet av materiale fra eldre forvitrede bergarter (grus, sand og leire). Disse er forvitret på grunn av frost (frostspregning), mekaniske påkjenninger, ras og isbreer.

Disse har blitt avsatt etter å ha blitt ført med vind eller vann. Vanligst er de ført med vannmasser (elv) ut i et basseng (vann, havet) og blitt avsatt der, lag på lag. Nærmest elveutløpet avsettes de største og tyngste fragmentene, mens de små og lette fragmentene føres med vannmassene lengre ut i bassenget før de synker til bunnen og avsettes.

DannelseAvsetning fra et elveløp, skjer i intervaller eller sykluser. Fordi mengden av vann i elven og mengden av bergartsmaterialene i vannet varierer med årstidene, vil det avsatte laget bli variert og lagdelt, med grovere og finere masse.

Sedimentene (avsetningene) er herdet, sementert eller «forsteinet». Høyt trykk og temperatur har bidratt til dannelsen av denne gruppen bergart. Men de er ikke omdannet (metamorfose), slik som hos de metamorfe bergartene, der bergarten er krystallisert. Sedimentære bergarter er døde og mangler krystaller.

Oppsummering av dannelse: Forvitring → Erosjon → Transport → Sedimentasjon → Litifisering

Sedimentære grupper

Sedimentære bergarter deles inn i fire grupper etter hvordan de er dannet, eller rettere, hvorhen og hvordan de er avsatt.

Fluviale bergarter – avsatt i elveløp Deltaiske bergarter – fra elvedelta Marine bergarter – fra havet Eoliske bergarter – avsatt med vinden

Sandstein Sandstein er en sedimentær bergart dannet av sandkorn bundet

sammen ved et bindemiddel. I likhet med vanlig sand, er hovedbestanddelen kvarts og feltspat, siden dette er de vanligste mineralene i jordskorpa. Bindemidlet er oftest kvarts, kalk eller leire. Fargen varierer vanligvis fra gråhvit til rødbrun. Sandstein med mye feltspat kalles arkose (grovkornet, rødlig) eller gråvakke (finkornet, grågrønn).

Noen sandsteiner er porøse, idet mellomrommet mellom sandkornene ikke er helt fylt av bindemidlet. Disse kan holde vann eller petroleum, og er viktige reservoarbergarter ved olje- og gassutvinning, bl.a. ved Statfjord og Trollfeltet i Nordsjøen.

Siltstein

Siltstein er en klastisk sedimentær bergart som er satt sammen av partikler med størrelse mellom de grovere partiklene i sandstein og de finere i leirskifer. Den består mer enn to tredeler av siltpartikler, dvs. kornstørrelse som er mellom 0,002 og 0,006 mm.

Leirskifer

Leirskifer er en sedimentær bergart og består av konsoliderte sedimenter. Leirskifer er lagdelt og har gode kløvegenskaper i alle retninger, men best i liggeplanet. Den kan deles opp lagvis i milli- til centimeter tykke flak.

Trykk

Trykk = kraft/areal (Pa=N/m²), 1bar=100.000 Pa Hydrostatisk trykk

Vi tenker oss en firkantet pakke med vann som ligger i ro under en fri overflate. Vekten av vannet over må balanseres av trykket i denne pakken. For en uendelig liten pakke er det fysiske stresset det samme i alle retninger, og vekten av vannet, som er det samme som trykket kan uttrykkes som P=ρgh

P er det hydrostatiske trykket (i Pascal) ρ er vanntetthet (i kg per kubikkmeter) g tyngdeakselerasjonen (i meter per sekund i

andre) h er høyden av vannet over (eller dypet til pakken,

i meter)

Trykk i bergarter

I bergartsfysikk er poretrykket trykket til væska i porene. Også betegnelsen porevannstrykk blir benyttet, når væska er vann. Trykket kan måles med et piezometer. Uventet høyt poretykk kan være en sikkerhetsrisiko under boreoperasjoner knyttet til petroleumsutvinning.

Unormale poretrykk

Dersom bergarten ikke har gjennomgått en ”normal” pakking, kan vi risikere unormalt høye poretrykk (inkl. unormal høy porøsitet).Porevæsken kan ikke forsvinne ut av bergarten når den

under sedimentasjonen presses sammen og herdes.Det betinger tette materialer, og derfor finner vi oftest dette i

kalk og leirbergarter. Er det mye sand tilstede, vil bergarten være langt mer permeabel og lettere slippe porevæsken ut under sammenpressingen.

Darcys ligning

Darcys ligning: q/A=-k/μ ΔP/ Δx Sfærisk modell Halvkuleforma modell Elliptisk modell Radiell strøming Konvergerende strømning

Trykkfall i reservoaret

Δ Pr = Ps-Pwf, Trykkfall i reservoar= statisk reservoartrykk-

strømningstrykk i brønn

Produksjonsindeksen (PI) Produksjonsindeksen (PI) er et mål for det

produksjonspotensialet brønnen har av brønnvæske.

Produksjonsindeksen er forholdet mellom den produksjonsraten brønnen av brønnvæske, og trykkfallet i reservoaret.

J=(qo+qw)/(ps-pwf), q= qo+qw => J=q/Δ Pr

J: Produksjonsindeks i bbl/d/psi eller m³/d/bar

pwf=- q/J + ps

q

pwf

ps

qmt

qmt=maksimum teoretisk strømningsrate

SI systemet Meter er den grunnleggende SI-enheten for måling av lengde.

Symbolet for meter er m. En meter er definert som avstanden lyset (c) beveger seg i vakuum i

løpet av 1/299 792 458 sekund. Definisjonen ble vedtatt i 1983 av den 17. generalkonferanse for vekt og mål.

1 meter er lik: 1000 millimeter 100 centimeter 10 desimeter 0,001 kilometer

Kilogram er den grunnleggende SI-enheten for måling av masse. Symbolet for kilogram er kg. Prefikset kilo er det latinske ordet for tusen.

Et kilogram er definert som massen til en bestemt mengde platinum-iridium, som befinner seg hos Det internasjonale byrået for mål og vekt (Bureau International des Poids et Mesures). Opprinnelig var enheten definert som massen til en liter rent vann.

Et kilogram er omtrent vekten av en kubikkdesimeter (en liter) vann.

1 kilogram er lik: 1 000 gram 100 dekagram 10 hektogram 0,001 megagram

Sekund er den grunnleggende SI-enheten for måling av tid. Flere av de andre SI-enhetene er definert ut fra sekund.

Ordet sekund kommer fra det latinske uttrykket pars minuta secunda som betyr «andre forminskelsesgrad». Dette henspiller på en time redusert to ganger – til minutt og deretter sekund.

I vanlig bruk er et sekund lik 1/60 minutt, eller 1/3600 time, eller 1/86400 døgn. I vitenskapen er sekundet teknisk definert i forhold til strålingen fra cesium-133 atomet ved null temperatur.

Newton (symbol N) er SI-enheten for måling av kraft. Enheten har fått navn etter Sir Isaac Newton på grunn av hans viktige bidrag til klassisk mekanikk. Den ble tatt opp av Conférence Générale des Poids et Mesures (CGPM) i 1960.

En kraft på 1 N er med andre ord den kraften som trengs for å akselerere en masse på ett kilogram en meter per kvadratsekund (endre massens bevegelseshastighet med 1 m/s i løpet av ett sekund).

En kraft på 1 N er med andre ord den kraften som trengs for å akselerere en masse på ett kilogram en meter per kvadratsekund (endre massens bevegelseshastighet med 1 m/s i løpet av ett sekund).

Joule er en avledet SI-enhet for måling av energi (herunder varme). Symbolet for joule er J. Enheten er oppkalt etter den engelske fysikeren James Prescott Joule (1818–1889), og er definert ved hjelp av de grunnleggende enhetene meter, sekund og kilogram.

En joule er definert som J=k m²/s² 1 joule er den energimengden som kreves for å utøve en kraft på 1

newton over en distanse på 1 m. 1 joule kan altså også defineres som 1 newtonmeter, men betegnelsen newtonmeter brukes vanligvis som mål på dreiemoment. 1 joule er også det samme som 1 wattsekund.

Watt er en avledet SI-enhet for måling av effekt. Symbolet for watt er W. En watt svarer til 1 joule per sekund (1 J/s) eller i elektriske enheter 1 volt-ampere (1 V·A).

Enheten watt beskriver raten i joule per sekund som energi konverteres, brukes eller spredes med.

Enheten har fått navn etter James Watt for hans bidrag til utviklingen av

dampmaskinen. Den ble tatt opp av Conférence Générale des Poids et Mesures (CGPM) i 1960.

Kilowatt (kW) avløser den eldre enheten hestekraft, en metrisk hestekraft er lik 735,49875 watt og forkortes hk. Tilsvarende er 0,73549875 kilowatt en hk.

   [skjul] SI-enheter

Pascal er en avledet SI-enhet for måling av trykk. Symbolet for pascal er Pa. Det tilsvarer en newton per kvadratmeter.

Enheten er oppkalt etter Blaise Pascal, en fransk matematiker, fysiker og filosof.

Siden 1 Pa er et lite trykk så bruker man ofte heller: hektopascal (hPa), 1 hPa = 100 Pa = 1 millibar , brukes særlig

innen meteorologi kilopascal (kPa), 1 kPa = 1000 Pa megapascal (MPa), 1 MPa = 1000 000 Pa, brukes særlig for å angi

elastisitetsmodul, fasthet og spenning i materialer. 1 bar=100000 Pa

Plattformtyper Condeep-plattform er benevnelsen på en serie oljeplattformer som

ble utviklet i Norge for boring etter olje og gass i Nordsjøen. Navnet kommer av engelsk «concrete deep water structure», eller dypvannskonstruksjon av betong.

Plattformene hviler på tykke betongtanker som står på havbunnen og fungerer som oljelager. Opp fra disse stikker det så en, tre eller fire slanke hule søyler, som går rundt 30 meter over havoverflata.

Det var Stavangerfirmaet Norwegian Contractors som utviklet konseptet med Condeep-plattformer fra 1973, etter suksessen med betongtanken på Ekofiskfeltet.

Condeep-plattformer blir ikke produsert lenger. De store betongplattformene er utkonkurrert av nye, billigere flyterigger og fjernstyrte undervannsinstallasjoner.

Liste over Condeep-plattformer i Nordsjøen

Beryl A, Mobil, 1975, 120 meters dyp Brent B, Shell, 1975, 140 meters dyp Brent D, Shell, 1976, 140 meters dyp Frigg TCP-2, Elf, 1977, 104 meters dyp Statfjord A, Mobil, 1977, 146 meters dyp Statfjord B, Mobil, 1981, 146 meters dyp Statfjord C, Mobil, 1984, 146 meters dyp Gullfaks A, Statoil, 1986, 135 meters dyp Gullfaks B, Statoil, 1987, 141,6 meters dyp Oseberg A, Norsk Hydro, 1988, 109 meters dyp Gullfaks C, Statoil, 1989, 216 meters dyp Draugen, Shell, 1993, 251,3 meters dyp Sleipner A, Statoil, 1993, 82,5 meters dyp Troll A, Shell, 1995, 302,9 meters dyp

En Condeep-plattform under bygging i Stavanger.

Pælet plattform (Jacket plattform)Den mest brukte plattformen i NordsjøenBærende konstruksjon er bygd som fagverk i stålPlattformen blir pælet fast til bunnenKonstruksjonen er utsatt for korrosjonHar ingen lagertank, men må bli tilknyttet

rørledningsnett

En strekkstagplattform (engelsk: Tension-leg platform, TLP) er en flytende og vertikalt forankret plattform eller lastebøye som normalt brukes til offshoreproduksjon av olje eller naturgass, og er spesielt egnet for vanndybder på over 300 meter. Som regel brukes stag eller kjetting for å holde plattformen på plass.

Strekkstagplattform Rimelig løsning Rask å installere Kan utrustes helt ved land Kan brukes på svært store dyp Kan flyttes når et felt er tømt

Pga. bevegelser av sjø kreves

kompenseringsutstyr

Brønnhodeplattform

Kan være alternativ til produksjonsanlegg på havbunnen, spesielt der havdybden er liten, som i den sørlige delen av nordsjøen.

Brønnhodeplattformen er en ubemannet liten plattform, som vi kan fjernstyre fra en ”morplattform”.

Ventiltreet ligger tørt

Varg A med Petrojarl Varg i bakgrunnen

Produksjonsanlegg på havbunnen Med produksjonsanlegg på havbunnen mener vi

”satelitter”, som er enkeltstående brønner knyttet til en manifold som igjen er knyttet til en ”morinstallasjon”, eller ”templater”, som igjen er større brønnrammer med plass til flere brønner der manifolden ligger på selve brønnrammen og har tilknytning til en prosessplattform.

Eksempler: Tommeliten, Snorre UPA,

Tordis, Troll Olje og Statfjord satelittene

Produksjonsskip

Løsninger med produksjonsskip vil bli brukt i kombinasjon med produksjonsanlegg på havbunnen. Eventuelt brønnhodeplattformer.

Halvt nedsenkbar plattform (Semisubmersible) - Flyttbar innretning som består av et dekk plassert på søyler festet til to eller flere pongtonger. Under virksomhet fylles pongtongene med vann og senkes under havflaten. Fartøyet holdes normalt i posisjon ved hjelp av ankere, men kan også ha dynamisk posisjoneringsutstyr (DP). Har som regel eget fremdriftsmaskineri (maks. havdyp ca. 600 til 800 meter). Vanligste type er "halvt nedsenkbar borerigg".

Halvt nedsenkbar plattform

Oppjekkbar plattform ”Jack-up-rig” Upåvirket av været i borefasen Sikkerhetsventilen er plassert på dekk Den trenger ikke forankringssystem Den trenger ikke hivkompensator (fast installasjon i

borefasen) Den har flyttbart boretårn Dybdebegrensningen er 150 meter Den er ustabil under flytting Den er avhengig av taubåt ved flytting

Boreskip

Boreskipet er lett å flytte og er derfor godt egnet til boring på store dyp, siden det er godt egnet for dynamisk posisjonering. Det trenger forholdsvis liten kraft for å holde seg i posisjon, men er langt mer ustabil enn halvt nedsenkbare rigger.

Plattformens hovedsystemer

Brønnkontrollsystemets oppgave er å ha kontroll over brønnen til enhver tid. Systemet må kunneKontrollere volumet av borevæske som er i brønnenStenge brønnen dersom det strømmer reservoarvæske

inn i denFjerne gass/væske som kommer inn, på en sikker og

effektiv måte

Brønnkontrollsystemets hovedkomponenter

Måletank (Trip tank) Sikkerhetsventiler, BOP (Blow Out Preventer) Avledningssystem Strupe- og drepemanifold (Kill and choke

manifold Seperator)

Måletank Full av slam under boring Endringer i volumet av slam kontrolleres i måletanken Kjøres borerør inn i brønn vet man hvor mye stål som går

inn i brønnen Økning av volumet i måletanken er like stor som

stålvolumet som kjøres inn i brønnen Motsatt når rør trekkes ut av hullet Uventede forandringer i måletanken betyr da at væsken

enten forsvinner inn i formasjonen eller formasjonsvæske kommer inn i brønnen.

Sikkerhetsventiler, BOP Sikkerhetsventilsystemet består av flere ventiler som er

montert oppå hverandre. Forskjell i oppbygningen av systemet på fast installasjon

(surface BOP) og system som skal stå på havbunnen (subsea BOP).

Subsea BOP To ringromsventiler (annular preventer) Tre borerørsventiler (blind ram, pipe ram) En kutteventil (shear ram)

Hensikt: Stenge ringrommet i brønnen (åpningen mellom borerør og brønnvegg).

Ventilene må kunne stenge brønnen i ulike situasjoner med og uten borerør i brønnen

Uten borerør, må ventilene kunne stenge i åpent hull. Ringromsventil og borerørventil.

Borerørsventiler

To stålblokker blir ført inn mot hverandre og stenger av ringrommet

Pakninger i fronten på stålblokkene sikrer en effektiv tetting når de treffer borerøret

En rørventil (pipe ram) er konstruert for å kunne tette rundt et rør. Borerøret skal også kunne henges av på denne ventilen

1 Blind ram

2 Hydraulic cylinder

piston with a manual

Lock

3 Hydraulic cylinder

4 Pipe ram

5 Lid

6 Body

7 Pipeline to the

accumulator unit

  

  

Blindventilen (blind ram) er konstruert for å kunne stenge brønnen når det ikke er borerør i brønnen

Hvis vi ikke klarer å stenge borestrengen innvendig og det oppstår en kritisk situasjon, bruker vi en kutteventil (shear ram)OBS: Viktig å hente av borestrengen i en rørventil før

vi kutter.

Ringromsventilen (annular preventer) er den andre hovedtypen av ventiler vi bruker. Den inneholder en gummiring, som blir presset sammen rundt borestrengen når vi stenger, slik at ringrommet stenges tett til. Pakningselementet består av en spesiell gummitype som har innstøpt en del stålsegmenter. Hensikten med stålsegmentene er å stive av og på den måten forsterke konstruksjonen.

Annular preventer

Avledningssystemet skal lede bort gass som kommer opp til plattformen på utsiden av borestrengen

Hvis en av BOP-ventilene stenges i forbindelse med at formasjonsvæske har kommet inn i brønnen, må vi sirkulere ut denne væsken eller gassen. Gassen blir da ledet bort gjennom strupe og dreperør (kill and choke line) under den stengte BOP-ventilen og opp til plattformen. Oppe på plattformen fører disse rørene til strupe og drepemanifolden.

Vi kan lede væske og gass fra brønnen på en kontrollert måte til en separator (poorboy degasser) som står etter strupe- og drepe- manifolden.

Standsrørmanifolden (standpipe manifold) er plassert på boredekket. Hensikten er å motta borevæske fra plattformens slampumper og lede den opp ett av to stigerør til tårnboremaskinen (top drive).

Stigerøret Stigerøret (riser) er forbindelsen mellom BOP-ventilen og

plattformen. Selve stigerøret er av høykvalitetsstål, med koblinger i hver ende. Stigerøret blir levert i flere lengder, slik at lengden opp til plattformen kan justeres.

Utvendig av selve stigerøret ligger drepe- og strupeledningene (kill and choke line). Den ene av disse ledningene, drepelinjen, blir brukt til å pumpe nytt tyngre slam ned i brønnen ved en utblåsning eller innstrømning (kick). Den andre ledningen, strupelinjen tar returen. Drepe- og strupelinjene kan brukes motsatt veg.

Drepe- og strupelinjene kan brukes motsatt veg. På stigerøret er det også ofte en sirkulasjonslinje (booster line). Den er som regel montert i tilfeller der det er stor diameter på stigerøret og vi ønsker å øke strømningshastigheten opp stigerøret

På stigerørene bruker vi oppdriftselementer. Det er nødvendig på grunn av tungt utstyr og store havdyp.

Fleksible ledd

Kuleleddene tillater plattformen å bevege seg i horisontal planet. Ett kuleledd står rett over BOP-ventilene (det nedre kuleleddet), og oppe ved plattformen finner du det andre kuleleddet (det øvre kuleleddet). Leddet skal kunne gi en sidebevegelse som gir stigerøret en helning på 10 grader i forhold til vertikallinjen.

Teleskopleddet (slip joint) er det øverste leddet i stigerørssystemet, og det skal kompensere boreplattformens bevegelse i vertikalplanet på grunn av bølger og tidevann. Teleskopleddet består i hovedsak av et indre og et ytre rør, der det indre røret beveger seg opp og ned i det ytre røret, og tar på den måten opp de vertikale bevegelsene til riggen.

Slip joint

Det indre røret har en stoppring i bunnen, slik at det ikke kan gli ut av det ytre (når rørene er i ytterstilling). Det er også et pakkboksarrangement av gummi som tetter mellom det indre og det ytre røret. Det indre røret er i toppen festet til kuleleddet, som igjen er festet til avledningssystemet (diverter), mens det ytre røret er festet til stigerøret. På det ytre røret feste for strekkliner og sirkulasjonslinjer. På grunn av plattformens bevegelse bruker vi fleksible rør på sirkulasjonslinjene fra ytterrøret til plattformen.

Diverter

Avledningssystemet

Avledningssystemet (diverter) er tilkoblet to 12” rør. Gjennom dem blir returslammet ledet tilbake til slamtankene eller boreplattformen. Hvis vi får utblåsning (kick) før sikkerhetsventilen (BOP) er montert når det bores med stigerør, eller gass stiger opp uten å bli oppdaget etter at sikkerhetsventilen er montert kan den avledes ved å aktivere avledningssystemet.

Bulk- og trykkluftsystem Tidligere var det vanlig å lagre sement i sekker. Fordi vi

sparer både tid og penger, har vi gått over til å lagre sementen i siloer. En annen årsak er støvplagene. I dag er det av hensyn til miljøet og medarbeiderenes helse et krav at systemene skal være lukket. Bulksystemet er lagerplass for sement og andre tilsetningsstoffer i fast form. Lagertankene er siloer som kan trykksettes med luft, systemet er altså et pneumatisk operert transportsystem.

Siloene finnes i ulike størrelser, slik at de kan tilpasses ulike behov. Sementpulveret pumpes fra hovedlagringstanken og til mindre siloer eller tanker (surge tanks). De små tankene står rett over selve blandetrakten. Når sementjobben er gjort, er det viktig å rengjøre og fjerne all sement som måtte være igjen i tankene. Grunnen er at tankene aldri er helt tette, slik at fuktighet og kondens kommer til. Sementrestene er da svært vanskelige å fjerne.

Boremodulen Rørhåndteringssystemet omfatter områdene

rørlager, boredekk og boretårn Hovedsystemene er:

RørlagerRørtransportRørhåndteringHeisesystemRotasjonssystem

Rørlager

Rørlageret (pipe rack) brukes primært for lagring av rør og utstyr for boring, komplettering og brønnvedlikehold. Utstyr som lagres på rørlageret, kan deles i grupper for permanent lagring og for midlertidig lagring.

Hovedkomponenter som krever permanent lagerplass:

Rørtransportsystem Magnetåk for brokran Stigerørselementer for bore- og

produksjonsstigerør Borerør, vektrør og foringsrør Konteinere

Hovedkomponenter som krever midlertidig lagerplass:

Strekkompenseringsystemet for produksjonsstigerør

Ventiltrær for produksjon og injeksjon Konteinere og utstyrskurver (baskets) Verktøy

Rørtransport

Alt materiell blir transportert til og fra boreanlegget ved hjelp av dekkskraner, som bør dekke rørlagerområdet best mulig (kapasitet/rekkevidde). Inne på rørlageret håndteres stort sett alt materiell med en traverskran.

Traverskran

I prinsippet har traverskranen to hovedoppgaver:Å laste rør og annet utstyr på og av

rørtransportsystemetÅ håndtere utstyr på rørlageret

Traverskran med magnetåk Magnetåket er hengt opp i de hovedløftekrokene

til kranen. Mellom hvert magnetpar er det en teleskoparm slik at innbyrdes avstand kan låses. Armen kan justeres i intervaller på 5, 6, 7 og 8 m. Magnetåket består av fire rektangulære magneter.

Traverskranen tar seg altså av håndtering av rør og utstyr på rørlageret. I tillegg trenger vi et system som kan overføre utstyr som kan overføre utstyr mellom rørlageret og boredekket.

Rørbro

For håndtering på rørlageret og mellom rørlagere og boredekk er det i løpet av det ti siste årene utviklet en rekke forskjellige systemer:Rørbromaskiner (catwalk machines), en kombinasjon

av traverskran og rørkranTraverskran og mekanisk rørrampe, kabeltrukket vogn

og automatisk ”pick-up/lay down”-system

”Catwalk machines”

Rørhåndtering i boretårnet Rørhåndteringssystemet kan være et trearmet system med

to armer i boretårnet og en styrearm på boredekket. Øvre styrearm og fingerbordet blir operert fra tårnhytta.

Øvre styrearm er en teleskoparm, montert på en vogn. Armen kan dreies 180º, og armens gripehode kan håndtere rørdiametre i området 3½-9½”. Styrearm og gripehode er hydraulisk drevet. Fingerbordet er utstyrt med spyd der borerørene skal plasseres.

Midre styrearm blir styrt fra den assisterende borerens hytte. Midre styrearm kan håndtere vektrør med diameter inntil 8”. Armen er plassert ca. 9 m over boredekket og blir brukt til å løfte og styre rørlengdene, mens øvre styrearm bare er derfor forbundet med en løftesylinder, som blir hydraulisk operert.

Styrearmen på boredekket blir brukt til generell styring og løfting av rør og annet utstyr på boredekket. Hovedfunksjonen er styring av tyngre komponenter mellom rotasjonsbord og stable områder.

Pipe handeling

http://www.youtube.com/watch?v=3oZN-fdyzI4 http://www.youtube.com/watch?

v=L8sbsYTvP1E&NR=1&feature=fvwp http://www.youtube.com/watch?

v=qOVESlv8OH4&NR=1 http://www.youtube.com/watch?

v=WPOi1WYTf2c

Momenttrekker

I motsetning til vanlige heisespill som er utstyrt med integrerte momenttrekkere eller nokker (cat heads), er en del plattformer utstyrt med frittstående momenttrekkere. Momenttrekkerene blir fjernstyrt fra borerens kontrollpanel

Rørkoblingsventilen

Rørkoblingsventilen (iron roughneck) er montert på skinner som er sveiset fast i dekket.

Automatkilen (slips)

Automatkilen er pneumatisk drevet og blir fjernstyrt elektrisk fra borerens kontrollpanel.

Heisesystemet

Heisespill (draw works) Kronblokk (crown block) Løpeblokk (traveling block) Dødvaierfeste (deadline anchor) Borevaier (Drilling line) Trommel for reservevaier (Storage reel)

Blokk og ståltauStåltauet er bygd opp av flere deler, vanligvis seks i spiral omkring en kjerne. Hver av delene består igjen av et antall ståltråder lagt i spiral i

ett eller flere lag.Dimmensjon: Mellom 1 og 1 ½”

Under opprigging: Borelina (drilling line) må trekkes gjennom heisesystemet.

Hente line fra reservetrommelen og træ den over en trinse (sheave) på kronblokken.

Deretter blir borelina dradd ned til boredekket og løpeblokken (traveling block)

Lina blir ført rundt en av trinsene før den igjen går opp til kronblokken, rundt en ny trinse og ned til løpeblokken igjen.

Hivkompensator for borerør Borerigger som skal brukes offshore, er i bevegelse opp

og ned på grunn av bølger og tidevann. Siden vi ønsker at borekronen i enden av borestrengen skal ha en konstant trykkraft mot formasjonen, må boreriggen kunne bevege seg, mens borestrengen står i ro, med konstant vekt på borekronen. Det finnes flere typer kompensatorsystemer (heave compensations systems). En hivkompensator for borestrengen kan være montert over løpeblokken eller toppmontert.

Strekksystem for marint stigerør Et eget strekksystem brukes på det tunge stigerøret

(riser). Det blir gjort for å holde stigerøret i strekk og på den måten hindre det i å bøyes på grunn av vekten. Stigerørets strekksystem finner du i det åpne området under boredekket (moon pool). Strekksystemet er koblet sammen med den øvre delen av stigerøret med vaier.

Rotasjonssystemet

Det mest brukte systemet på boreplattformer i dag for å rotere borestrengen er en tårnmontert boremaskin (top drive)

Tidligere bestod rotasjonssystemet av en svivel, et kort rør som ble kalt drivrør (kelly) og et rotasjonsbord.

Rotasjonsbord og en svivel er

fremdeles nødvendig, mens drivrøret

er historie.

I begge systemene blir det overflatemonterte rotasjonssystemet koblet på borestrengen. Når vi bruker begrepet borestreng ute på plattformen, mener vi alle komponentene fra borekrone (bit) til svivel, mens ordet borestreng egentlig betyr borerør.

Drill bit

Borestrengen, annet utstyr og borekronen blir skrudd sammen og fra hverandre på boredekket (drill floor). Boredekket har plass for et stort antall verktøy og lagerplass for borerør.

Et moderne rotasjonssystem består av tårnboremaskin og et rotasjonsbord. Som for heisepill får vi tårnboremaskiner som er hydraulisk drevet. Tårnboremaskinen er enten elektrisk eller hydraulisk drevet, og består av følgende hovedkomponenter: Kraftsvivel Girkasse Hydrauliske motorer Rørhåndterer

Boring fra en flytende installasjon

Ved boring fra et boreskip eller en halvt nedsenkbar borerigg (semi submersible) er det behov for et mer komplisert brønnhodesystem enn det som blir brukt på faste installasjoner på land.

Farkosten som plasseres over brønnen, vil være i bevegelse opp og ned på grunn av tidevann og bølger.

Ved grov sjø eller andre farlige situasjoner må flyteren derfor kunne forlate brønnen hurtig.

Brønnen må kunne sikres på en effektiv måte, og frakobling fra brønnhodet (well head) må skje i løpet av sekunder.

En flyter har havbunnsutstyret (sub sea equipment) om bord på plattformen. Dette utstyret er svært tungt, og det er lagret i nærheten av åpningen i senter av plattformen (moon pool)

En moderne borerigg har også en fjernstyrt miniubåt om bord.

Det finnes to forskjellige havbunnsystemer

(sub sea systems):

Havbunnssystem med/uten ledevaier

Havbunnsystem med ledevaier (guideline drilling system) er normalt brukt på moderate havdyp fra farkoster som er oppankret over brønnen.

Havbunnsystem uten ledevaier (guidelineless drilling system) er utviklet for bruk på store havdyp fra farkoster som benytter dynamisk posisjonering som forankring under boreoperasjonen.

Operasjonsbeskrivelse Boreoperasjonen starter med at vi plasserer en midlertidig

lederamme (temporary guide base) på havbunnen. Denne operasjonen blir foretatt enten du bruker et system med eler uten ledevaiere. Den midlertidige lederammen er en stålstruktur som danner et fundament for det videre arbeidet med brønnen. Vi fester ledevaierene til den midlertidige lederammen og senker strukturen ned..

Operasjonen blir fulgt ved hjelp av et kamera. Etter at den midlertidige lederammen er plassert på havbunnen, borer vi 36” hull for 30” foringsrør (conductor casing). Denne boreoperasjonen skjer uten retur av borevæske til plattformen. Den eneste forbindelsen opp til riggen er borerøret og ledevaierene

Klargjør permanent lederamme og plasserer ledevaierene i styrestolpene. Vi kan nå kjøre det 30” foringsrøret gjennom rotasjonsbordet. Og gjennom åpningen i den permanente lederammen.

Rørlengdene kobles sammen med hjelp av hurtigkoblinger. Den siste rørlengden av dette foringsrøret kalles brønnhodehuset (well head housing).

Brønnhodehuset monteres fast i den permanente lederammen før alt landes på havbunnen ved hjelp av en borestreng. Borestrengen blir så frigjort, og foringsrøret er klart for sementering. Det vil normalt bli gjort ved at borerør kjøres ned innvendig i foringsrøret. Denne sementerings jobben kalles innerstrengssementering, eller sementering med stringer. Som er vanlig med sementering av store foringsrør.

Deretter borer vi 26” hull. Det kan gjøres med en 17 ½” borkrone og en 26” hullåpner (under-reamer). Denne seksjonen blir I dag boret uten retur til plattformen, og grunnen til det er faren for å treffe på formasjoner som inneholder gass. Gass som finnes i formasjoner høyt oppe kalles grunn gass (shallow gas).

Ved boring av topphull borer vi gjennom formasjoner som har liten styrke. Det betyr at borevæsken ikke alltid kan gi den overbalansen som er nødvendig ved en innstrømning. Den store hulldimensjonen og det lille hydrostatiske trykket borevæsken har, og at formasjonene normalt har svært høy permeabilitet, kan føre til at gass strømmer inn i brønnen raskt. Hvis boreriggen har retur (riser) til plattformen, kan denne gassen bli ført opp til plattformen, og riggen vil være i fare.

Vi er nå klar til å sette 20” foringsrør. Øverste del av 20” foringsrør er brønnhodet (well head). Brønnhodet har normalt en diameter på 18 ¾.

Hensikten med brønnhodet er:Å feste sikkerhetsventilen til brønnen og å bære vekten

av denÅ henge av mindre foringsrør innvendig Å gi feste for ventiltreet på en havbunnskomplettert

brønn

Utblåsningssikring (BOP) funksjonstestes så på overflaten.

Deretter kjøres utblåsningssikringen inn under rotasjonsbordet, og stigerøret kobles til på toppen av BOP ventilene.

BOP ventilene og stigerørssystemet senkes ned og kobles til 18 3/4” brønnhode ved hjelp av hydrauliske koblinger.

Når ventilen er plassert, skal den trykktestes. Når trykktesten er ferdig, monteres en slitasjeforing i brønnhodet, og vi er klare for å bore 17 ½” seksjon.

Well head

Blow out preventer

Boreoperasjonen starter, og vi borer oss gjennom foringsrørskoen på 20” foringsrør og inn i ny formasjon. Fem meter inne i et nytt hull tar vi en test av formasjonen (leak off test), før seksjonen bores ferdig. Testen utføres for å finne ut hvor mye formasjonen tåler før den sprekker opp (frakturerer). Når seksjonen er ferdigboret trekker vi ut borestrengen, hullet logges hvis det er nødvendig, og vi setter 13 3/8” foringsrør og sementerer. Denne sementjobben blir normalt gjort ved å bruke topplugsementering.

Boring fra en oppjekbar rigg

Den største forskjellen fra en flyterigg er at BOP-ventilene nå skal plasseres på dekk. Det betyr at 30” og 20” foringsrør er trukket tilbake fra havbunnen og opp til plattformen. Oppe på plattformen blir disse foringsrørene kuttet, og et brønnhode bygges opp. Når 20” foringsrør er på plass, Blir BOP-ventilen montert.

Boring av 36” hull

Boring av 36” hullFørst 17 ½” hull → utvide til 36”

Nedre del av borestrengen: 26” borekrone og 36” hullåpner

Holeopener

Den vanlige betegnelsen

på borestrengen på

borestrengenens nedre del

er BHA

(Bottom Hole Assembly)

Alle hullbanene vi borer, må måles. På en oppjekkbar boreplattform blir avstanden fra rotasjonsbordet på boredekk (RKB) og til middel sjøvannsnivå (MSL) målt. Når denne avstanden er kjent, vet vi nøyaktig hvor borkronen befinner seg.

Borkronen blir plassert på havbunnen, og det gjøres en retningsmåling (directional survey). Boreoperasjonen starter, og det blir brukt liten vekt på borkronen (WOB 2-5·10³ daN) og en rotasjonshastighet på 100 rpm. De første meterene blir boret med en lav pumperate (ca. 1000 l/min).

Borevæsken (spud mud) som brukes i topphullet, har høy viskositet for å løfte kaks lett opp.

Når settedybden for 30” foringsrør er nådd, sirkulerer vi brønnen ren, og 30” foringsrør settes. Deretter sementerer vi foringsrøret. Den mest brukte metoden er innerstrengssementering (stinger). Dette røret kan og settes ved å bore og hamre det ned (drill and drive), eller bare ved å drive det ned. Dette er også metoder som brukes fra faste installasjoner.

Boring av 26” hull Denne seksjonen bores vanligvis i to operasjoner.

Først bores et pilothull, og så åpnes dette hullet til 26”. Boring av pilothull er vanlig i områder med grunn gass, eller hvis vi ønsker gode loggedata. Når seksjonen er boret ferdig, kjører vi 20” foringsrør med sko (shoe) og flytekrage (float collar). Foringsrøret fylles med væske etter hvert som vi kjører det ned, og når røret er på plass, sementeres det ved hjelp av innerstrengmetoden.

Boring av 17 ½”, 12 ¼” og 8 ½” hull Boring av 17 ½”, 12 ¼ ” og 8 ½” hull blir foretatt

etter samme prosedyrer. Det blir normalt brukt tilbakeslagsventil (float valve). I den nedre delen av borestrengen (BHA). Sikringsutstyr oppe på boredekket må også være tilgjengelig (inside BOP, kelly cock, dart). Når boringen er ferdig, kjøres foringsrørene og sementeres fast. En mye brukt sementeringsmetode for mindre foringsrør er som nevnt topplugssementering.