KAPITTEL

1

PRINSIPP OG PROSEDYRER

1

Innhold: 1. BARRIERE......................................................................................................................... 3

1.1. Definisjon .................................................................................................................................................. 3 1.2. Mekaniske barrierer ................................................................................................................................... 4 1.3. Fluid barrierer ............................................................................................................................................ 5 1.4. Barriere elementer ..................................................................................................................................... 5 1.5. Testing av barrierer ................................................................................................................................... 6 1.6. Eksempler .................................................................................................................................................. 7

2. BRØNN INTEGRITET ...................................................................................................... 9 2.1. API definisjon av utstyrsklasser ................................................................................................................ 9 2.2. Trykk ......................................................................................................................................................... 9

2.2.1 Hydrostatisk trykk ................................................................................................................................. 9 2.2.2 Statisk brønnhode trykk ...................................................................................................................... 10 2.2.3 Strømmende brønnhode trykk ............................................................................................................. 11 2.2.4 Sirkulasjonstrykk ................................................................................................................................ 12 2.2.5 Poretrykk/oppsprekkingstrykk ............................................................................................................ 13 2.2.6 U-tubing trykk..................................................................................................................................... 13

2.3. Volum ...................................................................................................................................................... 14 2.3.1 Rør kapasitet ....................................................................................................................................... 14 2.3.2 Ringromskapasitet .............................................................................................................................. 15 2.3.3 Oppdrift .............................................................................................................................................. 15 2.3.4 Tripping inn/ut av brønner med rør .................................................................................................... 16

2.4. Testing ..................................................................................................................................................... 16 2.4.1 Testing ved produksjon/ferdigstillelse ................................................................................................ 16 2.4.2 Lekkasjetester ..................................................................................................................................... 17 2.4.3 Brønntesting ........................................................................................................................................ 17

3. VENTILOPERASJON I STRØMMENDE BRØNN ....................................................... 19 3.1. Ventil operasjon ...................................................................................................................................... 19

3.1.1 Overflate utstyr inkludert strupeventil ................................................................................................ 19 3.1.2 Riktig operasjon av overflate utstyret ................................................................................................. 19 3.1.3 Type ventiler ....................................................................................................................................... 20 3.1.4 Konsekvenser ved feiloperasjon av ventil........................................................................................... 20

3.2. Ventiltre innstegning ............................................................................................................................... 21 3.2.1 Korrekt innstegning ............................................................................................................................ 21 3.2.2 Konsekvenser ved feil innstegning ..................................................................................................... 22

4. TRYKKONTROLL METODER ...................................................................................... 23 4.1. Pumpe rate ved dreping ........................................................................................................................... 23

4.1.1 Parametre som innvirker på pumperaten ............................................................................................. 23 4.1.2 Fluid relaterte parametre ..................................................................................................................... 23 4.1.3 Geometri relaterte parametre .............................................................................................................. 24 4.1.4 Design/konstruksjons parametre ......................................................................................................... 26 4.1.5 Formasjonsparametre .......................................................................................................................... 27

4.2. Drepe metoder ......................................................................................................................................... 28 4.2.1 Generelt .............................................................................................................................................. 28 4.2.2 Sirkulasjon .......................................................................................................................................... 28 4.2.3 Revers sirkulasjon ............................................................................................................................... 32 4.2.4 Bullheading ......................................................................................................................................... 33 4.2.5 Avblødning/lubrisering ....................................................................................................................... 34

5. PROBLEMSTILLINGER ......................................................................................................... 35 5.1. Fri gass i brønnen .................................................................................................................................... 35

5.1.1 Avblødning av gass (Joule Thomson effekt) ....................................................................................... 35 5.1.2 Gass migrasjon.................................................................................................................................... 35 5.1.3 Bullheading av gass ............................................................................................................................ 35 5.1.4 Gass + Vann = Hydrat ........................................................................................................................ 36

5.2. Swab og surge trykk ................................................................................................................................ 37

2

5.2.1 Surge trykk.......................................................................................................................................... 37 5.2.2 Swab trykk .......................................................................................................................................... 38

5.3. Utvasking av streng ................................................................................................................................. 38 5.3.1 Snubbestreng ...................................................................................................................................... 38 5.3.2 Kveilerør ............................................................................................................................................. 39

5.4. Blokkeringer i brønn................................................................................................................................ 39 5.4.1 Blokkeringsmekanismer i brønner ...................................................................................................... 39 5.4.2 Spregning av kompletteringsstrengen ved plutselig blokkering .......................................................... 40 5.4.3 Fjerning av blokkeringer ..................................................................................................................... 40

5.5. Hydrat ...................................................................................................................................................... 41 5.5.1 Betingelser for å danne hydrat ............................................................................................................ 41 5.5.2 Metoder for å fjerne hydrat ................................................................................................................. 41 5.5.3 Risiko i sammenheng med fjerning av hydrat ..................................................................................... 42

6. OPERASJONELL LEDELSE .......................................................................................... 44 6.1. Planlegging før operasjonsstart ............................................................................................................... 44

6.1.1 Generellt ............................................................................................................................................. 44 6.1.2 Nød prosedyrer ................................................................................................................................... 45 6.1.3 Organisering - brønn dreping .............................................................................................................. 45

6.6.2. Unormale operasjoner ............................................................................................................................. 47 6.2.1 Tap av barrierer .................................................................................................................................. 47 6.2.2 Hydratfjerning..................................................................................................................................... 47 6.2.3 Lage isplugg som barriere ................................................................................................................... 48 6.2.4 Brønn dreping ..................................................................................................................................... 49 6.2.5 Lekkasjer ............................................................................................................................................ 49 6.2.6 Brann/eksplosjon ................................................................................................................................ 50

7. OPPGAVER I EMNET PRINSIPP & PROSEDYRER ................................................... 51 8. FASIT ØVINGSOPPGAVER .......................................................................................... 67

3

1. BARRIERE

1.1. Definisjon

Barriere er navnet på en mekanisk eller væskemessig begrensning som hindrer væskestrøm. Barrieren(e) kan være nede i brønnen (mekaniske plugger, væskesøyler) eller på overflaten (ventiler, plugger).

Ved brønnoperasjoner skal det være minst to uavhengige og testede barrierer i brønnen. Dette for å hindre en uønsket utstrømning av hydrokarboner fra brønnen til overflaten. Ved svikt i den ene barrieren, så vil den andre barrieren opprettholde barriere funksjonen og hindre utblåsning. Barrierene skal ved operasjoner være definert og feil kriteria etablert. Barrierenes tilgjengelighet skal vurderes opp mot risiko i operasjonen. Metoder og intervall for trykktesting skal etableres. I den grad det er mulig skal barrierene testes i brønnens strømnings retningen. Posisjon av ventiler/status på barrierene skal til enhver tid være kjent. Barrierene skal kunne opereres uavhengig av hverandre. Ingen feil skal kunne ødelegge operasjonell funksjonalitet til begge barrierene samtidig. Barrierene skal være fysisk uavhengig av hverandre og uten felles barriere element (dette for å unngå at feil i det felles barriere elementet medfører tap av begge barrierene). Hvis ene barrieren feiler skal det straks være mulig å sette inn kompenserende tiltak for å gjenopprette den operasjonelle sikkerheten. I denne fasen skal en bare arbeide med å re-etablere barrieren.

Hvis en ikke klarer å få til to testede barrierer, skal en forsikre seg om at den totale risikoen ikke øker.

Barrierene deles opp i primær-, sekundær- og tertiær barrierer (hvis tilstede). Primær barrieren er den barrieren som “kontrollerer” forbindelsen til reservoaret (åpne eller stenge for produksjon eller injeksjon). Sekundær barrieren kobles inn hvis primær barrieren svikter - og hvis sekundær barrieren svikter benyttes tertiær barrieren, osv. NB! I de fleste operasjoner vil primær og sekundær barrierene variere etter operasjonell fase. Konvolutt er et begrep som brukes når en ser på barrieren som en del av et totalt system som innholder trykk eller væsker. Selve barrieren (f.eks WL BOP) er ikke mye til hjelp hvis ikke hele systemet er inntakt (ventiltre, kompletteringsstreng, forlengelsesrør).

4

1.2. Mekaniske barrierer En skiller mellom mekaniske barrierer og fluid barrierer. Studerer en en brønn fra reservoaret mot overflaten finner vi følgende mekaniske system: A) Sementert forlengelses rør (liner). Røret er plassert 50 m til 100 m inn i foringsrøret. I overgangen mellom forlengelsesrør og foringsrør (linerlap) er det enten kun sement, en pakning eller en kombinasjon av sement/pakning. Forlengelsesrøret vil alltid være en del av konvolutten som innholder primær barrieren. B) Sementert foringsrør 200 meter over foringsrør sko er minimum sementeringslengde. Normalt blir det sementert til over det sted hvor brønnens produksjonspakning skal plasseres. Produksjonspakningen blir plassert så dypt at hvis det lekker i foringsrøret (i nivå under produksjonspakningen) så skal dette ikke kunne medføre oppsprekking av formasjonen på utsiden (undervanns utblåsning). For “monobor” brønner der kompletteringsstrengen møter forlengelsesrøret (PBR) med “sealstem”, vil foringsrøret være del av brønnens sekundær barriere. Hvis kompletteringsstrengen ikke har “sealstem” vil den delen av foringsrøret som går opp til kompletteringsstrengens produksjonspakning være del av konvolutt som innholder primær barrieren. Foringsrøret over produksjonspakningen vil være del av brønnens sekundær barriere. C) Kompletteringsstreng Kompletteringsstrengen vil være del av primær barrieren i svært mange operasjonelle situasjoner. I Norge brukes brønnsikkerhetsventilen som barriere - dette gjøres normalt ikke ute i resten av verden (en barriere skal pr. definisjon være tett). D) Tubing hanger Tubing hanger er en del av primær barrieren. Tubing hanger er komponenten som overfører vekten av kompletteringsstrengen til brønnhodet. På utsiden av tubing hanger finnes avhengningspunktet som har metall til metall forbindelse til brønnhodet. Dette gir integritet for sekundær barrieren (ringrommet) så lenge tubing hanger er låst til brønnhodet (via lås/låsering/ventiltre). E) Ventiltre Dette regnes som en barriere i de fleste operasjoner (drift, pumping, kabel). I ordinær drift er ventiltreet en primær barriere. Ved kabeloperasjoner regnes ventiltreet som del av sekundærbarrieren. Skal barrieren “trigges” må en først kutte kabelen. Ved kveilerør og trykkrør operasjoner er ventiltreet kun en del av konvolutten eller total systemet.

5

Sementplugger

Sementplugger brukes for å stenge av perforeringer/åpne hull mot reservoaret. Det er krav om visse lengder med sement over det høyeste lekkasje punkt (sko, liner hanger, perforering). A) Åpent hull, minimum 50 m (100 m sementplugg) B) Forlengelsesrør, 100 m - eller plugg med 20 m sement på toppen C) Topp plugg, minimum 200 m og dypere enn 50 m fra sjøbunn. Mekaniske plugger Disse finnes mange forskjellige utgaver.

1.3. Fluid barrierer Ved boring benyttes oljebasert- og vannbasert slam som primær barriere. For at væske skal kunne benyttes som barriere gjelder følgende: A) Riktig spesifikasjon B) Testing C) Observasjon Riktig spesifikasjon betyr at væsken har riktig vekt og at den innholder bestanddeler som gir tilstrekkelig filterkake/blokkering mot perforeringen. Riktig vekt betyr at væskesøylen gir overbalanse i forhold til trykket i reservoaret - men overbalansen må samtidig ikke være så høy at den gir lekkasje til formasjonen pga. oppsprekking. Testing betyr overvåkning av spesifikasjonene ved oppveiing/pumping av væsken. Observasjon betyr at en skal overvåke brønnen i en periode (flow control) for å forsikre oss at pumpet væske gjør den stabil.

1.4. Barriere elementer

OD benytter ikke begrepene primær- og sekundær barriere - men barriere elementer. Det er viktig å se for seg hele systemet (konvolutten) når en studerer de komponentene som skal gi oss trykk kontroll. I daglig tale bruker vi barriere om komponentene BOP, ventiltre, brønnsikkerhetsventil - mens det er hele systemet, alle elementene, som må inkluderes i bildet når en skal vurdere operasjonell sikkerhet.

6

1.5. Testing av barrierer Barrierene skal normalt både innstrømnings- og trykktestes.

En innstrømingstest utføres ved å redusere trykket på oversiden av barrieren til en verdi lavere enn det trykket en har på undersiden av barrieren. En observerer så trykket i en periode for om mulig å detektere lekkasje.

Ved en trykktest av en barriere øker en trykket til en verdi høyere enn det trykket en har på undersiden av barrieren. En observerer så trykket i en periode for å detektere lekkasje. De testetrykk en benytter ved barriere testing vil avhenge av brønnens livssyklus fase: A) Brønnbygging B) Komplettering C) Driftsfase - produksjon D) Driftsfase - operasjon (WL, CT, snubbing, pumping) Poenget med testetrykk er at disse skal reflektere minste forventede og maksimalt forventede trykk i den fasen som en står foran.

7

1.6. Eksempler

Gassflaske m/ en ventil Gassflaske m/ to ventiler

Primærbarriere

Primærbarriere

Primærbarriere

Primærbarriere

Sekundærbarriere

8

Brønn

ProduksjonspakningWireline plugg

SealstemTilbakekoblings pakning

Konvolutt

Primærbarriere

Brønn

ProduksjonspakningWireline plugg

Tilbakekoblings pakningKonvolutt

Primærbarriere

PBR

9

2. BRØNN INTEGRITET

2.1. API definisjon av utstyrsklasser API’s trykk klasser er basert på arbeidstrykk: 2M, 3M, 5M, 10M, 15M og 20M. M står for 1000 psi. Design testetrykket i sammenheng med produksjon/ferdigstilling av utstyret er 2 x arbeidstrykket til og med 10M utstyr. For 15M utstyr er testetrykket 1,5 x arbeidstrykket, og for 20M utstyret 1,25 x arbeidstrykket . Ved installasjon av utstyr og i driftsfasen lekkasjetestes utstyret til gitt arbeidstrykk. I noen tilfeller blir dette testetrykket urimelig høyt og en velger å teste utstyret til det forventet høyeste trykket som utstyret vil kunne se.

2.2. Trykk

2.2.1 Hydrostatisk trykk Det hydrostatiske trykket i en væskesøyle bestemmes med utgangspunkt i væskens tetthet (ρ▏糎Ｄ〨糎〥〦Ｃ糎Ｋ〦ＧＩ〸〺〢Ａ〦糎〩̀Ｎ〥〦Ｃ糎〢Ｋ糎ＫㄛＨ〺〦Ｈ̀ＮＡ〦Ｃ糎ＤＫ〦r det aktuelle punktet som en vurderer (TVD). Phydrostatisk = 0,0981 x ρvæske x TVD (bar) Tettheten uttrykkes enten i g/cm3 eller som relativ tetthet. Relativ tetthet betyr forholdet mellom tettheten til væsken og tettheten til ferskvann (1000 kg/m3, 1 kg/liter, etc.)

10

2.2.2 Statisk brønnhode trykk Statisk brønnhode trykk er det stabiliserte trykket en får i en brønn når brønnen stenges inn. Ved innstegning vil strømningshastigheten og turbulens i væsken gå til “null”, og væske, gass og event. faststoffer vil skilles ut pga gravitasjon. I skillet mellom olje og gass vil en ha termodynamisk likevekt. Her vil det være en stadig utveksling av molekyler mellom damp og væskefasen. Det trykket som en har i dette skillet kalles væskens “kokepunkt” eller metningstrykk. Ved oljeproduksjon tilstreber en å produsere oljen som væske gjennom reservoaret ut i brønnen. Trekker en brønnen ned for lavt i trykk på overflaten (åpner strupeventilen for mye) vil oljen inni reservoaret gå over i gassfase og kunne gi store formasjonsskader. Trykklikevekten i en innstengt brønn er som følger: Pstatisk = Pformasjon – (ρvæske x 0,0981 x TVDvæske + ρgass x 0,0981 x TVDgass) Vertikal dybde til formasjonen er: TVD = TVDvæske + TVDgass TVDgass og TVDvæske er gitt av væskens kokepunkt og brønnens innstegningstrykk. A) TVDgass = (Pkokepunkt - Pstatisk) / (0,0981 x ρgass) B) TVDvæske = TVD - TVDgass

TVD

P

TRYKKVERTIKALBRØNN

S-FORMBRØNN

11

2.2.3 Strømmende brønnhode trykk Ved produksjon fra brønnen avleses på ventiltreet “strømmende brønnhode trykk”. Åpner vi strupeventilen som står mellom ventiltreet og samlestokken (manifold) vil det strømmende brønnhodetrykket reduseres og produksjonsraten øke. Det motsatte vil skje når en struper brønnstrømmen. Størrelsen på “strømmende brønnhodetrykket” avhenger av forskjellige forhold: Pstrømmende = Pperf – ρ Ｍ糎〨糎Ｍ糎８Ⅰ╡糎- Pfriksjon (1) Pperf er det trykket en har på utsiden av perforeringene ved brønnens gitte rate. Mellom rørveggen og væsken vil det også virke friksjonskrefter Pfriksjon . Pfriksjon vil øke med produksjons raten Q. Den raten som formasjonen gir fra seg er gitt av produktivitetsindeksen PI. Denne er definert på følgende måte: PI = del P/Q (bar/m3/dag) Del P = Pformasjon - Pperf Ordner vi litt på uttrykket får vi: Pperf = Pformasjon - PI x Q (2) Setter (2) inn i ligning (1) får vi: Pstrømmende = Pformasjon - PI x Q - ρ Ｍ糎〨糎Ｍ糎８Ⅰ╡糎- Pfriksjon

P (formasjon)

P (statisk)

P (kokepunkt)

TVD (gass)

TVD (Væske)

QP (formasjon)

P (strømmende)

12

Det strømmende brønnhodetrykket er altså avhengig av: * formasjonstrykket Pformasjon * formasjons produktivitetsindeks (for PI < 10 er produktivitetenheller dårlig, er PI > 50-60 regnes den som god). * raten Q ( i hvilken grad vi struper brønnstrømmen) * løftehøyden (TVD) og type væske ( ▏ * friksjonen mellom strømmende væske og rørveggen (et rør med liten ID, f.eks. 3” vil gi vesentligere større bidrag til friksjon enn et rør med ID 7”).

2.2.4 Sirkulasjonstrykk Her vil vi se på hele trykkforløpet mellom pumpen og retur av væsken nedstrøms strupeventilen. Antar at det sirkuleres gjennom arbeidsstreng eller gjennom kompletteringsstreng med retur via ringrom. Trykket på bunnen av en åpen streng vil være: Pbunn = Ppumpe + ρ Ｍ糎〨糎Ｍ糎８Ⅰ╡糎- Ffriksjon Dersom vi har bit (dyse) eller mill i enden av strengen blir trykket på bunnen: Pbunn = Ppumpe + ρ Ｍ糎〨糎Ｍ糎８Ⅰ╡糎- Ffriksjon - Fbit (1) Studerer vi ringromssiden og ser bort fra strupeventilen i første omgang (Poverflate = 0) kan vi sette opp følgende uttrykk for trykket i bunnen: Pbunn = ρ Ｍ糎〨糎Ｍ糎８Ⅰ╡糎▍糎◣ringrom Inkluderes strupeventil på overflaten, kan en sette opp følgende sammenheng: Pbunn = ρ Ｍ糎〨糎Ｍ糎８Ⅰ╡糎▍糎◣ringrom + Foverflate + Fstrupe (2) Kombinerer en ligning (1) og (2) kan en sette opp følgende uttrykk for pumpetrykket: Ppumpe = Ffriksjon + Fbit + Fringrom + Foverflate + Fstrupe Uttrykket var vel ikke helt uventet - at pumpetrykket må overvinne friksjon hele veien rundt i sirkulasjons sløyfen. Ønsker en et gitt bunnhullstrykk styres dette med strupeventilen og inngangstrykket til samme ventil (Poverflate).

13

2.2.5 Poretrykk/oppsprekkingstrykk Poretrykk er det tredje trykket som er viktig mht. brønn integritet. Poretrykket eller væsketrykket i formasjonene som brønnen går igjennom representerer en ytre motkraft til det som befinner seg inni brønnen. Poretrykket vil normalt holde seg stabilt og konstant, men lekkasje gjennom dårlige sementjobber eller fra reservoaret gjennom f.eks. forkastningssoner kan endre dette. Hvis en øker poretrykket vil formasjonen til slutt sprekke opp. Dette oppsprekkingstrykket er viktig ved integritetstesting. Når en tester en casing (f.eks. ved en rekompletteringsjobb eller P&A) er det nødvendig å ha testetrykk på innsiden av casingen større enn oppsprekkingstrykket i formasjonen på utsiden for å vite at casingen har integritet (er tett).

2.2.6 U-tubing trykk Hvis en endrer tettheten til væsker ved sirkulasjon vil dette avstedkomme U-tubing trykk. U-tubing trykk er en statisk ubalanse mellom trykket på ringrom- og tubingsiden. U-tubing trykket gir seg utsalg i endret pumpetrykk - som vil være en funksjon av hvor mye væske som er sirkulert inn. Bunnhullstrykket vil også endre seg i sirkulasjonsprosessen der væske med forskjellig tetthet fortrenges. Hvis en ønsker å sirkulere med “konstant bunnhullstrykk” må en sirkulere gjennom en overflate strupeventil der en regulerer trykket som funksjon av pumpet volum. F.eks. En skal sirkulere ned 1,25 SG væske i en brønn der tettheten er 1,03 SG med konstant bunnhullstrykk. Ringromskapasiteten er 20 l/m, og rørkapasieteten 5 l/m. Brønnen er vertikal og 1000 m dyp. Hva er maksimalt u-tubing trykk? P=(1,25-1,03) x 0,0981 x 1000 = 21,6 bar Hva skjer med pumpetrykket når en sirkulerer ned den tunge væsken? Hvis friksjon i sirkulasjonssystemet er mindre enn 21,6 bar vil pumpetrykk gå til null før den tunge væsken når bunnen av røret.

14

Hvordan må brønnen strupes for å holde konstant bunnhullstrykk? (1) En må først sette på et trykk på brønnen tilsvarende u-tubing trykket =21,6 bar. (2) En starter opp sirkulasjonen (fortrengningen) samtidig som en åpner strupeventilen - og holder konstant 21,6 bar på strupeventilen til den tunge væsken når bunnen av strengen (pumpet volum=5 l/m x 1000 m = 5 m3). (3) Fra start fylling av ringrom til ringrommet er toppet opp med ny væske, må strupeventilen gradvis åpnes til åpen posisjon. Rent praktisk gjøres dette ved å holde konstant pumpetrykk (fra 2) gjennom denne sisten fasen - ved å åpne på strupeventilen når en ser tegn til at pumpetrykket avtar. -------------------------------------- Når en har fått ny væske med annen tetthet vil en se at pumpetrykket endrer seg. Følgende formel gir nytt pumpetrykk gitt samme pumperate: Pnytt pumpetrykk = (ρny tetthet /ρgammel tetthet) x Pgammelt pumpetrykk Hvis en har tilgang til perforeringene vil det være nytteløst å sette på noe trykk på brønnen - trykket vil avhengig av formasjonens injektivitetsegenskaper forsvinne raskt. Ved sirkulasjon i åpen brønn er volumkontroll essensiellt. Hvis raten på retursiden er høyere enn på pumpesiden betyr dette at en produserer fra brønnen i tillegg til å sirkulere væske. Hvis en ikke ønsker denne produksjonen må en strupe inn brønnen til en finner balansen rate inn = rate ut.

2.3. Volum

2.3.1 Rør kapasitet Kapasiteten kan beregnes på følgende måte: K = Ax L / L = π x (ID)2 / 4 x L / L = π Ｍ糎█╱╡▏2 / 4 A: Innvendig rørareal L: Enhetslengde av røret (1 m) Dvs. en regner ut (1) volumet av 1 meter av røret, deretter (2) dividerer en med 1 meter - og får svaret f.eks. 0.5 m3 pr. meter eller 500 liter pr. meter. Er rørets ID oppgitt i tommer, må en multiplisere “tommer” med 0,0254 m for å finne rørets ID i meter. Ønsker en svaret i “liter pr. meter” multiplisererer en svaret i “m3/m” med 1000.

15

2.3.2 Ringromskapasitet Her går en frem på samme måte som ovenfor - men en må ha data på ID av det ytre røret og OD på det innerste. Uttrykket for ringromskapasiteten blir da: K = π Ｍ糎██糎╱╡ytre)2 - (ODindre)2) / 4.

2.3.3 Oppdrift Oppdriften er lik vekten av fortrengt væskemengde.

Senkes et rør ned i væske vil vekten av røret avta. Vekten vil være lavest når hele røret er neddykket.

Vektreduksjon beregnes på samme måte som ringromskapasiteten. En beregner først stålvolumet av røret: V = π x (( OD)2 - (ID)2) / 4 x L (m3) Vekten av den fortrengte væskemengden vil være en funksjon av tettheten til væsken ( væske) som en senker røret ned i. O = V x ρvæske (kg) Hvis røret lukkes i enden blir fremgangsmåten for å beregne oppdrift noen forskjellig: Første regner en volumet av hele røret som en dykker ned i væsken. V = π Ｍ糎█３╡▏2 / 4 x L (m3) Oppdriften blir så: O = V x ρvæske (kg) Røret vil kunne “flyte” hvis følgende ulikhet er oppfylt: O > Rørets vekt (i luft) + Vekten av medium inni røret

16

2.3.4 Tripping inn/ut av brønner med rør Tripping er uttrykk som benyttes når vi går inn/ut av “døde” brønner. Hvis brønnen er trykksatt stripper en inn/ut av brønnen. Når en går inn i en død brønn må en ha mulighet til å drenere ut samme mengde fluid som fortrengt mengde av røret (streng, tråd, etc.). Har en ikke denne muligheten vil trykket i brønnen bygge seg opp - og videre innkjøring vil fort stoppe opp. Når en går ut av en død/lukket brønn må en fylle opp brønnen parallelt med “stål displacement” en tar ut - for å opprettholde trykkintegritet. Reduksjon i det hydrostatiske trykket ved uttrekking av rør med lukket ende (kveilerør, trykkrør) er: Del Pvåt = 0,0981 x ρvæske x (Kaprør, lukket / (Kapkompl.streng - Kaprør, lukket) Reduksjon i det hydrostatiske trykket ved uttrekking av rør med åpen ende (kompletteringsstreng): Del Ptørr = 0,0981 x ρvæske x (Kaprør, stål / (Kapkompl.streng - Kaprør, stål) I en levende brønn stripper en normalt inn uten å blø av. En vil da ha en injeksjon inn i reservoaret tilsvarende volumet av stål displacement som en går inn i brønnen med. Når en går ut vil en da ha en produksjon tilsvarende det samme volumet. Hvis en ikke ønsker denne produksjonen kan en pumpe seg ut med en rate tilsvarende “stål displacement”.

2.4. Testing

2.4.1 Testing ved produksjon/ferdigstillelse Kapitlet dekker trykk kontroll utstyr. Trykk kontroll utstyr blir alltid testet ved sammenstilling (fabrikktesting). Testetrykkene er normalt vesentlig høyere enn de arbeidstrykk utstyret vil se under operasjon. Poenget er å verifisere at det ikke finnes latente lekkasjepunkter. Ihht. API er krav til testetrykket at det ikke skal gi flyting (permanent skade) i noen del av konstruksjonen (sikkerhetsfaktor mot flytning skal som minimum være 1,2).

Arbeidstrykk Testetrykk 2M 4M 3M 6M 5M 10M 10M 15M 15M 22,5M

17

2.4.2 Lekkasjetester Ved brønnoperasjoner blir trykk kontroll utstyret rigget opp oppå ventiltreet. Etter at utstyret er rigget opp - før en åpner opp mot brønnen - skal utstyret lekkasjetestes. Det er krav til testing av trykk kontroll utstyr til arbeidstrykk hver gang en bryter grensesnitt i utstyret (f.eks. WL lubrikator som monteres ned hver gang en skal inn med perforerings kanon).

Trykk kontroll utstyret blir normalt testet til arbeidstrykk - selv om utstyr som grenser til trykk kontroll utstyret er ratet til lavere trykk (f.eks. testseparator, ringrom).

2.4.3 Brønntesting Ved bygging av brønner blir foringsrør/pakninger testet seksjonsvis. Hensikten er at utstyret skal ha integritet (verifisert styrke) ved boring av neste seksjon og for driftsfasen av brønnen. Ved testing skal det fortrinnsvis testes i lekkasjeretningen. I brønner er reservoaret og reservoartrykket utgangspunktet, og dette er utgangspunktet når en vurderer “inflow” tester. S Eksempler

Størrelsen på trykktester/inflowtester vil være en funksjon av reservoaret og de maksimalt forventede trykk som vil kunne oppstå i brønnen. NB! Spesiellt gassinjeksjon brønner og VAG som opereres med høye trykk og temperatur.

18

Cased hole brønn, trykktestes med slameller med vann. Får inflow test når brønnenfortrenges fra slam til sjøvann (vasking).

P&A: Sementert liner,trykktestes for å fåverifisert styrke motfremtidig lekkasje(NB! Leakoff ved sko)

Perforert liner og dypt satt plugg. Plugginflow- og trykktestes for å få verfisertbarrierefunksjon (integritet).

P

Produksjonspakn.som barriereelem.trykktestes fra under-siden=inflowtest

P

Trykktest av ringrom gir inflowtest avTubing hanger, trykktest av csg. (sekundærbarriere) og trykktest av prod.pakn.

Trykktest av XT=inflowtest avventilene og koblingXT til brønnhode.

19

3. VENTILOPERASJON I STRØMMENDE BRØNN

3.1. Ventil operasjon

3.1.1 Overflate utstyr inkludert strupeventil Ved brønnoperasjoner benyttes “løst” oppriggingsutstyr som: - Plug valves (“Low torque” ventiler) - Swivel joints (svivler) - Tee (T-stykker) - Check valves (enveis ventiler) - Mellomstykker med påkobling for trykk-og temperatur måler - X-over (Mellomstykker mellom forskjellige type koblinger) - Kryss - Pup-joints (10 ft lengde og 4 ft lengde) - Loops (10 ft) - Choke bridge/manifold Koblingene er normalt Weco 1502 - Male eller Female. Det er viktig at rørene blir inspisert jevnlig og at innvendig pakninger følger et fast vedlikeholds program. Rørene leveres normalt i trykklasse 15000 psi. “Choke bridge” er et av systemets viktigste komponenter. Det finnes forskjellige utgaver - normalt er det to strupeventiler på manifolden/broen - der disse enten kan brukes individuellt eller i parallell.

3.1.2 Riktig operasjon av overflate utstyret Følgende retningslinjer bør følges:

- Opprigging - dobbel barriere prinsippet: Det skal alltid være to barriereelementer mellom brønnen og omgivelsene. Det ene barriere elementet er reserve for det andre.

- Ved injeksjon i brønn skal det være enveisventil (check valve) på injeksjonslinjen for å hinder tilbakeslag fra brønnen.

- Chicsan rør må legges på treklosser og låses fast for bevegelse under pumpeoperasjoner.

- Det skal alltid brukes swivel mellom ventiltre/brønnhode og chicsan som er fastholdt til dekk (spesiellt viktig for brønner der conductor er utsatt for bølgekrefter).

- Det skal brukes riktig pakningssett på chicsan koblingene. - Unngå “choked flow” - fordel trykkreduksjonen over mer enn en ventil. - Opprigging: Kontroller for hvilken komponent i systemet som har lavest trykk

kapasitet (f.eks testmanifold). - Strømmen fra brønnen skal alltid reguleres med strupeventilen. Når brønnen skal

stenges inn, gjøres dette ved først å stenge strupeventilen, deretter stenger en

20

ventilene på linjene suksessivt mot ventiltreet - killwing - hydraulisk hovedventil og siste nedihulls sikkerhetsventil.

- Unngå å bryte testede grensesnitt før operasjon - Ved kraftig nedstrupning av trykk - kontroller at ikke nedre temperaturgrense nås for

deler som er involvert i strupingen. En del utstyr kan oppleve sprøbrudd med så “høy” temperatur som -20 0C

- Ved nødnedstegning er nedihulls sikkerhetsventil siste ventilen som skal stenges.

3.1.3 Type ventiler Det er kun strupeventilene som er konstruert for å kunne operere i forskjellige posisjoner mellom åpen - stengt. Andre ventiler - uavhengig av operasjonsprinsipp - slites i større eller mindre grad hvis de står i “mellom posisjon” i en strømmende brønn.

Konsekvensen vil være lekk ventil. Kule ventil (ball valve)

Brukes i mange forskjellige sammenhenger. Ventilen har lavt trykktap og lav lekkasje. Ventilen kan opereres hurtig og er ufølsom for oppsamling av forurensninger. Brukes ventilen til struping blir det fort erosjon på ventil setene. Væske som er låst i kulen i lukket posisjon kan lage problemer hvis ikke ventilen kan ventileres. Pga. hurtig åpning kan en få ugunstige vann slag og undertrykk i systemet ved åpning/lukking av ventilen.

Sommerfugl ventil (butterfly ventil) Brukes i lav trykks system der lekkasje og grad av lekkasje betyr mindre. Anvendelsen er gjerne i rør av stor diameter. Ventilen krever høyt aktuerings trykk. Gate ventil

Dette er den mest vanlige ventilen i ventiltrær og brønnhoder. Ventilen er primært en stoppe ventil, dvs. opereres i enten åpen eller lukket posisjon. Ventilen er utsatt for vibrasjoner hvis den ikke lukkes/åpnes helt. Da slites seter og “gate”. Ventilen har også sen respons og krever høy lukkekraft.

3.1.4 Konsekvenser ved feiloperasjon av ventil Det er noen destruktive mekanismer som er viktige å forstå ved strupning av strøm: Kavitasjon Når trykket i strømmen som strupes kommer under kokepunktet vil det dannes bobler i strømmen. Disse boblene vil “bremse” strømmen og hindre at raten øker - selv om ventilen åpnes ytterligere. Denne situasjonen kalles “choked flow”. Restriksjon av strømmen er det ene aspektet ved kavitasjon. Andre aspekter er erosjon og vibrasjon. Når trykket stiger nedstrøms ventilen vil boblene kollaps. Dette gir høye trykk av kort varighet som kan eksitere ventil/rørsystemet. Kavitasjon kan unngås ved å velge riktig innmat (style trim) for den spesifikk applikasjon (type væske, trykk som

21

skal kunne reguleres, etc.). Støy rundt strupeventilen er en indirekte indikator på kavitasjon. En god tommelfinger regel for strupeventiler og inkompresibel væske (sjøvann) er at væskehastigheten inn i/ut av ventilen bør være lavere enn 5 m/s.

Flashing

Når en struper væske som er kompresibel (to fase og tre fase) så vil trykkreduksjonen over ventilen medføre at flere gass komponenter frigjøres fra væsken. Dette kalles flashing. Ved fler fase-strøming vil ofte væskedråper bæres av gassen. Denne strømmen vil kunne gi kraftig strømnings indusert korrosjon. Sanderosjon Sand som følger oljestrømmene er normalt - spesiellt når det produseres fra under konsoliderte reservoar. Sandpartiklene vil grave metallet i ventilen der sandpartiklene treffer metallflaten. Full erosjons effekt har sandpartikler som har størrelse 0,1 mm eller større.

3.2. Ventiltre innstegning

3.2.1 Korrekt innstegning

Ved brønnoperasjoner er det en lokale hydraulikk pumpe koblet til nedihulls sikkerhets ventilen og hydraulisk hovedventil. Denne pumpen skal ha kontinuerlig overvåkning under operasjonen. Både hydraulisk hovedventil og nedihulls sikkerhetsventil er “fail safe closed” - dvs. ventilen lukker seg automatisk ved feil på f.eks. hydraulisk tilførsel. Begge ventilene kan stenges når strømningen over ventilen er stoppet. Dette betyr at pumpen må stenges (ved injeksjon) eller strupeventilen stenges ved tilbake produksjon/sirkulasjon. Ved en nød situasjon skal en først stenge hydraulisk hovedventil (eventuell manuell hovedventil) før en stenger nedihulls sikkerhetsventil. Ved åpning av ventiler i ventil treet skal en forsikre seg at trykk over ventilene er utlignet. Glemmer en dette kan ventilen bli “trykk låst”.

22

3.2.2 Konsekvenser ved feil innstegning Den største feilen en kan gjøre er å stenge nedihulls sikkerhetsventil mens en tilbake strømmer brønnen. Dette kan alvorlig skade “flapper” eller svingskiven i ventilen - og en mangler plutselig denne barrieren enten pga. at ventilen er fullstendig ødelagt eller at det lekker for mye over ventilen. Andre feil er ufullstendig ventil lukking (krone ventil og nedre hovedventil) slik at utstyret som kjøres inn/ut av brønnen skader ventilen. Ufullstendig lukking kan også medføre kavitasjon/vibrasjoner av “gate” som ødelegger pakningsringer - gjør ventilen lekk når den siden lukkes.

23

4. TRYKKONTROLL METODER

4.1. Pumpe rate ved dreping

4.1.1 Parametre som innvirker på pumperaten En kan dele parametrene som virker inn på pumperaten i fire grupper; a) fluid b) geometri c) design/konstruksjon d) formasjon. Fluidrelaterte parametre: - viskositet - tetthet Geometri relaterte parametre: - indre diameter på rør - ruhet på rør - lengde på rør - rør areal (ID tubing eller DP) i forhold til ringromsareal (ID casing i forhold til OD tubing eller DP) Design/konstruksjonsparametre - maks. pumpetrykk - designkapasitet tubing eller DP - temperaturbegrensninger - mottager system (testseparator) - bunnhullsutstyr Formasjon - injektivitet - oppsprekkingstrykk - permeabilitet

4.1.2 Fluid relaterte parametre En tykk, seig væske vil være tyngre å pumpe enn en lett væske, f.eks. olje eller vann. Viskøse væsker benyttes ofte foran drepevæsken for å hindre at drepevæsken skal blande seg i for stor grad med brønnvæsken når brønnen skal drepes. Tettheten på væsken vil direkte influere på pumperate/trykk. Skal en opprettholde samme pumperate må pumpetrykket økes tilsvarende: P2 = P1 x (ρ²/ρ¹)

24

ρ Opprinnelig tetthet, pumpetrykk P1 ρ² Ny tetthet ＣＮＩＩ糎ＥＪＢＥ〦ＩＧＮ〺〺糎４2

4.1.3 Geometri relaterte parametre Når en pumper gjennom rør vil en ha trykktap pga friksjon. Redusert indre diameter, økt ruhet og økt lengde på røret bidrar til økt friksjon. Skal en kunne opprettholde pumperaten må pumpetrykket økes. Størrelsen på friksjonstapet vil også være knyttet til pumperaten. I fluidmekanikk benyttes uttrykk som laminær, transient og turbulent strømning. Ved laminær strømning går “vannet” parallellt med rørveggen - mens ved turbulent strømning vil vannmolekylene kastes frem og tilbake i fullstendig uorden i forhold til rørveggens geometri. Hvis en øker raten gradvis gjennom et rør vil en se at friksjonstapet vil være redusert i begynnelsen av det turbulente området - i forhold det en målte i det laminære/transiente området. Trykktap (eller økt pumpetrykk for å holde konstant pumperate) kan beregnes vha. Moodys friksjonssfaktor diagram. Dette er empiriske data som er samlet for forskjellige ruheter. Input til diagrammet er Relativ ruhet og Reynoldstallet: Relativ ruhet: ε = k/D (mm/mm) k= 0.26 mm (støpejern) 0.15 mm (galvanisert jern) 0.045 mm (kommersielt stål) 0.0015 mm (trukket rør) Reynoldstallet: Re = ( ρ x v x D) / μ P = tetthet til væsken (kg/m3) v = væskehastighet (m/s) D = indre diameter (m) = dynamisk viskositet (Ns/m2) Ved hja Moody diagrammet finner en friksjonsfaktor: f , og trykktapet P (=nødvendig pumpetrykk) av følgende uttrykk: P = f x L x ρ x v2 / 2 x D

25

“MOODYS DIAGRAM”

26

Hvis en skal finne trykktapet i ringrommet må diameteren D erstattes med følgende uttrykk: D = 2 x (R1 - R2) R1 = indre radius på casing/foringsrør R2 = ytre radius på tubing/borerør

4.1.4 Design/konstruksjons parametre For en pumpe er raten pumpen kan levere knyttet opp til design trykk for pumpen. Normalt er det satt inn “pop-off” ventil på pumpen (sikkerhetsventil): Ved for høyt trykk (f.eks ved blokkering i pumpesystemet/plutselig mottrykk) så vil “pop-off” ventilen åpne. “Set”-punkt for “pop-off” ventilen definerer da maksimalt pumpe trykk. En annen begrensning mht pumperate kan være designkapasitet på overflateutstyr og komplettering/nedihullsutstyr. Det sier seg selv at en ikke ønsker å øke risikoen i en allerede “anstrengt situasjon” som brønndreping er - ved å risikere å sprenge/ødelegge utstyret for å få drepevæsken plassert. Noen ganger kan tidligere “testetrykk” være begrensning. Hvis brønnen er utstyrt med 345 bars utstyr - og utstyret er testet til 270 bar ved initiell komplettering - er 270 bar maksimalt trykk utstyret skal se i driftsfasen. Ved sirkulasjon av drepevæske inn i brønnen kan frysing av returvæsken i overflate strupeventil eller “low torque ventiler” som benyttes for struping medføre at raten må reduseres. Dette kan være fremtredende når trykket på innløpssiden av strupeventilen er høyt. Testseparatorer trenger ofte en viss andel gass for å få driv på væsken videre til første trinn og andre trinns separator. Ved tilbakestrømming av baseolje eller vann til testseparator er det viktig å kontrollere væskenivå i separatoren slik at ikke systemet stenges ned pga “høy høy” alarm. Da må hele drepeoperasjonen stanse opp. En del utstyrs komponenter - spesiellt rustfritt stål - blir sprøtt ved lav temperatur (-20 gr.C). Det er viktig å kontrollere sirkulasjonssystemet for slike komponenter før en starter opp drepeoperasjonen.

27

4.1.5 Formasjonsparametre Ved dreping av en brønn er hovedsaken å få “forseglet”hydrokarbonene i formasjonen fra drepevæsken i brønnen. Ved bruk av boreslam som drepevæske skjer dette “automatisk” ved at slammet (som har høyere trykk enn trykket i formasjonen) presses ut i perforeringskanalene og lager en isolerende filterkake. I andre tilfeller benyttes klar drepevæske og drepepille (f.eks. salt) som presses (skvises) inn i perforeringstunnelene. Drepepillen kan siden fjernes ved å sirkulere sjøvann over perforeringsintervallet, eller ved å lage underbalanse i brønnen.. Det er forskjellige parametre som er viktige for å få til en skikkelig brønndreping. Hvis drepevæsken (event med pille) skal sirkuleres ned til perforeringene er formasjons egenskapene som sådann mindre viktig. Her kan det faktisk være en fordel at formasjonen har lav permeabilitet, eventuellt har avleiringer i deler eller hele perforeringsintervallet. Hvis bullheading er valgte drepemetode kan en pumpe med en rate tilsvarende formasjonens injektivitet. Dette betyr en injeksjonsrate som ikke medfører oppsprekking av formasjonen. Injektivitet = del P/del Q/dag. Når drepepillen eller slammet når perforeringene vil en se dette på pumpetrykket som vil øke raskt. En kan da velge å stoppe pumpingen - og kontrollere at brønnen er stabil (overflatetrykket synker mindre enn gitt verdi) - eller fortsette å pumpe til en sprekker opp formasjonen. Dette vil gi en svekkelse av formasjonsstyrken - men vil nødvendigvis ikke gi noe problemer med det å drepe brønnen. En overbalanse på 10 bar er normalt nok for å isolere perforeringene - og dette er normalt fjernt fra formasjonens “leak off”.

28

4.2. Drepe metoder

4.2.1 Generelt Behov for brønndreping kan skyldes en planlagt eller ikke planlagt operasjon. Den enkleste metoden er normalt å gjøre dette med sirkulasjon. Dette krever igjen at det sirkulasjonen kan gjøres så nært formasjonen som mulig. Noen kompletteringer har innebygd “sliding sleeves” og “side pockets” i nærheten avl produksjonspakningen som kan åpnes med WL el. CT utstyr. En kan også gå ned med perforeringskanon eller rør “puncher” og perforere hull i kompletteringsstrengen. Hvis en ikke ønsker å ødelegge kompletteringsstrengen kan en benytte kveilerør eller trykkrør som sirkulasjonsmetode.

Drepingen går ut på å sirkulere drepevæsken inn i brønnen (og hvis mulig holde konstant bunnhulls trykk). Bunnhullstrykket må være høyere enn formasjonstrykket for å hindre at en samtidig produserer fra formasjonen.

NB! Ved sirkulasjon med kveilerør eller trykkrør er det trykket på ringrommet + ringromsfriksjonen som virker på formasjonen. Ved reverssirkulasjon vil det være trykket inni kompletteringsstrengen (på innsiden av perforeringshullene, side lommen) + friksjon i kompletteringsstrengen som virker på bunnhullstrykket. Forut for drepingen må det lages “kill sheet” der en ut fra formasjonstrykk, væske brønnen og kompletteringsgeometri lager kjøreplan for drepingen. Det er viktig at drepevæsken er kompatibel med formasjonen og formasjonsvæsken. Bruk av feil, ikke kompatibel drepvæske vil gi formasjonsskade (svelling av leire og kalk, avleiringer) og redusert produksjon.

4.2.2 Sirkulasjon

Sirkulasjon som drepemetode kan benyttes når en har rør ned til formasjonen (kveilerør eller snubberør) eller via kompletteringsstreng/ringrom. I sirkulasjonssystemet vil det være friksjon som må overvinnes av pumpen.

29

Eksempel:

Sirkulasjon med 1000 lpm.

Pumpetrykk: 280 bar Ventiltre trykk: 275 bar Trykk i streng : 180 bar Bunnhullstrykk: 150 bar Overflate strupeventil trykk: 0 bar Trykktap i overflatesystemet: 280 bar - 275 bar = 5 bar Trykktap i rør 275 bar - 180 bar = 95 bar Trykktap over bit 180 bar - 150 bar = 30 bar Trykktap på ringrom 30 bar - 0 bar = 30 bar Trykktapet på ringrommet er viktig å merke seg. Det er kun dette trykket som formasjonen vil se ved sirkulasjonen - den resterende del av pumpetrykket vil gå bort i friksjon/varme under sirkulasjonen. Sirkulasjonen kan gjøres lang vei eller en kan reverssirkulere. Når en sirkulerer lang vei pumper en ned røret og opp ringrommet. Dette er den vanligste og eneste veien å pumpe når en benytter kveilerør og snubbing (pga. Check valves i BHA). Hvis en dreper brønnen via perforeringsstrengen (punchet hull eller via kompl.utstyr) kan en reverssirkulere (ned ringrommet - opp kompletteringsstrengen). Ved pumping “lang vei” er det to problemstillinger en skal være klar over: A) Hvis en forsøker å gå inn i brønnen gjennom sand (feks ved sandvasking) og forsøker å løfte sanden ut, kan dette medføre tapt sirkulasjon (ringromstrykket blir så høyt at formasjonen sprekker opp). B) Hvis en løfter ut sand, avleiringer, milleskrot, etc. fra brønnen og en må stoppe pumpen, er risikoen høy for at en kan sette seg fast (gå stuck).

Et annet scenario er sirkulasjon av brine ned tubing via sirkulasjonsutstyr i kompletteringsveggen opp ringrommet. Hvis en har åpen brønn under kan en risikere å få hydrokarboner blandet inn i brine og inn på ringrommet samt risiko for hydrat.

Reverssirkulering er en gunstig måte å få opp skit, skrot fra brønnen da kapasiteten i kompletteringsstrengen normalt er mye mindre enn på ringrommet. Dvs. strømingshasigheten i tubingen vil være mye høyere enn på ringrommet. Dette kan bety redusert krav til pumpekapasitet og redusert risiko for fastsuging (sticking). I brønner som er perforert i flere soner vil krysstrømming ved nedstegning være normalt. Soner med høyest trykk vil produsere til soner med lavere trykk. Litt av samme problematikken kan en oppleve ved dreping med tap (eller injeksjon) inn i ene sonen mens en samtidig har produksjon fra en annen. Denne typen brønner kan kreve midlertidig avstengning av “tyv” sonen (med salt eller karbonate partikler) for å muliggjøre sirkulasjon/revers sirkulasjon.

30

Å drepe brønnen ved å sirkulere ned kompletteringsstrengen via f.eks perforeringer med retur på ringrommet har flere svakheter. Brønnvæsken må komprimeres og det vil være vanskelig å holde kontroll med brønntrykket før en har drepevæsken ned til perforeringsområdet/sirkulasjonsområdet i kompletteringsstrengen. Hvis en har hatt for lav pumperate i første del av operasjonen vil drepevæsken blande seg med brønnvæsken - og gjøre strupearbeidet på overflaten mer uforutsigbart.

Dreping av brønnen via kompletteringsstrengen bør gjøres ved reverssirkulering. En liten usikkerhet her er at kompletteringsvæsken pga tyngden kan bli injisert i formasjonen før en får pakket av perforeringene med drepevæske. Dvs. det vil være en del usikkerhet på retur/choke siden på hva en får i retur og når. Benytter en kveilerør eller trykkrør må en benytte vanlig sirkulasjon pga check ventilene i strengen. Når en går inn i brønnen fyller en strengen med vann eller drepevæske (for å hindre kollaps av strengen). Ved start av pumpene vil en umiddelbart starte drepingen. En kontrollerer da operasjonen/drepingen ved å justere strupeventilen.

31

Trykk(bar)

Volum pumpet(liter)

Start pumpene(streng full av drepevæske)

Sirkulasjonetablert

Brønn dødstopp pumpene

PROD.RØR TRYKK

Trykk(bar)

Oppkjøring avpumpene

Brønnhode trykk

Brønn død

ANNULUS TRYKK

32

4.2.3 Revers sirkulasjon Her pumpes væsken ned brønnens ringrom med retur opp kompletteringsstrengen. Jobben styres med strupeventilen som står på retursiden (nedstrøms killwing). Dette er ofte en foretrukket metode gitt at kommunikasjon mellom ringrom og tubing kan etableres på et akseptabelt dyp. En slipper da å gå i brønnen med kveilerør eller trykkrør som er relativt sett dyrt i forhold til å bruke kabel - der en pucher/ perforerer hull/åpner glidemuffe i kompletteringsstrengen over produksjonspakningen. Når drepevæsken sirkuleres inn i kompletteringsstrengen er det alltid en risiko for at drepevæsken drar med seg hydrokarboner fra intervallet under sirkulasjonspunktet. Denne tendensen vil kunne reduseres ved å øke drepevæskens viskositet. Når en beregner drepekurven må en ta hensyn til at vekten på kompletteringsvæsken på ringrommet normalt vil være forskjellig fra vekten på drepevæsken. NB! For en formasjon der trykket er mye lavere enn initiellt trykk kan væsken på ringrommet gi for høy belastning på formasjon slik at en ikke klarer å etablere sirkulasjon opp kompletteringsstrengen før den lettere drepevæsken kommer inn i samme streng.

Ann.trykk

Prod.trykk

Annulus fyllesmed drepevæske

Pakningsvæske går inn iproduksjonsrør

Drepevæskenbegynner å fylle prod.rør

Brønnener død

33

4.2.4 Bullheading Bullheading er en drepemetode som forutsetter åpne perforeringer. Bullheading er også den drepemetoden som både gir høyest overflatetrykk og høyest trykk mot formasjon - uten at dette trenger å være noe problem. En starter ofte drepingen med å injisere ett til to hullvolum med sjøvann ned kompletteringsstrengen. Med sjøvann kan en holde høy pumperate og få fortrengt de meste av hydrokarbonene ut i formasjonen. I fase to pumper en drepevæsken som normalt er både tyngre og har høyere viskosit, dvs er tyngre å pumpe og dermed holde høy fortrengningsrate. Generellt sett bør en ha en væskerate på 1 m/s for å fortrenge gass (beregner en dette teoretisk kan en få tall ned i 0,3 m/s avhengig av type gass og gjeldende forhold). Eksempel: 1) Beregne nødvendig pumperate Tubing: 5 1/2”, 17# ID=124,3 mm Tv.sn.areal = π x (ID)2 / 4 = 0,0121 m2 Min. Væskerate: v = 1 m/s Formel: v = Q/A Q = v x A = 1 m/s x 0,0121 m2 = 0,0121 m3/s = 12,13 liter/s = 728 liter pr. min (LPM) 2) Beregne ekstra trykket på utsiden av perforeringen for å få 728 LPM inn. Antar at formasjonen har en injektivitet på 60 m3/bar/dag. Her er Q = 728 LPM = 728 x 1,44 = 1048 m3/dag Formel: II = Q/delP/d delP = Q/II = 1048/60 = 17,5 bar Dvs. For en brønn med så høy injektivitet som 60 er det kun 17,5 bar på utsiden av formasjonen som skal til for å få en injeksjonsrate på 728 LPM. Gjør en samme regnestykket for en lav permeabel formasjon der injektiviteten kun er 5, får en følgende svar: DelP = Q/II = 1048/5 = 210 bar. For lav permeable formasjoner må en gjerne sprekke opp formasjonen. En lar pumpetrykket stige til trykket plutselig flater ut. En holder dette trykket til en har fått drepevæsken ned. Når dette er skjedd kan en redusere pumpetrykket og sprekken som en har pumpet inn i vil lukke seg - drepevæsken er på plass - og alt er OK. En del teoretikere vil ha det til at oppsprekking kan føre til irreversibelt tap i formasjonen - dvs. drepevæsken vil forsvinne ut i formasjonen - og en må inn med sand/slam eller grov LCM (lost circulation material) for å stoppe lekkasjen. Denne type problemstillinger må være avklart forut for drepeoperasjonen.

34

Andre problemstillinger som må være avklart på forhånd er: - Utstyrskapasiteter mht. trykk - Bruk av inhibert pille foran drepevæsken - Trykktap i tynne kompletteringsstrenger - Min.rate i store kompletteringsstrenger (ved dårlig skille mellom drepevæsken og brønnvæsken kan drepingen ta lang tid) - Sand/debris i horisontale deler av brønnen (når en snur væskestrømmen som en gjør ved dreping kan en få blokkeringer mot formasjonen før drepevæskene er kommet på plass).

4.2.5 Avblødning/lubrisering Avblødning/lubrisering er metode som kan anvendes når: - sirkulasjon er umulig (en kommer ikke inn i brønnen pga. restriksjon) - bullheading kan ikke utføres da dette vil gi for høyt overflatetrykk Ofte er dette en start metode for å redusere overflatetrykket - og en kan da fortsette med bullheading. Lubriseringsmetoden går ut på å blø av noe trykk og pumpe inn en tilsvarende mengde med drepevæske. Denne drepevæsken vil falle til bunns og gradvis bygge opp en kolonne med drepevæske mot perforeringene. Dvs for hver injeksjon skal innstengningstrykket falle med en gitt verdi. Siden gassen nødvendigvis må migrere gjennom hver pille med drepevæske må en bruke tilstrekkelig med tid før en blør av og injiserer ny pille med drepevæske. Gass vil gjennom en ikke-viskøs væske kunne migrere med en hastighet opp til 600 m/t. For viskøse væsker vil dette ta lengre tid. Å drepe brønnen vha lubrisering vil ofte ta mange dager.

Trykk

Volum pumpet (liter)

(bar)

Pumper drepevæske

Blør avtrykk

Lubrisering

35

5. PROBLEMSTILLINGER

5.1. Fri gass i brønnen

5.1.1 Avblødning av gass (Joule Thomson effekt) Når en har strømning gjennom et rør eller over en ventil vil en oppleve at temperaturen kan bli lavere enn omgivelsestemperaturen. Forskjellen mellom omgivelsestemperatur og erfart temperatur er det som kalles Joule-Thomson effekten. Når gasstrykket synker (gjennom et rør eller over en ventil) vil gassen ekspandere og miste energi. Hvis gassekspansjonen tar sted ved konstant entalpi (H=U (indre energi) + pV (trykk x volum) = konstant) vil noe av energien pga. lavere trykk vise seg som en reduksjon i temperatur. Normalt er temperatur reduksjonen ca. ½ grad C pr. bar trykkreduksjon, dvs. 100 bar trykkreduksjon gir 50 grader reduksjon i temperatur.

NB! Avblødning med lav temperatur på gassen, stort trykkfall og lavt utløpstrykk kan gi sprøbrudd i rør/utstyr. Rustfrie materialer kan se sprøbrudd med så høy temperatur som -20 gr.C.

5.1.2 Gass migrasjon I sammenheng med brønnarbeid er det vanlig å fortrenge brønnen til sjøvann. Sjøvann vil ikke gi noen stabil “tetting” mot formasjonen slik at HC/gass etterhvert vil migrere opp til overflaten. For å holde gassen borte er det vanlig å pumpe etter med f.eks. 100 lpm - kontinuerlig eller i bolker mens brønnarbeidet foregår. Gass som migrerer opp til overflaten - i sammenheng med uinhibert sjøvann - kan gi hydratproblem. Ofte merker en økt “drag” i utstyret når en trekker ut av brønnen (over nedihulls sikkerhetsventil), eller en merker plugging i selve overflateutstyret. Noen sjeldne ganger tetter brønnen seg til - dette er alvorlig og en kan risikere noen dager til måneders forsinkelse før en er tilbake til der en var før brønnoperasjonen.

5.1.3 Bullheading av gass Brønner som stenges ned vil nokså fort stabilisere seg med gass øverst, en oljefase og en vannfase nederst. En test gjort på en Gullfaks brønn for noen år siden (over stengt BSV) viste at fasene var i stabil likevekt etter 30 minutter. Bullheading av gass krever god rate og inhibert væske i front mot gassen. God praksis er å inhibere volum ned til sikkerhetsventileen (denne ventilen er normalt plassert så

36

dypt at temperaturen vil hindre hydrat). Ved problemer i denne oppstartfasen vil den inhiberte væsken hindre dannelse av hydrat hvis operasjonen må stoppe opp. God praksis er å holde en bullheading rate på 1 m/s eller mer (teoretiske beregninger viser at 0,3 m/s i noen tilfeller kan være godt nok). Dette vil gi en definert væskefront i første del av operasjonen som vil være med å minimere sannsynligheeten for dannelse av hydrat. Når væsken treffer gassen vil gassen komprimeres. Dette ser vi i form av et sterkt avtagende pumpetrykk i den første fasen av fortrengningen. Noen ganger kan den komprimeres så mye at gassen går over til væskeform. NB! Pumpetrykk i sammenheng med gassinjeksjon- og VAG brønner (i gassfase) må kontrolleres mot oppsprekking av formasjonen. Dette skyldes den lave gassgradienten som normalt gir små marginer mot oppsprekking.

5.1.4 Gass + Vann = Hydrat Sjøvann er den vanligst benyttede væsken ved brønnoperasjoner. Den er gratis og lett tilgjengelig. Sjøvann har imidlertid den ulempen at den danner en krystallinsk forbindlese med gass (tetthet 0,88 til 0,90 g/cm3) når temperaturen er lav og trykket er høyt. Inhibering av sjøvannet brukes for å hindre hydrat. Normalt benytter en også inhibert væske ved trykktesting av intervensjonsutsstyr (CT, snubbing, WL) før en åpner utstyret mot brønnen.

37

5.2. Swab og surge trykk

5.2.1 Surge trykk Med surge trykk menes den stempelkraften (overtrykk) som oppstår når bunnhulls- strengen kjøres inn i brønnen.

Surge trykk er en funksjon av følgende forhold:

ü Klaring mellom brønnvegg og bunnhullsutstyr (liten klaring gir høyt trykk) ü Type væske i brønnen (kompletteringsvæske gir høyere trykke enn olje/gass) ü Trippe-/kjøre hastighet (stor hastighet gir høyt trykk) ü Lengden av de komponentene i bunnhullsutstyret som har størst diameter (lange komponenter gir høyere trykk) ü Akselerasjons-/retardasjonshastighet (høy aks/retard gir høyt trykk) I en perforert brønn med hydrokarboner vil surgetrykkene opptre lokalt rundt bunnhullsutstyret og ikke gi videre global effekt før nært opp til reservoaret. I brønner med sandproduksjon kan det ligge sand i den horisontale delen av brønnen som skyves med/forsterker surge effekten når en går inn i brønnen. For en igjenscalet brønn eller brønn med dårlig injektivitet så vil surgetrykket kunne gi trykkpulser som oveerstiger reservoarets oppsprekkingsstyrke. For en uperforert brønn vil effekten av trykkpulser bli større desto dypere en kommer inn i brønnen (tilsvarende stangen i en sykkelpumpe som presses inn). Konsekvensen av surge trykk kan også være aktivering av trykkaktivert utstyr i bunnhullsstrengen og sirkulasjonsanretningen (devices). Det å gå inn i en brønn vil også gi en generell trykkstigning som fører til en injeksjon i reservoaret tilsvarende utstyrets fortrengte væskevolum. Eks: Går en inn med en 2 7/8” streng og innkjøringshastigheten er 250 m/t - så gir dette en injeksjon på 1,05 m3/t = 17,5 lpm. Dette kan kompenseres ved å blø av over chokee (til testseparator) ved innkjøring. Hvis en går inn i een uperforert brønn er det særdeles viktig å blø av volumet tilsvarende utstyrets fortrengte væskemengde. Det finnes eksempler på at dette har vært glemt med resultat perforering av brønneer flere “tusen meter” over reservoaret.

38

5.2.2 Swab trykk Swab trykk er den stempeleffekten som oppstår når bunnhullsutstyret trekkes ut av brønnen. Størrelsen på swab trykket avhenger av forhold som:

ü Klaring mellom brønnvegg og bunnhullsutstyr (liten klaring gir høyt trykk) ü Type væske i brønnen (kompletteringsvæske gir høyere trykk enn olje/gass) ü Trippe-/kjørehastighet (stor hastighet gir høyt trykk) ü Lengden av de komponenten i bunnhullsutstyret som har størst diameter (lange komponenter gir høyere trykk) ü Akselerasjons-/retardasjonshastighet (høy aks/retard gir høyt trykk) ü Effekten vil være størst når bunnhullsstrengen er nært reservoaret og medføre at hydrokarboner trekkes ut av formasjonen. ü Når en tripper ut av brønnen med intervensjonsutstyret vil brønnen naturlig fylle

opp/produsere det volum tilsvarende utstyret fortrengte væskemengde. Hvis dette ikke er ønskelig må en injisere tilsvarende mengde parallellt ved uttrekkingen med f.eks. diesel eller inhibert sjøvann. En slik prosedyre er vanlig etter en gruspakkings operasjon.

5.3. Utvasking av streng

5.3.1 Snubbestreng Utvasking i snubbestrengen registreres vanligvis som et uventet fall i pumpetrykket uten at strupeventil trykket forandres. Dette er en kritisk hendelse siden BPV’ene ikke vil kunne holde brønntrykket lengre. Pumpetrykket taes ned til brønntrykket og “kelly cock” ventilen stenges. En starter så klargjøring for brønndreping. Utvasking skyldes normalt erosjon pga. Sandvasking, men det kan også være forårsaket av kjemiske forhold og materialfeil. Utvasking er noe som oppleves svært sjeldent.

39

5.3.2 Kveilerør Brudd i kveilerøret kan oppstå over eller under “injector head. Brudd over “injector head” Prosedyremessig stoppes kveilen. Slips- og piperams stenges i BOP’en. Hvis en ser at brønnen strømmer inn i kveilen (lekk BPV) stenges shear ram, en trekker så kveilen opp, f.eks.0.5 m og stenger blind ram. En starter så drepingen ved å fylle kveilen under BOP’en med drepevæske, og resten av brønnen via bullheading inn i brønnens ventiltre. Hvis en ser at BPV’en holder tett, trekker en ut av brønnen for å skifte til ny kveil. Brudd under “injector head”

En vil her få brønntrykket inn i kveilen og brønnen må drepes før kveilen trekkes ut. Ref brudd over “injector head”.

Kveilerør er utsatt for “pitholes”. Pga. kveilens lengde er det vanskelig å få tømt ut all væske (syre, kjemikalier, sjøvann) etter bruk. Væsken legger seg på brønnens lavside og kan korrodere hull i kveilen. Sveiser på kveilerøret er også utsatt for sprekker/brudd. Fra gammel av er dette det vanligste bruddstedet. Det har også vært erfart brudd pga. utmatning og brudd pga. knekning når den første del av kveilerøret har passert stripper rubber.

5.4. Blokkeringer i brønn

5.4.1 Blokkeringsmekanismer i brønner De blokkeringsmekanismer som tenkes på:

Formasjons sand (fra sandproduserende brønner) Avleiringer (scale) Mekaniske blokkeringer (kollapset foringsrør, forlengelsesrør, “patcher”, “straddle packers”, fastkilte ventiler og bunnhullsstrenger)

40

5.4.2 Spregning av kompletteringsstrengen ved plutselig blokkering Dette er et tilfelle som kan være relevant for gassinjektor- og VAG (Vann Altererende Gass) brønner. Disse brønnene opereres ofte nært opp til øvre design grense - og har derfor ingen ekstra sikkerhetsmargin vedr. sprengning/burst. Ved plutselig blokkering (mekanisk kollaps) vil sikkerhetssystemet normalt ikke kunne reagere før kompletteringsstrengen sprenges. Sprengkraften oppstår pga. masseenergien ½ m x v2 som går over fra kinetisk til potensiell energi. Denne effekten har en også ved innkjøring av bunnhullsstrenger med lukket bunn (shear disk). Det finnes mange eksempler på at ventiler og pakninger har blitt satt for tidlig på vei inn i en brønn pga. at borer har stoppet strengen for brått.

5.4.3 Fjerning av blokkeringer En har normalt to alternative metoder: A) Mekanisk B) Kjemisk Mekaniske metoder fordrer intervensjonsutstyr som kabel, kveilerør og trykkrør. Kabel kan utstyres med jar/akselerator der en kan slå seg gjennom begrensninger som scale (slå ned) eller slå opp hvis en skal fiske opp utstyr som er tapt i brønnen. Hvis blokkeringen er is og en har elektrisk kabel kan en smelte seg gjennom hydratpluggen med smelteverktøy/pumpe i enden av kabelen. Hvis en har kveilerør eller trykkrør tilgjengelig kan en bruke jar for å slå opp og ned. En kan også bruke motor/mill og bore/frese seg gjennom restriksjonen. Bruker en trykkrør kan strengen roteres innenfor jekk “stroke” - normalt 2-2,5 meter - som gir god hullrensing (men rotasjon gir også slitasje i kompletteringsstrengen). Kjemiske metoder betyr pumping av kjemikalier til det området hvor en har restriksjon. En lar kjemikaliene virke en periode, og produserer disse samme veien tilbake. For å hindre ustabilitet i prosessen kan det være nødvendig å tilføre ytterligere kjeemikalier på overflaten før de opprinnelige kjemikaliene går inn i prosessen.

41

5.5. Hydrat

5.5.1 Betingelser for å danne hydrat Følgende forutsetninger gjelder for dannelse av hydrat:

ü Tilstedeværelse av fritt vann ü Tilstedeværelse av lette gassmolekyler ü Relativt høyt trykk ü Relativt lav temperatur

Hydrat består av vann i en gitterstruktur iblandet lette gasskomponenter. 1 m3 hydrat innholder ca. 0,8 m3 vann og 180 m3 gass. For å danne stabil hydrat må gassen være mettet med vanndamp (vannets duggpunkt er høyere enn systemets temperatur). Et eksempel på et klassisk hydrattilfelle er ventil plassert i et vertikalt rørsystem. Over ventilen danner det seg fort tre faser med vann nederst som hviler oppå ventilen. Under ventilen vil det på samme måte være gass. Hvis ventilen lekker vil gass sige opp fra undersiden av ventilen inn i vannfasen på oversiden - og ved gitte trykk og temperaturforhold vil det kunne dannes hydrat.

5.5.2 Metoder for å fjerne hydrat

Følgende metoder kan benyttes for fjerning av hydrat:

ü Trykkreduksjon ü Temperaturøkning ü Bruk av inhibitor

Trykkreduksjon En må for en gitt temperatur redusere trykket til under likevektskurven. Da vil gitterbindingene i hydratet begynne å løse seg opp. Denne prosessen krever energi som den tar fra seg selv (temperaturen i smelten vil synke) og smelte-raten vil da være en funksjon av hvor lett hydratpluggen får tilgang til omgivelsestemperaturen. Er røret/beholderen isolert, vil smeltingen ta tid kontra en uisolert rørledning/beholder. NB! I en brønn der en har fått en hydratplugg kan trykkreduksjon være risikabelt. Slipper hydratpluggen og det er gass mellom hydratplugg og overflatesystem - vil pluggen kunne skyte gjennom overflate ventiltreet og medføre utblåsning fra brønnen (til en får stengt nedi hulls sikkerhetsventil). Har en hydrat i en rørledning/beholder må trykket reduseres like mye på begge sider av pluggen for å hindre at pluggen beveger seg under smeltingen.

42

Temperaturøkning

En øker temperauren mens trykket holdes konstant. Varmen vil bryte gitterstrukturen i pluggen. NB! Er volumet konstant (gassen som dannes har ingen sted å ekspandere) vil prosessen stoppe av seg selv da trykket som stiger inni det lukkede volumet vil medføre endret likevektstilstand. Dette trykket kan bli meget høyt - opp til flere tusen bar. Bruk av inhibitor Både metanol, glycol og salt kan smelte hydrat. Ved kontakt mellom disse stoffene og hydrat vil likevektskurven i kontaktområdet endres - men samtidig vil den inhiberende effekten brukes opp. Skal effekten opprettholdes ved smelting av hydrat, må det kontinuerlig eller batch-vis tilføres inhibitor.

5.5.3 Risiko i sammenheng med fjerning av hydrat Som nevnt i kapittel 5.2 er smelting av hydrat med konstant volum risikabelt. Generellt sett bør en forvisse seg om mulighetene for å blø av volum, dvs. holde kontroll med trykket. Trykkovervåkning er særdeles viktig. Fjerning av hydratplugg i kompletteringsstrengen Hydratplugg i en brønn vil normalt være lokalisert over brønn sikkerhets ventilen. Temperaturen er her så lav at hydrat kan dannes (Brønn sikkerhets ventilen er normalt plassert så dypt at hydrat ikke kan dannes. Nedihulls sikkerhetsventilen bør være stengt - selv om den ikke er 100% tett vil den redusere energien bak pluggen hvis pluggen skulle løsne. En løser så opp pluggen ved å blø av gass - pumpe inn metanol - gjentatte ganger. Operasjonen kan ta mange dager før pluggen er løst opp. Her må en forvisse seg om at en alltid har væske mellom plugg og brønnhode. Løsner pluggen vil væsken umiddelbart dempe energien som løses ut - mens gass vil tillate pluggen å akselerere til en enorm hastighet før den når brønnhode/ventiltre. Det siste er selvsagt lite ønskelig. Alternativt kan en slik plugg løses opp med smelteverktøy/pumpe som kjøres på elektrisk kabel. Trykket over pluggen holdes konstant - dvs. en må blø av gassen som frigjøres ved smeltingen. Har en mistanke om at trykket under pluggen kan være høyere enn over pluggen, bør en også injisere inn inhibert væske mellom plugg og overflateutstyr. Fjerning av hydratplugg i strømningsrør på sjøbunnen Her må en først stenge inn ventiltreet på havbunnen. Deretter må en senke trykket på begge sider av pluggen i rørledningen - via service umbilical/linje og via overflate tilkobling på rørledningen. En må tilstrebe å ta ned trykket like mye på hver side for å unngå å skade rørledningen i f.eks. bend - hvis pluggen skulle løsne med ubalansert trykk.

43

Fjerning av hydratplugg i overflatesystem

Å redusere trykket på begge sidene av pluggen er riktig fremgangsmåte. En kan også bruke varme - steam - men da må en forvisse seg om at gass som frigjøres kan ekspandere. Dvs. En må trykkovervåke det rommet der gassen frigjøres. NB! Manometre kan også fryse - falsk trygghet.

44

6. OPERASJONELL LEDELSE

6.1. Planlegging før operasjonsstart

6.1.1 Generellt Brønnoperasjoner og dertil planlegging er prosjekt orientert. Prosjektets suksess vil være en funksjon av kvalitet i planleggingen (benytte riktig kompetanse og bygge på tidligere erfaringer, beste praksis), egenskapen å ta riktig beslutning til riktig tid, klart definerte grensesnitt og at de forskjellige aktører tar sine respektive ansvar.

Før operasjonsstart blir det normalt arrangert oppstartmøte på land der nøkkelpersonell i planleggingen går igjennom operasjonen med “utførende” personell. Tilsvarende møte(r) blir også arrangert offshore for å gjøre alle kjent med sine oppgaver, roller og ansvar under operasjonen.

Det skal være definert et kommunikasjonssystem internt i prosjektet offshore og mellom offshore og land. Normalt blir offshore operasjonen støttet av land organisasjonen. Det er også normalt med et vaktsystem på land der nøkkelpersonell kan konsulteres ved faglige - og logistikk problemer.

Aktiviteter for de kommende 24 timer blir identifisert og inkludert i en daglig plan. Det er også vanlig med planer med lengre perspektiv som dekker personell, utstyr og tidspunkt for utkall.

Brønnprogrammet blir støttet opp av Operasjonsmanualer som er utgitt av Operatør, Kontraktør og/eller Produsenter. Eksempel på slike manualer kan være:

- Prosjekt plan / prosjekt håndbok - Brønn operasjons manual - Installasjonsspesifikke prosedyrer - Myndighetskrav - Operatør - og kontraktør prosedyrer - Avvik-/ fravik - Innholdsfortegnelser - Erfaringsdata - Sikkerhetsprosedyrer/kriterier (risiko analyser, reserveplaner og plan ved tap av

barrierer) Operatøren skal gjøre kontraktøren kjent med gjeldende HMS mål og aksept kriterier for risiko. Det skal gjennomføres sikkerhetsmøter offshore for å sikre at personell kjenner de operasjonelle begrensningene som gjelder for operasjonen. I dette gjelder også krav til barrierer, forurensnings kontroll, forebyggende tiltak for å hindre brann og eksplosjon, og beskyttelse mot giftig/skadelig miljø.

45

På norsk sokkel er det krav om daglig rapportering av aktiviteter til Oljedirektoratet. Ved fravik fra myndighetskrav skal egen søknad sendes til OD for godkjenning. Ved personskade, farlige tilløp og uhell skal det straks gis beskjed til OD. God kommunikasjon er viktig:

- “Hand-over” møter bør utføres på alle nivå ved skifte av personell i operasjonen, ved skiftendring og ved kaffipauser, launch, etc.

- Daglige møter med landorganisasjon arrangeres som dekker siste 24 timers operasjon, uhell/hendelser, fremgang, material behov og kommende aktiviteter

- Arkiv system tilgjengelig både offshore og på land.

6.1.2 Nød prosedyrer Det er flere situasjoner i operasjonen som medfører at en går fra sikker tilstand til usikker/nød tilstand.

- Trykk i ett eller flere ringrom stiger eller synker drastisk - Svikt i barriere i brønnen - Svikt i barrierer i intervensjonsutstyr - Gasslekkasjer i brønnområde og/eller prosessanlegg) - Unormale situasjoner (uvær, parallelle aktiviteter)

Dersom en mister en barriere i brønnen skal brønnen stenges inn, og det skal iverksettes kompenserende tiltak for å opprettholde sikkerhetsnivået inntil barriere nummer to på nytt er etablert. Når det utføres brønnintervensjon og en mister primærbarrieren i intervensjonsutstyret skal sekundærbarrieren umiddelbart kobles inn. Dette krever overvåkenhet og hurtig respons. På enkelte installasjoner kan det være krav om nedstegning av alle brønnene hvis en mister en barriere i en av brønnene. Dette vil være gitt av spesifikke operatør krav som ofte vil være knyttet opp til antall og type av parallelle aktiviteter.

6.1.3 Organisering - brønn dreping Før operasjonen blir det normalt utarbeid en brønn drepeplan. Denne planen skal identifisere personell for å utføre drepeoperasjonen. Normalt er det bare et minimum antall personer som utfører brønndrepingen, mens det resterende personellet trekkes tilbake til sikker posisjon (livbåt, mønstringsplass). Eksempel på personer nødvendig til brønndreping:

- Brønnleder - Sementer (pumpeoperatør)

46

- Leder for intervensjonsutstyret (kabel, kveilerør eller snubbing) - Operatør for intervensjonsutstyret - Operatør for hydraulikk pumpe til brønnsikkerhetsventil og hydraulisk hovedventil - Derrickman

I brønnoperasjoner blir det ofte benyttet drepepille i kombinasjon med klar drepevæske

(brine) som væske ved drepingen. Drepepillen pumpes ned til perforeringsintervallet og skvises inn i perforeringen - ofte må skvisen gjentas (hezitation squeeze). Kolonnen med drepevæske skal ha overbalanse (10 bar eller mer) i forhold til reservoartrykket for å holde drepepillen på plass. Det kan alternativt til brine/drepepille benyttes boreslam. Prosessen med å drepe brønnen kan foregå som følger:

1. Drepepillen blandes/klargjøres 2. Pump x m3 sjøvann i brønnen for å fortrenge hydrokarboner i øverste del av

brønnen 3. Pump drepepillen 4. Fortreng drepepillen med drepevæske (med riktig tetthet) - med pumperate høyere

enn dispergeringsrate for gass (f.eks. 1000 lpm). 5. Reduser pumperaten før drepepillen treffer perforeringen, f.eks. til 200 lpm. 6. Skvis drepepillen inn i perforeringen med et gitt overtrykk (mindre enn

formasjonens oppsprekkingstrykk). 7. Stopp pumpen og avslutt drepingen når trykkreduksjonen er lavere enn 1,5

bar/min. Er trykkreduksjonen høyere, fortsett å skvise drepepille inn i perforeringene/kontrollere avblødningen.

47

6.6.2. Unormale operasjoner

6.2.1 Tap av barrierer Det følgende er eksempler på barrierer som kan feile under operasjon (eventuellt ved testing før operasjon): ü Drepevæske som mister hydrostatisk overbalanse mot perforeringer/formasjon: -Killpillen går i oppløsning, drepevæsken strømmer inn i formasjonen Drepevæsken strømmer sakte inn i formasjonen Barytt i oljeslammet “sagger” ut ü BOP ü Uperforert og sementert forlengelsesrør (liner) overtrykkstestes: Lekkasje i liner sko Lekkasje i liner Lekkasje i henger/pakning ü Innstrømningstestet sementplugg eller mekanisk plugg i casing over perforering ü Plugger som er satt innvendig i casing og som isolerer åpne perforeringer og som er innstarømningstestet.

ü BOP ventiler, “stuffing box”, “stripper bowl” for kabel-, kveilerør eller trykkrørs operasjoner. ü “Safety head” som er plassert mellom ventiltre og opprigging for kabel, kveilerør eller

trykkrør. ü Manuell- og hydraulisk hovedventil i ventiltreet. ü Produksjonsstreng og produksjonspakning (ringromsbarriere). Produksjonspakningen

skal fortrinnsvis testes i retning formasjonen til overflaten. ü Pakninger rundt “tubing hanger” og ringromsventiler i brønnhodet. ü Nedihulls sikkerhetsventil. Operatøren skal ha nødprosesdyrer tilgjengelig som dekker de tiltak som er nødvendig for å gjenopprette sikker tilstand (reetablere tapt barriere).

6.2.2 Hydratfjerning Brønner der en skal være spesiellt oppmerksom på hydrat er:

- Vann Altererende Gass (VAG) brønner - Gassinjektorer - Havbunnsbrønner med langt strømingsrør (flowline) - Brønner som går på gassløft

Eksempel: Hvis brønnsikkerhetsventilen (BSV) ikke står på hydratfritt dyp og ventilen er lekk (OD setter krav til at den skal stå 50 m under sjøbunn), vil gass som lekker fra undersiden av ventilen til vannfasen over kunne lage hydratplugg.

48

Fjerning av hydrat er risikabelt og må gjøres kontrollert. Hydrat som smelter gir fra seg gass. Hvis ikke gassen får ekspandere vil den skape høyt trykk som kan sprenge legemet som omslutter hydraten. Ved trykkreduksjon reduserer en trykket til pluggen gir fra seg gass, P1. En blør av noen bar med gass til P2 , venter noen minutter, pumper inn inhibert væske (salt, glycol, metanol) mens en lar trykket stige til P1, venter noen minutter, blør av noen bar med gass til P2, osv. Dette kalles lubrisering. Hydrat i strømingsrør (flowline) fjernes ved å redusere trykket like mye på begge sider av pluggen. Det finnes smelteverktøy som kjøres på elektrisk kabel (kabeloperasjon). Verktøyet senkes ned til hydratpluggen, og en starter smeltingen samtidig som en pumpe sirkulerer den smeltede væsken på toppen av pluggen. En kan også pumpe inn oppvarmet væske i en brønn hvis brønnen har gassløftventiler - men trykkstigningen på ringrommet kan også medføre at en får ytterligere med gass inn i kompletteringsstrengen hvis ringrommet er fylt med gass. Smelting av hydrat kan utføres med metanol, glycol eller salt. Metanol er effektiv, men lettere enn vann og har dermed ikke samme evnen til å synke inn i hydratpluggen. Glycol (MEG, DEG og TEG) er tyngre enn vann - men noe mindre effektiv enn metanol. Salt er også effektiv middel for å løse hydrat. God effekt får en primært når en spyler/vasker inn i hydratpluggen. Bruker en kveilerør eller trykkrør for en slik jobb er det særdeles viktig at en har trykkbalanse over/under pluggen under vaskingen.

6.2.3 Lage isplugg som barriere

Dette er absolutt en siste metode som benyttes når en har mistet en eller flere barrierer, og en ikke klarer å gjennopprette barrierene for å kunne fortsette operasjonen. Situasjonen som en står ovenfor kan være:

- Overhale eller fjerne ventiltre eller BOP - Fjerne fastkilt verktøy fra BOP eller ventiltre

Metoden går ut på å fortrenge inn i den øverste delen av brønne en blanding av bentonitt og ferskvann (ca. 150 til 300 m). Derettes pumpes det inn tørris som medfører nedfrysning av ferskvann/bentonitt blandingen (det kan også benyttes flytende nitrogen). Nødvendig lengde av ispluggen er gitt av følgende formel: L = OD av rør (in) x WHP (psi)/1000 Nødvendig nedfrysningstid er ca. 1 time pr. inch av røret. Pluggen trykktestes før en starter å arbeide på ventiltreet eller BOP’en. Brønnhodet (ispluggen) må temperatur

49

overvåkes mens arbeidet over brønnhodet pågår - og ispluggen vedlikeholdes hvis temperaturen på utsiden av brønnhodet begynner å stige. Farer forbundet med isplugg kan være:

- Sprøbrudd av brønnhodet/deler av brønnhodet - Oppsprekking av brønnhode pga. ekspansjon av vannet ved frysing - Lekkasje i pakningssett pga. lav temperatur

Det må normalt også utføres “hot-tapping” i brønnhodet forut for nedfrysningen for å få adgang til kompletteringsstrengen.

6.2.4 Brønn dreping Dette gjøres enten som en øyeblikkelig handling fordi situasjonen tilsier det (mistet barrierer, andre forhold) eller som ledd i en plan for å gjenopprette en tapt barriere (resultat f.eks. rekomplettering). I de fleste tilfellene vil en god tid, og en kan vurdere/planlegge for riktig drepemetode. I sjeldne tilfeller vil en ha tidspress pga. økende ytre hav miljø (arbeide på flyter), eksplosjonsfare, giftig gass. Eksempel: Ved en gasslekkasje til luft kan en pumpe sjøvann (bullheading) mens en planlegger korrigerende tiltak på problemet.

6.2.5 Lekkasjer

Barrierer er pr. definisjon tette. I IWCF sammenheng regnes ikke Brønn Sikkerhets Ventilen (BSV) som en barriere. Det gjør den derimot på norsk sokkel til tross for at vi anser den som tett hvis det lekker mindre enn:

- 0,4 liter/min (væske) - 15 scf/min (gass)

Lekkasje til luft er ikke tillatt. Små lekkasjer som ikke oppdages kan være farligere enn store lekkasjer som oppdages (via gassdetektorer). Når gasskonsentrasjonen overskrider nedre eksplosjonsgrense - kan eksplosjon inntre.

Under brønnoperasjoner - ved lekkasje i primærbarriere - kobler en inn sekundærbarrieren og benytter denne mens en skifter ut pakningssett/gjenetableerer primær barrieren.

50

6.2.6 Brann/eksplosjon Brann/eksplosjon er en særdeles alvorlig situasjon. En slik situasjon krever umiddelbar stengning av ventiler mellom brønn og brann - slik at omfanget av brannen begrenses. En slik hendelse krever også nedstegning av brønnene.

Hvis en ikke har tilgang til “stenge panel” (brann i kontroll kabin/skadet operatør), skal en benytte back-up panel som skal være plassert på annen lokasjon (f.eks. annet dekk eller side av brønnområdet). Hvis det kjøres en kabeloperasjon uten back-up panel, skal hydraulisk hovedventil lukkes.

Hvis brannen starter pga. Eksplosjon kan trykkbølgen som følge av eksplosjonen (og påfølgende undertrykk) gi store materielle skader. Får brannen tid til å utvikle seg vil utstyr etterhvert deformeres og funksjon opphøre. Brønnhodeutstyret er normalt konstruert slik at det vil klare en oljebrann på 1000 gr.C i en time - før stengte ventiler vil kunne starte å lekke og gi ytterligere føde til brannen. Ved brann/eksplosjon skal en første melde brannen - før en starter innstengning og deretter slukningsarbeid.

Hvis brønnen ikke lar seg stenge ned, står en ovenfor en utblåsning. Varmestrålingen er ofte så høy at deler av plattformen kan smelte ned. Å stenge slike utblåsninger krever spesial kompetanse, og en kan risikere å holde på i måneder før operasjonen er over.

51

7. OPPGAVER I EMNET PRINSIPP & PROSEDYRER 1. Hva er definisjonen på en barriere?

A. Avsperret område B. Noe som hindrer utstrømning av hydrokarboner fra brønnen C. En væske i overbalanse D. BOP låsemekanisme E. En mekanisk plugg

2. Hvilke utsagn beskriver type barrierer.

A. Positive og negative B. Pump åpen og pump lukket C. Mekanisk og væske D. Overbalansert og underbalansert E. Primær og sekundær F. Øvre og nedre

3. Trenger brønner der oljen må løftes ut/pumpes ut (artificial lift pumps, rod pumps)

samme brønn kontroll barrierer som brønner der oljen strømmer ut av seg selv?

A. Ja B. Nei

4. Hva betyr ”positiv plugg”?

A. Den hindrer strøm fra oversiden B. Den hindrer strøm fra undersiden C. Den hindrer strøm fra begge retningene

5. Hvordan kan en plugg stoppe strømmen?

A. Den tetter perforeringene B. Den tetter ved ventiltreets krone ventil C. Den gir 10 bar overbalanse D. Den tetter i tubing hanger E. Den isolerer av brønnstrømmen

52

6. Hvordan installeres en mekanisk plugg (2 svar)?

A. Brønntrykket lukker den B. Brønnstrømmen lukker den C. Ved frysemetoden D. Med kabel, kveilerør eller trykkrør E. Kontroll linje trykket lukker den

7. Hvilke av de følgende mekaniske barrierene kan installeres med intervensjons metoder (6

svar) ?

A. Wireline plugg B. ”Pump through” plugg C. Sirkulasjonsventil D. Differensial trykks ventil E. ”Pump open” plugg F. ”Expendable” plugg G. Float ventil H. Retainer I. Hi-vis pille J. Orifice ventil K. Trykk syklings plugg L. Check ventil

8. Hvilke av de følgende er en ”lukkbar” barriere?

A. Tubing hanger plugg B. ”Pump out” plugg C. BOP D. Packer E. Check valve

9. Hvilke utsagn er SANN mht. plugger for montering i kompl.strengen (3 svar)?

A. Kontroller at trykk rating er korrekt B. Kontroller at trykket er utlignet før setting C. Kontroller at det finnes plan for å løsne pluggen hvis det settles ut materiale på

toppen av pluggen D. Kontroller at pluggen skal installeres så nært til ventiltreet som mulig. E. Kontroller at pluggen holder trykk etter settingen

53

10. I hvilken retning skal barrieren testes?

A. Overfra B. Underfra C. Hvilken som helst retning D. Strømnings retningen

11. Hva er riktig navn på de forskjellige barrierer?

A. Første linje, andre linje og tredje linje B. Primær, sekundær og tertiær C. Første, andre og tredje

12. Hva betyr innstrømningstest?

A. Påføre trykk over pluggen B. Påføre trykk under pluggen C. Blø av trykket over pluggen D. Utligne trykket over pluggen

13. Hvordan kan en mekanisk barriere stoppe brønnstrømmen?

A. Ved å lede strømmen ned drepe linjen B. Ved å påføre en liten overbalanse C. Ved å stenge av strømningsveien D. Ved å lukke ventiltre ventiler.

14. Hvis en innstrømningstest ikke kan utføres, skal utstyret trykktestes fra oversiden?

A. Ja B. Nei

15. Hva skal trykktestes før en starter å rigge opp intervensjonsutstyret?

A. Ventiltreet B. Tubing hanger C. Packer D. Ringrommet

54

16. Når betraktes en kolonne med fluid som barriere?

A. Når det hydrostatiske trykket er mindre enn formasjonstrykket. B. Når det hydrostatiske trykket er likt med formasjonstrykket. C. Når det hydrostatiske trykket er høyere enn formasjonstrykket.

17. En brønn skal drepes med 1,08 sg pakningsvæske. Målt dyp er 3210 m og vertikalt dyp er

3128 m. Formasjonstrykket er 328 bar. Hvilket utsagn er riktig?

A. Det vil være et overtrykk mot formasjonen på 6,8 bar B. Det vil være et overtrykk mot formasjonen på 3,4 bar C. Formasjonen vil være i balanse D. Det vil være et undertrykk mot formasjonen på 3,4 bar E. Det vil være et undertrykk mot formasjonen på 6,8 bar

18. Hva menes med underbalanse?

A. Det hydrostatiske trykket av fluidet er mindre enn formasjonstrykket B. Det hydrostatiske trykket av fluidet er likt med formasjonstrykket C. Det hydrostatiske trykket av fluidet er høyere enn formasjonstrykket

19. Hva betyr overbalanse?

A. Det hydrostatiske trykket er mindre enn formasjonstrykket B. Det hydrostatiske trykket er likt med formasjonstrykket C. Det hydrostatiske trykket er større enn formasjonstrykket

20. En brønn skal drepes med 1,08 sg pakningsvæske. Målt dyp er 3210 m og vertikalt dyp er

2819 m. Formasjonstrykket er 305 bar. Hvilke av utsagnene er riktige?

A. Det vil være 6 bar overbalanse mot formasjonen B. Det vil være 3 bar overbalanse mot formasjonen C. Formasjonen vil være i balanse D. Det vil være 3 bar underbalanse mot formasjonen E. Det vil være 6 bar underbalanse mot formasjonen

55

21. Hvilke av de følgende er vanlige fluid barrierer (3 svar)?

A. Sjøvann B. Diesel C. Pakningsvæske D. Nitrogen E. Kondensat F. Boreslam

22. Hvordan velger en drepevæsken?

A. Ved å beregne syreinnholdet B. Ved å beregne flyte punktet (yield point) C. Ved å beregne viskositet D. Ved å beregne hydrostatisk trykk

23. Kan en kombinere mekanisk og væske barrierer i en brønn?

A. Ja B. Nei

24. Når en åpner en ventil som har trykk på kun ene siden, hvilket utsagn er riktige (2 svar)?

A. Kan forårsake skade på ventilen B. Forårsaker mindre hydraulisk sjokk C. Reduserer sannsynligheten for trykklås D. Kan forårsake skade på utstyr nedstrøms ventilen E. Minimerer risiko for skade på ventilen

25. Når en stenger en brønnen på ventiltreet, hvilket utsagn er riktige (3 svar)?

A. Øvre hovedventil vil tette rundt kabelen B. Nedre hovedventil er normalt ikke i bruk C. Kroneventilen stenger av for all strømning fra brønnen D. Ventilene kan skades hvis de lukkes mot kabel, rør, etc. E. Øvre hovedventil brukes normalt

26. Er det god praksis å alltid ha mer enn en barriere tilgjengelig?

A. Ja B. Nei

56

27. Hvilken type barriere er en fluid barriere?

A. Primær B. Sekundær C. Tertiær

28. En gass brønn har følgende data:

Totalt dyp 3820 m MD / 3338 m TVD Dyp produksjons pakning 3100 m MD / 2818 m TVD Pakningsvæske ringrom 1,08 SG Gass gradient 0,45 bar/m Hva er differensial trykket mellom kompletteringsstrengen og undersiden av Tubing hanger på ringrommet hvis brønnens innstegningstrykk er 125 bar? A. 70 bar mer på ringrommet enn i kompletteringsstrengen B. 70 bar mer i kompletteringsstrengen enn på ringrommet C. 125 bar mer på ringrommet enn i kompletteringsstrengen D. 125 bar mer i kompletteringsstrengen enn på ringrommet E. 192 bar mer på ringrommet enn i kompletteringsstrengen F. 192 bar mer i kompletteringsstrngen enn på ringrommet

29. Hva er nødvendig for å kunne velge riktig drepe væske (2 svar)?

A. Å ha muligheten til å pumpe med lavere rate B. Å minimere formasjonens overtrykk C. Å ha muligheten til å holde en høy pumperate D. Å sikre riktig fluid kompatibilitet med formasjonen E. Å redusere ringroms tap

57

30. Identifiser barriere elementene (konvolutten) på denne tegningen som:

1. Holder på brønntrykket 2. Hindrer utstrømning fra ringrommet

Spørsmål 1 (5 svar) Spørsmål 2 (4 svar) a. Ventiltre a Ventiltre b. Tubing hanger/brønnhode b Tubing hanger/brønnhode c. Ringromsventiler i brønn hode c Ringromsventiler i br.hode d. Produksjonsstreng d Produksjonsstreng e. Kompletteringsvæske e. Kompletteringsvæske f. Brønnvæske f. Brønnvæske g. Casing g. Casing h. Produksjonspakning h. Produksjonspakning

Ventiltre Tubing hanger Brønnhode m/ringromsventiler Produksjonsstreng Brønnsikkerhetsventil Casing Brønnvæske Kompletteringsvæske Produksjonspakning Perforeringer

58

31. Under en brønnoperasjon kommer det opp et problem som nødvendiggjør dreping av brønnen. Hva er den mest anvendelige drepemetoden?

A. Volumetrisk B. Sirkulasjon C. Vent og vei opp D. Bullheading E. Concurrent

32. Brønn data: Casing 9 5/8”, 53.5 lbs/ft Tubing 3 ½” Prod.pakning ved 3000 m MD.

Ved hjelp av informasjon fra tabellen under skal du beregne totalt ringromsvolum over produksjonspakningen. Skriv ned svaret i boksen under.

Type Vekt (lbs/ft) OD(in/mm) ID (in/mm) 9 5/8” 47 9-5/8” / 244,5 8,681 / 220,5 53,5 9-5/8” / 244,5 8,535 / 216,8 58,4 9-5/8” / 244,5 8,279 / 210,3 59,4 9-5/8” / 244,5 8,407 / 213,5

Ringromsvolum (m3)

33. I en planlagt drepeoperasjon, hvilken drepemetode vil sannsynligvis bli brukt?

A. Concurrent B. Revers sirkulasjon C. Vent og vei D. Sirkulasjon E. Volumetrisk

59

34. Basert på de gitte data er gitt for en gass brønn, svar på spørsmålene:

Brønndyp 3100 m MD / 2700 m TVD Formasjons gradient 0,105 bar/m Gass gradient 0,01 bar/m

A. Hva er bunnhullstrykket? bar B. Hva blir maks. overflatetrykk? bar

C. Hva er riktig arbeidstrykk for brønnhode/ventiltre?

1. 2000 psi / 138 bar 2. 3000 psi / 207 bar 3. 5000 psi / 345 bar

D. Hvis brønnen skal drepes, hva blir minimum tetthet på drepevæsken?

1. 1,07 sg 2. 1,08 sg 3. 1,09 sg

Basert på følgende tilleggsdata, svar på spørsmålene under:

Casing kapasitet 36,9 lpm Tubing kapasitet 12,1 lpm Tubing lukket ende kapasitet 15,3 lpm Dybde tubing 2790 m MD / 2450 m TVD Pumpekapasitet 15 liter/slag

E. Hvor mange pumpeslag trengs for å fylle tubing med drepevæske?

1. 1946 slag 2. 2251 slag 3. 2437 slag

F. Hvor mange pumpeslag trengs for å fylle hele brønnen?

1. 6541 slag 2. 6842 slag 3. 7031 slag 4. 6269 slag

60

35. I en nødsituasjon hvor det ikke er mulig å bullheade, hva vil da være egnet drepemetode?

A. Volumetrisk B. Sirkulasjon C. Vent og vei opp D. Blø av og lubrisere E. Concurrent

36. Hvilke fordeler finnes ved bruk av revers sirkulasjon (4 svar)?

A. Overflatetrykket forblir lavt B. Mindre risiko for formasjonsskade C. Det går sent D. En må benytte kabel E. Skitt kan plugge formasjonen F. Produksjonsrøret og ringrommet ender opp med ren drepe væske G. Alle brønner kan normalt drepes på denne måten

37. Hvilke av utsagnene bestemmer om det er mulig å bullheade (2 svar)?

A. Arbeidstrykk rating for overflateutstyret B. Kompletteringsstrengens kollaps trykk C. Posisjon blind ram D. Formasjonens permeabilitet E. Type arbeidsstreng som benyttes

38. I hvilken brønn vil bullheading være å foretrekke fremfor avblødning og lubrisering (2 svar) ?

A. En brønn som har stoppet å produsere pga. innvendig sand og avleiringer B. En brønn der en plugg er låst fast (stuck) i halerøret C. En brønn der glidemuffen (sliding sleeve) er låst fast (stuck) i lukket posisjon D. En brønn med stor lekkasje i kontrollinjen til brønn sikkerhetsventilen E. En brønn der casing har kollapset rett over perforeringene

39. I hvilken av de følgende situasjonene vil bullheading være en sannsynlig drepemetode (3 svar)?

A. En brønn med feilet brønnsikkerhetsventil som ikke kan trekkes B. Hvor hurtighet er viktig C. Hvor det ikke er tilstrekkelig informasjon for å beregne en revers sirkulasjons

dreping. D. Hvor det er risiko for formasjonsskade E. En brønn med en plugg fast (stuck) i halerøret

61

40. Gitt følgende data for en gass brønn, svar på spørsmålene under:

Brønn dyp 3100 m MD / 2710 m TVD Formasjons gradient 0,11 bar/m Gas gradient 0,01 bar/m A. Hva er bunnhulls trykket? bar

B Hva blir max. overflatetrykk? bar

C. Hva er korrekt ratet arbeidstrykk for brønnhode/ventiltre?

1. 2000 psi / 138 bar 2. 3000 psi / 207 bar 3. 5000 psi / 345 bar

D. Hva slags drepevekt trengs for å drepe brønnen?

1. 1,02 sg 2. 1,04 sg 3. 1,06 sg 4. 1.13 sg

Basert på følgende tilleggs informasjon, svar på spørsmålene under:

Casing kapasitet 36,9 lpm Tubing kapasitet 6,2 lpm Tubing lukket ende kapasitet 10,3 lpm Bunn av kompl.strengen 2850 m MD / 2490 m TVD Pumpe kapasitet 19,2 liter/slag

E. Hvor mange slag trengs for å fortrenge kompletteringsstrengen?

1. 880 slag 2. 921 slag 3. 978 slag

F. Hvor mange slag trengs for å fortrenge hele brønnen?

1. 3949 slag 2. 4430 slag 3. 4734 slag 4. 4870 slag

62

41. Hvilke av følgende utsagn om bullheading er riktig (2 svar)?

A. Kan kun utføres hvis perforeringene er åpne B. Kan utføres før intervensjonsarbeidet starter når det er to veis ”check-valve” i

Tubing hanger. C. Kan plugge formasjonen D. Gjøres normalt i forhold til alternativt å åpne glidemuffen. E. Metoden er vanskeligere enn å blø av / lubrisere.

42. Gitt følgende data:

Tubing dybde 2670 m MD / 2480 m TVD Tubing kapasitet 12,1 lpm Ringromskapasitet 21,6 lpm Pumperate 800 lpm A. Beregn tiden for å pumpe bunn opp min B. Beregn tiden for en full sirkulasjon min

43. Hvilke av følgende forhold beskriver best drepemetoden blø av / lubriser?

A. Den utføres ved å blø av brønntrykket til null og sirkulere inn drepevæske B. Den utføres ved å blø av brønntrykket til null og toppe opp tubing med

drepevæske C. Den utføres ved å pumpe inn et tubing volum med drepevæske og så blø av

brønntrykket til null D. Den utføres ved gjentatt å pumpe et lite volum med drepevæske og så blø tilbake

til det samme trykket en hadde før en startet å pumpe

44. Gitt følgende data:

Tubing dybde 3000 m MD / 2600 m TVD Tubing kapasitet 18,3 lpm Ringromskapasitet 11,3 lpm Pumperate 800 lpm A. Beregn tiden for å pumpe bunn opp min B. Beregn tiden for en full sirkulasjon min

63

45. Grafen under viser trykkforløp ved bruk av drepemetoden revers sirkulering. Her er ID og

OD på casing og kompletteringsstrengen konstant. Drepevæsken som er pumpet er lettere enn kompletteringsvæsken på ringrommet. Innvendig i kompletteringsstrenge

Svar på følgende spørsmål:

A. Hva er brønnens totale volum? m3 B. Hva er brønntrykket ved start dreping? bar

C. Hva er brønntrykket etter 12 m3 pumpet? bar

D. Hva er ringromstrykket etter å ha pumpet 12 m3? Bar

E. Ved hvilket punkt fyller drepevæsken ringrommet mens den opprinnelige kompletteringsvæsken fyller kompletteringsstrengen?

A B C D E F

Brønnhode Trykk (bar)

50

100

150 A

B C

D E

F 16 32 48 64

Volum pumpet (m3)

Brønnhode trykk

Ringroms- trykk

64

46. Hvilke av følgende utsagn er riktige (2 svar)

A. Tap oppstår alltid i den nederste formasjons sonen B. Tap oppstår alltid i den øverste formasjons sonen C. Tap kan oppstå i hvilken som helst formasjons sone. D. Tap kan oppstå i en sone mens det er produksjon fra en annen E. Å pumpe en tung fluid vil kurere tapet

47. Hvilken av de følgende tiltak kan hindre eller fjerne hydrat (3 svar).

A. Hurtig avblødning av gass fra overflate systemet B. Bruk av en vann/glycol blanding ved trykk testing C. Trykktesting opp til innstengningstrykk D. Heve temperatur på det involverte utstyr E. Injisere metanol inn i det involverte utstyr

48. Hvem stenger inn brønnen og har ansvar for sikker jobb utførelse hvis det oppstår et

problem ved en intervensjons operasjon?

A. Operatørens representant (Brønnleder) B. Brønn service lederen C. Produksjonslederen D. Leder for intervensjons teamet E. Operatør av intervensjons utstyret

49. Svar på de følgende spørsmålene med Riktig eller Galt.

A. Temperaturen må være lavere enn 0 gr. for å kunne gi hydrat. B. Hydrater dannes kun hvis det er fritt vann tilgjengelig. C. Det vil være mindre sannsynlighet for dannelse av hydrat hvis det injiseres glycol D. Hydrater vil smelte ved samme trykk som den dannes E. Hydrater er vanlig nedstrøms strupeventiler F. Hydrater dannes lettere ved lavt trykk enn ved høyt trykk G. Hydrat kan gjøre skade hvis den løsner

65

50. Hvilke av følgende tiltak kan hjelpe til å fjerne hydrat (3 svar)?

A. Trekk ut av brønnen og fyll overflateutstyret med diesel B. Kontroller for utvendig is for å finne hydratets lokasjon C. Steng den nederste BOP’en, blø av trykket over, åpne koblingen over BOP’en og

fjern hydratet D. Injiser metanol E. Forsøk å varme opp hydratet med en høytrykks steamer. F. Arbeid strengen opp/ned mens en blør av overflatetrykk.

51. Hvilke av de følgende utsagn er gyldig for en god og sikker jobb utførelse (3 svar)?

A. Bruk ventiltreet som primær barriere hele tiden B. Avhold pre-job sikkerhets møte med alt personell i forkant av arbeidet C. Gi alltid beskjed til lagleder før en stenger inn brønnen D. Forsikre at lagleder alltid er tilstede ved brønnen E. Forsikre at personellet forstår hva de skal gjøre i tilfelle problem F. Bruk bare testet, inspisert og godt vedlikeholdt utstyr

52. I forhold til brønn kontroll hendelser, hva er riktig?

A. Brønnlaget, brønnleder (operatørens rep.) og lagleder tar et møte etter at hendelsen har oppstått der de diskuterer hvordan de på beste måte skal få brønnen tilbake under kontroll.

B. Brønnlaget, brønnleder (operatørens rep.) og lagleder tar et pre-job møte for å bestemme roller og ansvar for innstengning og brønnkontroll hvis en hendelse skulle oppstå.

C. Brønnlaget, brønnleder (operatørens rep.) og lagleder tar et møte etter at hendelsen inntrådde med landorganisasjonen for å få instruksjoner slik landorganisasjonen ønsker at situasjonen skal håndteres.

D. Brønnlaget, brønnleder (operatørens rep.) og lagleder tar et møte etter at hendelsen har oppstått med slam ingeniøren der de søker råd om beste drepemetode.

53. Hvilket av utsagnene beskriver et godt oppstart møte?

A. Få alle som skal være med til å delta i møtet og forklar nøyaktig hva som skal skje i løpet av operasjonen.

B. Få alle som skal være med til å delta i møtet og gå igjennom planer, oppfordre til tilbakemelding/kommentarer, juster planen hvis nødvendig og forsikre at alle forstår den på riktig måte.

C. Få alle som skal være med til å delta i møtet og les opp den planen som er utsendt fra land. Forklar at det ikke må skje avvik fra denne planen.

66

54. Et brønnproblem har oppstått og brønnen er stengt inn. Hva er neste tiltak?

A. Deleger problemet til Brønnleder (operatørens rep.) og vent på at skiftet skal ta slutt.

B. Les instruksjonen i brønnprogrammet, ring landorganisasjonen og søk råd. C. Overvåk brønnen mens personellet evakueres D. Involver lokal beredskaps organisasjon og be disse holde seg ”stand-by” E. Hold møte med de involverte parter og lag en plan. Be om kommentarer fra

landorganisasjonen.

67

8. FASIT ØVINGSOPPGAVER

1 B 2 C 3 A 4 C 5 E 6 C, D 7 A, B, E, F, K, L 8 C 9 A, C, E 10 D 11 B 12 C 13 C

14 A 15 A 16 C 17 B 18 A 19 C 20 E

21 A, C, F

22 D

23 A

24 A, D 25 B, D, E 26 A 27 A 28 D 29 B, D 30 1 A, B, D, G, H 30 2 B, C, G, H 31 D 32 92,1 m3

33 B

34 A 283,5 bar

34 B 256,5 bar 34 C 345 bar 34 D 1,07 sg 34 E 2251 slag 34 F 6269 slag

35 D 36 A, B, F, G 37 A, D 38 C, D 39 A, B, C 40 A 298,1 bar 40 B 271 bar 40 C 345 bar 40 D 1,13 sg 40 E 921 slag 40 F 4870 slag 41 A, C 42 A 72,1 min 42 B 112,5 min 43 D 44 A 42,4 min 44 B 111 min 45 A 72 m3 45 B 160 bar 45 C 40 bar

68

45 D 0 bar 45 E E 46 C, D 47 B, D, E

48 E 49 A = g B = r C = r D = g E = r F = g G = r 50 B, D, E 51 B, E, F 52 B 53 B 54 E

KAPITTEL

2

KOMPLETTERING

1

Innhold:

1.1 Monobore komplettering ..................................................................................................... 3

1.2 Flaskehals komplettering ..................................................................................................... 5

2 PRODUKSJONSPAKNING ................................................................................................... 7

2.1 Funksjon .............................................................................................................................. 7

2.2 Type pakninger. ................................................................................................................... 7

3 EKSPANSJONSRØR ........................................................................................................... 11

3.1 Funksjon. ........................................................................................................................... 11

3.2 Type ekspansjonsrør. ......................................................................................................... 11

4 SIRKULASJONS UTSTYR ................................................................................................. 13

4.1 Generelt. ............................................................................................................................ 13

4.2 Sidelommer. ...................................................................................................................... 13

4.3 Glidemuffer. ...................................................................................................................... 17

4.4 Nippel med port/muffe. ..................................................................................................... 20

5 BRØNNSIKKERHETSVENTILER ..................................................................................... 21

5.1 Generelt. ............................................................................................................................ 21

5.2 Kabel installert BSV. ......................................................................................................... 21

5.3 Tubing installert BSV. ....................................................................................................... 23

5.4 Ringroms sikkerhetsventil. ................................................................................................ 25

6 NIPPEL PROFILER. ............................................................................................................ 26

6.1 Funksjon ............................................................................................................................ 26

7 TUBING HANGER .............................................................................................................. 28

7.1 Funksjon. ........................................................................................................................... 28

7.2 Subsea Tubing hanger. ...................................................................................................... 29

2

7.3 Plugger for plassering i Tubing hanger. ............................................................................ 29

8 BRØNNHODER. .................................................................................................................. 33

8.1 Funksjon. ........................................................................................................................... 33

8.2 Kompakt brønnhode. ......................................................................................................... 33

8.3 Konvensjonelt brønnhode. ................................................................................................ 35

9 VENTILTRE. ........................................................................................................................ 37

9.1 Generelt. ............................................................................................................................ 37

9.2 Ventiler. ............................................................................................................................. 39

9.3 Type ventiltrær. ................................................................................................................. 40

9.4 Operasjonsforberedelser. ................................................................................................... 43

10 ANNET MEKANISK UTSTYR I KOMPLETTERINGSSTRENGEN. .......................... 45

10.1 Storm ventil. ...................................................................................................................... 45

10.2 Flow coupling/blast joint. .................................................................................................. 47

10.3 Wireline entry guide. ......................................................................................................... 47

10.4 Plugger. ............................................................................................................................. 49

11. OPPGAVER I EMNET KOMPLETTERING .................................................................. 51

12. FASIT ................................................................................................................................ 57

3

1. GENERELT

1.1 Monobore komplettering Komplettering er fellesnavnet på det utstyret som blir plassert i brønnen etter borefasen, for å kunne ta brønnen til bruk enten som produsent eller injektor. Dette innbefatter kompletteringsstrengen med forskjelige utstyrskomponenter og ventiltreet på toppen av brønnen. Med monobore komplettering menes en kompletteringsstreng som har tilnærmet samme innvendig diameter gjennom brønnen og ventiltre. Monobore konseptet ble introdusert ca. 1990. På denne tiden ble det tatt i bruk ny boreteknologi som muliggjorde lengre og mer horisontale brønner. Monobore betyr at alle tidligere restriksjoner som det var lett å henge seg opp ved bruk av kabelverkøy og kveilerør -ble fjernet (entringsprofiler, nippel profiler, tverrsnittsoverganger). En spesiell detalj er overgangen mellom liner (brønnens nederste casing) og kompletteringsstrengen. Her ble det utviklet en ”stikk kontakt” løsning der kompletteringsstrengen nederste del – sealstem (hanndel) går inn i et polert rørstykke (PBR=Polished Bore Receptacle) (hunndel) som er plassert i toppen av liner. Dette gir en tilnærmet glatt overgang uten restriksjoner. Ved monobore er brønnen tilnærmet fri for nippelprofiler (det finnes normalt et slikt profil i Tubing hanger og 1-2 meter over nedihulls sikkerhetsventil). Skal en plassere komponenter i brønnen midlertidig eller over lengre tid, må en benytte utstyr med slips (og pakningslement hvis utstyret skal være trykktett).

4

Figur 1

5

1.2 Flaskehals komplettering Brønner som har stor liner diameter og liten diameter i kompletteringsstrengen kalles flaskehals kompletteringer. Disse var vanlige 10-15 år tilbake. Problemstillingen med denne type brønner er plassering av plugger i liner delen (f.eks soneisolering) – som krever mekanismer som ”vokser” ved setting. Denne type utstyr er permanent og kan ikke trekkes etter setting. Eksempel på flaskehals komplettering kan være brønn der det er benyttet 7” liner, og der kompletteringsstrengen er 5 ½”.

6

Figur 2

7

2 PRODUKSJONSPAKNING

2.1 Funksjon

Produksjonspakningen blir plassert nokså dypt i brønnen for å isolere ringrommet fra brønnvæsken. Produksjonspakningen har barriere funksjon og det skal på ingen måte kunne lekke hydrokarboner/trykk forbi pakningen. Ved setting av produksjonspakningen låser en fast kompletteringsstrengen til foringsrøret på utsiden (for eksempel 9 5/8”). Det er normalt å teste denne forbindelsen både fra oversiden (trykkteste ringrommet) og fra undersiden (ned kompletteringsstrengen mot liner). For at forbindelsen ikke skal svekkes over tid er det krav til at det skal være sement bak casing der en plasserer produksjonspakningen (en kan tenke seg at casing korroderer under pakningen, en får lekkasje av hydrokarboner gjennom casing til et ringrom med lavere trykk klasse, som ville være fatalt). Rørene (tubing) fra produksjonspaningen ned til sealstem eller entringsstuss kalles halerør (tailpipe). Ved rekompletteringer, når en trekker kompletteringsstrengen, plasserer en plugg i dette halerøret, hvor plugg og halerør med produksjonspakning utgjør ene barrieren (BOP’en den andre).

2.2 Type pakninger.

En skiller produksjonspakningene i permanente og trekkbare. De permanente pakningene er de mest vanlige – men må milles bort hvis de skal fjernes. De trekkbare pakningene kan være vanskelig å trekke hvis de har vært lenge i operasjon. Hvis trykk og temperatur endrer seg mye i driftsfasen kan dette også løsne pakningen (vekt som er nødvendig for å låse pakningen taes bort). Trekkbare pakninger. Ved setting roteres pakningen, en påfører så vekt – enten strekk eller kompresjon avhengig av design. Det er normalt en J-slot mekanisme som benyttes. Ved innkjøring holdes pinnen i den korte del av J-armen og hindrer at den indre del av pakningen beveger seg og setter slipsene. Når pinnen er rotert til den lange del av J-en kan den indre del av pakningen beveges så mye at pakningen setter seg. De trekkbare pakningene har ett sett med slips der pakningselementet/tetteelementet enten er plassert over eller under slipsene. Ved setting skvises tetteelementet mot casingen og vekten som påføres må være tilstede kontinuerlig. Ved trekking fjerner en påført vekt, og pakningen/kompletteringsstrengen vil være løs.

8

Figur 3

9

Permanente pakninger. Pakningen blir normalt kjørt som en del av kompletteringsstrengen, men kan også kjøres separat innskrudd i halerøret. Settingen gjøres normalt hydraulisk, men det finnes også mekaniske løsninger og løsninger basert på eksplosiver (tilsvarende som for bro-plugger). Pakningene har dobbelt sett med slips som virker i hver sin retning. Mellom slipsene ligger pakningselementet. Pakningen kan være dobbelt sylindrisk slik at begge slipsene beveger seg mot pakingselementet og skviser dette mot casing veggen, eller enkelt sylindrisk der det ene slipset beveger seg mot det andre slipset og skviser pakningselementet samtidig. Hvis en ønsker å fjerne produksjonspakningen må en først fjerne kompletteringsstrengen ned til produksjonspakningen (forbindelsen produksjonspaknint/kompletteringsstreng kan bestå av grove ratch-slatch gjenger). En kan også kutte forbindelsen mekanisk. For å løsne produksjonspakningen må en mille gjennom øverste slipssegmentet, noen ganger også gjennom pakningselementet (tar 2-12 timer). Like under produksjonspakningen ligger mill-out extension. Dette er et sirkulært rør som har litt større ID enn ID gjennom produksjonspakningen. Ved millingen vil en ”packer picker” være lokalisert inni mill-out extension – når pakningen er løs vil packer picker holde gjenværende del av pakningen og halerøret, som da kan trekkes ut med millen.

10

Figur 4

11

3 EKSPANSJONSRØR

3.1 Funksjon.

Hensikten med ekspansjonsrøret er å minimere belastningen på produksjonspakningen og kompletteringsstrengen som følge av temperatur og trykk endringer i brønnen. Ekspansjonsrøret vil stille seg inn i posisjoner i forhold til gjeldende trykk/temperatur forhold. Det skal her nevnes at det finnes felt løsninger der en har utelatt ekspansjonsrør pga risiko for lekkasje over tid. Dette krever spesielle konstruksjons tiltak.

3.2 Type ekspansjonsrør.

Det finnes mange tekniske løsninger, noen knyttet til selve produksjonspakningen, andre som selvstendige arrangement. Prinsipielt er det to løsninger: a) Pakningsringene sitter på innsiden av rørmottaker (hun-del). Denne rørmottakeren

kan stå plassert oppå produksjonspakningen eller i et assembly en eller to rørlengder over produksjonspakningen. Handelen sitter da i bunnen av den ”øvre” del av kompletteringsstrengen.

b) Bruk av sealstem der pakningsringene sitter på utsiden av rør (han-del). Sealstem har da sitt motstykke i polert rør mottaker (PBR=Polished Bore Receptacle) som sitter som del av produksjonspakningen eller som selvstendig assembly en eller to rørlengder over produksjonspakningen.

Ved høy temperatur applikasjon må pakningene være av spesiell type (Aflas). Ved innkjøring i brønnen er de to delene av ekspansjonsrøret pinnet sammen. Ofte ryker disse pinnene ved trykktesting av kompletteringsstrengen etter at produksjonspakningen er satt. Ved rekompletteringer trekker en av kompletteringsstrengen i denne komponenten. Når ny øvre kompletteringsstreng kjøres inn benytter en den gamle delen av ekspansjonsrøret nederst i den nye strengen. Hvis ekspansjonsrøret er av ”selvstendig” type er ekspansjonsrøret koblet til produksjonspakningen vha et anker (tubing anchor). Dette er en ratch slatch mekanisme der en låser øvre del av kompletteringsstrengen til produksjonspakningen ved å sette ned vekt. En frigjør øvre del av kompletteringsstrengen fra produksjonspakningen ved å holde 2-3 ton over nøytralvekt og rotere til høyre. Hvor mye de to delene i et ekspansjonsrøret vil bevege seg i forhold til hverandre er selvsagt avhengig av de fysiske forhold brønnen utsettes for. VAG brønnene i Nordsjøen er utsatt for nokså ekstreme variasjoner i trykk og temperatur. Ved gassinjeksjonen er trykket gjerne 400-450 bar og 100-120 gr.C. I neste omgang er trykket 250 bar og

12

temperaturen 10-15 gr.C. Mellom disse fasene vil ekspansjonsrøret bevege seg ca. 3 m for en typisk Nordsjø brønn. Overgangen mellom liner og nedre del av kompletteringsstrengen er nevnt innledningsvis i dette kapitlet. Her benyttes PBR i toppen av liner og sealstem i bunnen av kompletteringsstrengen. For at sealstem ikke skal ”bunne ut” i PBR ved utspacing av kompletteringsstrengen er det plassert en stoppring på toppen av PBR, som kalles Fluted centralizer. Denne har en sentreringsfunksjon, men skal også tillate sirkulasjon, derav navnet fluted. Ved utspacing er det vanlig at en pumper forsiktig ned kompletteringsstrengen, når en ser at trykket stiger (stopper pumpen), vet en at nederste pakning på sealstem har entret PBR og at det gjenstår f.eks. 2,6 m før stoppringen treffer toppen av PBR.

13

4 SIRKULASJONS UTSTYR

4.1 Generelt.

Med sirkulasjonsutstyr menes følgende: - Sidelommer (Side Pocket Mandrels = SPM). - Glidemuffer (Sliding sleeves). - Nippel med port(er)/muffe.

Hensikten med sirkulasjonsutstyr kan være: - Gassløft (SPM med gassløft ventiler/dyse). - Lage underbalanse i brønnen før perforering (SPM, glidemuffe og nipple). - Dreping (SPM, glidemuffe og nipple). Sirkulasjonsutstyr er svært sjeldent i bruk i vår del av Nordsjøen utenom sidelommer for gassløft. Glidemuffer og nipler med muffe som skal beveges har et frynsete rykte. Utstyret holder gjerne tett før bruk, det lar seg åpne for sirkulasjon, men holder sjeldent tett etter sirkulasjon. I vår del av Nordsjøen brukes mest sidelommer. Disse er hendige da forskjellig type utstyr kan plasseres i lommen: plugger, gassløftventiler, dyser/enveisventiler.

4.2 Sidelommer. Sidelommer brukes enten for gassløft eller for midlertidig kommunikasjon mellom ringrom og kompletteringsstreng (lage underbalanse i brønnen, dreping, etc).

14

Fig. 5

15

Sidelommen er plassert til siden for brønnløpet. En bruker en spesiellt type kabel verktøy ”Kick Over Tool” når en skal skifte ut plugg eller ventil i sidelommen. Maks brønnvinkel for operasjon av KOT er ca. 50-60 grader, og mer tidskrevende desto større vinkel. Et viktig poeng før en skal trekke plugg eller ventil i sidelommen er å utligne trykket over GLV. Dette kan være vanskelig med hydrokarboner i kompletteringsstrengen og en må noen ganger fortrenge brønnen til sjøvann/sette dypt satt plugg før en kan starte operasjonen.

16

Figur 6

17

Utstyr som kan plasseres i sidelommer - Skjær ventil (åpner for et absolutt trykk på ringrommet). - Sirkulasjonsventil (orific). - Injeksjonsventil (med enkel eller dobbelt en-veis funksjon). - Trykk og temperaturmåler. - Plugg (dummy valve). - Gassløftventil (Ni-trykk styrt).

4.3 Glidemuffer.

Glidemuffen kan monteres som en del av kompletteringsstrengen. I Nordsjøen benyttes glidemuffer primært i reservoar sonen (liner del av brønnen) der en ønsker å produsere reservoarene individuelt. Hvert reservoar er da adskilt med sone isolasjons pakninger (ofte fylt med sement) som hindrer kommunikasjon annet enn via glidemuffene inn i brønnen. I teorien, og ute i den store verden, kan glidemuffer også brukes til gassløft. Når trykket i brønnen er for lavt til produksjon– eller at væskesøylen har blitt for tung pga. høyt vannkutt, kan en åpne glidemuffen og injisere gass via ringrommet på brønnen/lette væskekolonnen og øke produksjonen. Glidemuffen består av en bevegelig innvendig hylse med spalteåpninger og en fast utvendig del som monteres som en del av liner eller kompletteringsstreng. Vi kan bevege den innvendige hylsen opp og ned ved hjelp av en verktøystreng (shifting tool) som kjøres på kabel eller kveilerør.

18

Figur 7

19

20

Figur 8

4.4 Nippel med port/muffe.

Dette er en nippel med port fra innsiden til utsiden. Når porten som gir tilkomst til ringrommet ikke skal benyttes installeres en muffe med pakninger i nippel profilet. Dette er sjeldent anvendt utstyr.

21

5 BRØNNSIKKERHETSVENTILER

5.1 Generelt. Brønnsikkerhetsventiler er plassert i brønnen for å hindre utblåsning hvis: - Overflate ventiltre skulle bli skadet (f.eks kollisjon med kranhiv) - Sabotasje på overflateutstyr - Hindre dominoeffekt hvis nabobrønn skulle erfare utblåsning - Innboring (ventilen må stå så dypt at innboring mest sannsynlig vil skje over

ventilen)

Ventilen er av typen ”Fail Safe Closed”. Hvis ventilen mister hydraulikk trykket vil ventilen umiddelbart stenge. Ventilene kan også pumpes igjennom fra overflaten selv i lukket tilstand. Det finnes to utgaver av ventilen: - Flapper - Kule

Flapper ventilene åpner ”ned” i brønnen, mens kule ventilen roterer slik at hullet gjennom kulen kommer i posisjon med brønn retningen. OD har krav til at brønn sikkerhetsventilen (BSV) skal stå minimum 50 m under sjøbunn. Internasjonalt er det ingen spesifikke krav til plassering, dvs. det er operatøren som bestemmer minimum plasserings dybde. I Nordsjøen er det vanlig å plassere ventilen så dypt at hydrat ikke skal kunne lage funksjonsproblemer for ventilen. Internasjonalt er BSV ingen barriere i brønn kontroll sammenheng. Dette fordi API tillater en viss lekkasje gjennom ventilen: 0,4 l/min eller 25,5 Sm3/t. Enkelt land betrakter BSV som barriere, etter godkjent innstrømningstest, som verifiserer at forannevnte lekkasje kriterier ikke er overskredet. Det finnes BSV som kan installeres i nippel profil i brønnen vha kabel og BSV som er integrert i kompletteringsstrengen. Begge variantene kan være i utgave flapper eller kule.

5.2 Kabel installert BSV.

Sikkerhetsventilen installeres her i et nippelprofil i kompletteringsstrengen. Nippelprofilet er tilkoblet en hydraulisk kontroll linje til overflaten. Når en trekker BSV vil det dermed være en åpen forbindelse til overflaten via denne kontroll linjen. Hvis BSV skal være ute av brønnen en periode er det normalt å installere en beskyttelses muffe i profilet. Kabel installert BSV gir ofte en restriksjon i brønnen som kan gi både erosjon i området og strupningseffekt av brønnstrømmen. Ved brønnintervensjon under det stedet ventilen er installert, må ventilen trekkes på forhånd. Ved ventil problemer er det enkelt å trekke ventilen og installere ny ventil.

22

Figur 9

23

5.3 Tubing installert BSV.

Denne er installert som en integrert del av kompletteringsstrengen. Ved problem med ventilen må hele kompletteringsstrengen trekkes. Noen av ventilene som benyttes har også nippel profil for Kabel installert BSV, som back up løsning hvis problemer skulle oppstå. Enkelte operatører bruker også to integrerte ventiler i samme streng, og har da kontinuerlig ene ventilen i reserve. Hvis en går til det skritt å benytte reserve ventil blir hovedventilen permanent låst åpen. En benytter da en spesiell type kabelverktøy. Fordelen med denne type ventil er stor ID gjennom ventilen og ingen kontroll linje som kan gi strøm av brønnvæske til overflaten. På den andre siden er det viktig ved brønnintervensjon at ventilen holdes åpen. Ved brønintervensjon er det normalt med dedikert vakt som passer på denne ventilen kontinuerlig. Ved tung brønnintervensjon, kveilerør og trykkrør, er det normalt å plassere en beskyttelses muffe gjennom ventilen for å unngå at ventilen skades. En del av BSV’ene har innebygget en trykkutjevning mekanisme. Når en setter hydraulisk åpnings trykk på ventilen, åpnes en liten port gjennom ventilen, som da står åpen til trykket på begge sider av ventilen er utjevnet – før selve ventilen åpnes. Hensikten er å minimere skade på ventilen. Nødvendig hydraulisk åpningstrykk for å åpne BSV er åpningstrykk (når ventilen ligger på dekk, for eksempel 200 bar) pluss maksimalt innstegningstrykk (for eksempel 345 bar).

24

Figur 10

25

5.4 Ringroms sikkerhetsventil. I en del land er det krav til å benytte ringroms sikkerhetsventil for gassløft brønner på faste installasjoner. Hensikten er den samme som for BSV, nemlig å hindre en ukontrollert tilbakestrømning av gass fra ringrommet, hvis noe av utstyret på brønnhode og/eller ventiltre skulle skades. Det brukes normalt flapper eller plugg type ventiler til Ringroms sikkerhetsventil (Fail Safe Closed).

26

6 NIPPEL PROFILER.

6.1 Funksjon

Nippelprofiler eller forankringsproiler plasseres som del(er) av kompletteringsstrengen. Profilene brukes til å plassere utstyr i brønnen midlertidig eller for lengre tid: - Plugger (tetter/isolerer kompletteringsstrengen på dette stedet). - Ventiler. - Monitoreringsutstyr (trykk og temperatur).

Nippelprofilet bestå av et låseprofil, en stoppring og en tetteflate. Stoppringen hindrer at utstyret som skal installeres går lengre ned i brønnen, samtidig som den sørger for at låsehakene (locking dogs) på pluggen eller ventilen kommer i inngrep på riktig plass i profilet. Stoppringen kan være plassert både over og under låseprofilet. I en brønn med flere nippel profiler vil ID av profilet gradvis bli mindre når en går ned i kompletteringsstrengen. Normale plasseringer av nippel profiler kan være: - Tubing hanger (også monobore brønner). - Over BSV (også monobore brønner). - Over ekspansjonsrør/sirkulasjonsutstyr (sidelomme, glidemuffe – for å kunne

teste kompletteringsstrengen over dette utstyret). - Under produksjonspakningen (for å kunne sette produksjonspakningen). - Bunnen av kompletteringsstrengen (for monitorering av trykk og temperatur).

Når utstyr skal trekkes er det svært viktig at trykket utjevnes forut for trekkingen eller at mest mulig av trykket er utjevnet. En del plugger er utrustet med ”prong” der trekking i denne åpner en port gjennom pluggen slik at trykket utjevnes. Etter at trykket er utjevnet frigjøres låsehakene som står i inngrep i nippel profilet vha. henteverktøyet. En problemstilling med nippel profiler er at de kan fylles med avleiringer når brønnen produseres. Hvis dette er tilfelle må profilet børstes eller behandles med kjemikalier forut for bruk.

27

Figur 11

28

7 TUBING HANGER

7.1 Funksjon.

Tubing hanger har forskjellige oppgaver i kompletteringsstrengen: - Overføre vekten av kompletteringsstrengen til brønnhodet. - Tette toppen av produksjonsringrommet (barriere funksjon, dvs. trykk i

ringrommet skal ikke kunne lekke forbi tubing hanger til ventiltreet eller ut til luft/sjø eller motsatt).

- Muliggjøre montering av innvendig plugg – enten vha nippel profil eller skrue forbindelse (plugg benyttes ved installasjon og trekking av ventiltre).

- Gi tetning rundt hydrauliske og elektriske kontroll linjer som er ”trukket” gjennom Tubing hanger.

Figur 12

29

7.2 Subsea Tubing hanger.

Tubing hanger for bruk subsea har samme funksjon som en overflate tubing hanger. I tillegg må tubing hanger orienteres og låses ved landing. Korrekt orientering er viktig siden alle hydrauliske og elektriske funksjoner kobles opp til ventiltreet vha ROV. Låsing av Tubing hanger til brønnhode eller ventiltre gjøres fjernstyrt fra overflaten.

7.3 Plugger for plassering i Tubing hanger.

Følgende plugger benyttes: - BPV (Back Pressure Valve) - THP (Tubing hanger plug) - TWCV (Two Way Check Valve)

BPV-ventilen holder trykk fra undersiden – men en kan samtidig pumpe gjennom pluggen fra oversiden (må da pumpe med høyere tykk enn trykket under pluggen). Pluggen kan installeres på kabel eller monteres manuellt (sluses gjennom overflate ventiltreet vha.lubrikator). Tubing hanger plugg monteres i nippel profilet i Tubing hanger vha kabel verktøy.

30

Figur 13

31

TWCV tetter begge veier gitt et høyt trykkdifferensial over pluggen – men tillater samtidig sakte pumping gjennom pluggen fra oversiden. TWCV kan monteres vha kabel eller manuelt. Plugger kan også skrues på plass i Tubing hanger som har skrue profil. Disse ventilene monteres manuelt vha lubrikator som kontrollerer brønntrykket ved montering/demontering.

32

Figur 14

33

8 BRØNNHODER.

8.1 Funksjon.

Brønnhodet har følgende funksjon: - Forankring/opplegg for hvert foringsrør som installeres. - Isolasjon av hvert foringsrør mht. trykk. - Opplegg for ventiltre. - Opplegg for kompletteringsstrengen. - Isolasjon av produksjons ringrommet. - Tilgang til ringrom for trykk overvåkning og/eller pumpin.g

I noen brønner brukes ringrom (for eksempel 20” x 13 3/8” ) til slop injeksjon parallellt med brønnens primærfunksjon som produsent eller injektor. Det finnes to typer brønnhoder: - Kompakt type som brukes på subsea installasjoner - Konvensjonellt brønnhode som bygges opp av moduler for hver seksjon med

Foringsrør.

8.2 Kompakt brønnhode.

En starter en havbunnsbrønn ved å bore hull for conductor (32”, 30” eller 28”) gjennom det øverste myke laget av sjøbunnen – gjerne 50 m til 150 m under sjøbunns nivå. En henger så av conductor på sjøbunnen i for eksempel 30” brønnhode hus. Conductor blir sementert helt til sjøbunns nivå. En fortsetter å bore (uten BOP) (for eksempel 26” hull) til trykk oppbygnings sonen og installerer 20” casing hengt av i kompakt brønnhode (for eksempel 18 ¾” brønnhode hus). Denne casingen blir også sementert til sjøbunns nivå. En installerer så subsea BOP og alle resterende seksjoner bores, kjøres foringsrør i, sementeres uten at en trenger å trekke BOP til overflaten. Hver casing blir låst til samme brønnhodet med dedikerte låseringer og vekten blir også overført til samme brønnhodet.

34

Figur 15

35

8.3 Konvensjonelt brønnhode.

På en fast plattform benyttes også conductor som en borer ut hull for eller slår ned med pelehammer. Når en fortsetter å bore nye seksjoner, installere foringsrør og sementere disse bygger en opp brønnhodet av moduler der hver modul innbefatter en seksjon/foringsrør størrelse. Når en installerer ny modul må BOP’en være tatt av forrige modul og satt til side inntil ny modul er montert på plass. Da installeres BOP’en og en kan starte boringen av neste seksjon. På hver modul monteres ringromsventiler for overvåkning av ringromstrykk. I den øverste modulen henges av kompletteringsstrengen. Tubing hanger blir låst til denne modulen vha låsering og barriere tetning oppnås med tetningsringer mellom tubing hanger og modulen. Kontroll linjer som er trukket gjennom tubing hanger blir etter at kompletteringsstrengen er landet, trukket gjennom spor/hull i modulen til utsiden hvor kontroll linjene blir terminert.

36

Figur 16

37

9 VENTILTRE.

9.1 Generelt.

Ventiltreet er sikkerhetsutstyr som er plassert på toppen av brønnhodet. Ventiltreet består av et arrangement av ventiler som er åpne/lukket avhengig av brønnens tilstand (ordinær drift, brønnintervensjon med verktøy, pumping, testing, reparasjon). Hensikten med ventiltreet er å kontrollere strømmen av hydrokarboner fra brønnen, samt å muliggjøre tilkomst til brønnen i driftsfasen. Vi sier at ventiltreet er en sikkerhetsmessig barriere.

38

Figur 17

39

Ventiler som vi normalt finner på ventiltreet er som følger: - Manuell hovedventil. - Hydraulisk hovedventil. - Hydraulisk vingventil. - Kroneventil. - Drepeventil.

Manuell hovedventil Denne er plassert nærmest brønnhodet og er reserveventil for ”hydraulisk hovedventil” Hydraulisk hovedventil Denne er plassert over manuell hovedventil. Ventilen er hydraulisk (styres fra plattformens kontrollrom) og er ”Fail Safe Closed”. Ved feil (hydraulisk lekkasje) vil ventilen gå til stengt posisjon. Hydraulisk vingventil Dette er ”siste” ventilen i ventiltreet før brønnstrømmen går inn i strømningsrøret mot strupeventil/prosessystemet. Denne ventilen er normal ”Fail Safe Closed” Kroneventil Dette er en manuell ventil som står på toppen av ventiltreet under ”tree cap” (også kalt ”lubricator adaptor”). Denne ventilen må åpnes ved brønnintervensjon (kabel, kveilerør eller trykkrør). På utsiden av kroneventilen står gjerne påskrudd en hylse eller kopp som ”barriere element nr.2” hvis ventilen skulle lekke. Det er viktig at denne koppen er utstyrt med ”checkvalve” slik at bakenforliggende trykk kan kontrolleres med trykkføer (gauge) og blødes av – før kroneventilen åpnes. Drepeventil Denne ventilen står vis-a-vis vingventilen og benyttes ved pumpejobber (behandling mot avleiringer, vasking, dreping, avblødning) og ved produksjon/injeksjon via nabobrønner. Denne ventilen er også normalt utstyrt med kopp/”check valve”.

9.2 Ventiler.

Det benyttes to typer ventiler: - Split gate - Slab gate

”Split gate” ventilen har to stykk sleider der fjærer mellom sleidene forspenner sleidene mot ventilsetene. Kun den ene sleiden vil tette ved et differensialtrykk over ventilen, dvs. differensial trykket vil oppheve fjæras forspenningskraft på ene sleiden, men vl virke som et tillegg til forspenningskraften på den andre. Split gate ventilene kan oppleve et fenomen som kalles dobbelt blokk. Innestengt trykk mellom sleidene vil kunne umuliggjøre åpning av ventilen. Spesielt utsatt er kroneventilen der opprigging oppå ventiltreet (kabel, kveilerør eller trykkrør) testes mot denne ventilen. Problemet løses ved å blø av trykket via ventilens testeport.

40

Ventiler av typen ”slab gate” har kun en sleide. Ventiler kan lekke i strøminingsretningen, men også via ventilhus/spindel. I normalt ventil design blir det lagt inn ekstra ”metall til metall” tetning mellom ventilens spindel og ventilhuset. Hvis ventilen lekker via ventilhus/aktuator siden kan denne lekkasjen stoppes ved å skru ventilen til ”backseat” posisjon. Noen ventiler er bygget slik at ved brann vil ventilene automatisk posisjonere seg i ”backseat” (for eksempel nedre hovedventil, øvre hovedventil og kroneventil). Hydraulisk hovedventil har gjerne funksjonskrav til kutting av kabel. Det er da viktig å vite dimensjon/type kabel som ventilen har vært testet med. En hydraulisk hovedventil som kan benyttes som ”shear/seal”øker sikkerheten ved kabel operasjoner. Det lar seg normalt ikke gjøre å kutte kabel med manuelle ventiler. Vrimomentet vil bli så høyt at deler i ventilen vil ødelegges før kuting oppnås. Flensede utstyrskomponenter med R- og RX-tetningsringer vil ”sette seg” og ha behov for etterteiting i driftsfasen (da disse ringene ikke har ”face to face” forbindelser). Dette gjelder ikke i samme grad for forbindelser med BX-ringer.

9.3 Type ventiltrær.

De fleste felt/operatører har sin egen filosofi vedrørende oppbygging av ventiltrær. Noen operatører har f.eks valgt å utelate manuell hovedventil og drepeventil. Her vil vi skille mellom følgende ventiltrær: - Enkelt blokk/split blokk ventiltre. - Horisontalt ventiltre. - Dual ventiltre. - Undervannsventiltre.

Enkelt blokk/splitt blokk ventiltre Ved split blokk ventiltrær er hovedventilen (manuell og hydraulisk) samlet for seg i en egen ”nedre” blokk. Nedre blokk er koblet sammen med øvre blokk via API flens eller klemme kobling. Split blokk trærne er enklere/billigere å vedlikeholde. Enkelt blokk trærne (monoblokk) har færre komponenter og dermed lekkasjeveier. Ventiltrær for bruk under vann (subsea christmas trees) er gjerne utformet med enkelt blokk. Ved bygging av brønner installeres denne type ventiltrær etter at kompletteringsstrengen er på plass/trykktestet.

41

Figur 18

Horisontalt ventiltre Et forholdsvis nytt ventiltre konsept som benyttes på undervanns brønner er ”horisontalt ventiltre”. Her ligger ventilene på siden av brønnen slik at kompletteringen kan kjøres inn/ut av brønnen uten at ventiltreet må trekkes. Nevnte ventiler på siden av brønnen er : - To stk. hovedventiler (eller vingventiler). - Drepeventil og kjemisk injeksjonsventil (disse er påmontert rør mellom

hovedventilene).

Oppå brønnen står ”tree cap”. I rørhengeren under ”tree cap” står det en eller to mekaniske plugger.

42

Figur 19

43

Dual ventiltre Enkelte brønner er valgt komplettert med dobbel kompletteringsstreng – der hver kompletteringsstreng har forskjellig funksjon (injeksjon/produksjon – event gass/vann, olje/vann, gass/olje). Ventiltreet har i dette tilfellet dobbelt sett av ventiler, ref. ventiler nevnt i kap.1.1. Undervannsventiltre Treet er gjerne utformet som et dual ventiltre med to løp; ett løp for produksjon og ett (mindre) løp for ringrommet. Produksjonsløpet har samme ventiler som på et vanlig overflate ventiltre. Ringromsløpet har hydraulisk vingventil og hydraulisk hovedventil. På noen ventiltrær er det også mekanisk hovedventil på samme løp (beregnet for ROV/dykker operasjon). Enkelte ventiltrær har også x-over ventil mellom produksjonsløpet og ringromsløpet. Da kan en ved behov bruke linjen til ringrommet til å pumpe væske/kjemikalier ned i brønnen eller inn i brønnstrømmen som passerer ventiltreet, eller kun for trykkavblødning, hvis det er oppstått hydratplugg i strømningsrøret mellom ventiltreet og overflateinstallasjonen.

9.4 Operasjonsforberedelser.

Det er normalt et krav om å trykkteste/innstrømningsteste ventiler i ventiltreet før en starter opp brønnoperasjonen. Dette for å forsikre seg om at ventilene er tette – representerer et barriere element. Lekkasjerate som kriterium er vanskelig da det ikke finnes egnet måleutstyr. Normalt må en konvertere lekkasjeraten til trykkstigning via teoretiske beregninger. I disse beregningene inngår volum, hvor reellt volum kan avvike fra teoretisk volum. For eksempel en suspekt hydraulisk hovedventil der en pumper inn 5-10 liter med grease for å rengjøre ventilens tetteflater. Når en tar innstrømingstesten og måler trykkstigning i ”krysset” vil volumet grease som er pumpet inn (også i krysset) minske det volumet som det lekker til, for eksempel fra 20 liter til 15 liter, og dermed influere på resultatet/akseptabel trykkstigning. Volum i krysset vil også være usikkert der krysset har ”split gate” ventiler som har ”ekstra” volum mellom sleidene. Ventilene regnes normalt som tette hvis lekkasjeraten er mindre enn 0,4 liter pr. minutt med væske eller 25,5 Sm3 pr. time med gass. God operasjonell praksis er hele tiden å ha flere ventiler tilgjengelig som barriere elementer, spesielt ved arbeide på eldre brønner der ventilen kan være suspekte pga avleiringer.

44

Ved opprigging oppå ventiltrær overtar en kontrollen av hydraulisk hovedventil og brønn sikkerhetsventil (BSV). Dette for å unngå at kontrollrom operatør ved en feil skal stenge for eksempel hydraulisk hovedventil mens en samtidig kjører kabel eller annet utstyr gjennom ventiltreet. En del hydrauliske ventiler kan også låses åpen mekanisk. Kontrollen av hydraulisk hovedventil og BSV gjøres fra Lokalt Kontroll Panel. Når brønnutstyret er ute av brønnen er det vanlig å stenge en eller flere ventiler i ventiltreet får å sikre full brønnkontroll når en blør ned trykket i intervensjonsutstyret. Det er viktig å holde oversikt over antall omdreininger for å åpne/lukke manuelle ventiler, samt hvilket utstyr hydraulisk hovedventil er testet til å kunne skjære over. Åpner en ventiler med differensialtrykk (også ventiler i dobbelt blokk situasjon) kan dette skade ventilens tettemekanisme pga utvasking og høy mekanisk belastning. Differensialtrykk kan gi trykkutslag mot intervensjonsutstyr over for eksempel verktøystreng som henger i lubrikator.

45

10 ANNET MEKANISK UTSTYR I KOMPLETTERINGSSTRENGEN.

10.1 Storm ventil. Storm ventil eller direkte styrt sikkerhets ventil er plassert i brønnen uten å være styrt fra overflaten via kontroll linje. Ventilen plasseres gjerne i nederste nippel profil i kompletteringsstrengen vha kabel utstyr. Det finnes to typer:

46

Figur 20

47

Excess flow Hvis strømningen forbi ventilen skulle øke vesentlig (utblåsning?) vil trykkdifferensialet over ventilen øke og en fjær vil stenge ventilen. Pressure activated Det hydrostatiske trykket i brønnen holder ventilen åpen. Hvis strømningen plutselig øker vil trykket falle og ventilen vil stenge vha fjær og et for-ladet nitrogen trykk. Disse ventilene brukes ofte istedenfor brønnsikkerhetsventil i enkelte land. Ventilen er billig, men utsatt for erosjon. Hvis ventilen stenges, åpnes den ved å trykk opp brønnen fra overflaten.

10.2 Flow coupling/blast joint.

Dette er tykk veggede rør som plasseres i områder med turbulent flow; etter BSV, nippel, sirkulasjonsutstyr, rør som passerer perforeringer. ID er identisk for de andre rørene i kompletteringsstrengen, mens OD kan f.eks være lik med koblingens OD.

10.3 Wireline entry guide.

Dette er utstyr som plasseres i bunnen av halerøret (spesiellt hvis ikke monobore brønn) slik at intervensjonsverktøy kan entre kompletteringsstrengen uten å henge seg opp. Entry guide kan ha ½ muleshoe eller full muleshoe. Sealstem har gjerne entry guide i enden slik at den lettere skal kunne entre inn i liner PBR. I dag finnes det tilgjengelig muleshoe som roterer et viss antall grader hvis kompletteringsstrengen tar vekt. Dvs. klarer en ikke å entre PBR vil en ved neste forsøkt ha muleshoe/entry guide som automatisk har rotert et visst antall grader (slipper å rotere hele kompl.strengen som kan skade kontroll linjene).

48

Figur 20

49

10.4 Plugger.

Blanking plug Installeres i nippel profil vha kabel utstyr. Pluggen kalles ”positiv” hvis den kan ta trykk fra begge sidene. Pga stor diameter tar det tid å kjøre pluggen, samtidig kan pluggen være vanskelig å løsne hvis ikke trykket er helt balanset over pluggen.

Bypass blanking plugg Dette er en plugg med trykkutlignings funksjon. Normalt trenger en to turer for å sette pluggen (en tur med plugg, en tur med prong), og to turer for å trekke pluggen (hente prong=equalize trykk over/under pluggen, hent plugg) Check ventil. Ventilen installeres som del av en plugg. Kalles også for ”Standing valve”. Dette er en plugg som holder tett fra oversiden (brukes til trykktesting av kompl.strengen, setting av prod.pakningen). For en del design kan en stå påkoblet med kabelutstyr under trykktestingen – og trekke plugg/ventil umiddelbart etter god test.

Pump igjennom plugg Dette er en check ventil som holder trykk kun fra undersiden. Kan installeres forut for en drepeoperasjon. Pump open plugg Pluggen er tett helt til en skjærer en plate innvendig i pluggen vha overflate trykk. Da har en full kommunikasjon gjennom pluggen begge veier.

Pressure cycle plugs Disse brukes gjerne i monobore brønner for setting av brønner og brønner med åpent hull reservoar. En setter produksjonspakningen ved å trykk mot pluggen. En sykler så pluggen ved å trykke opp/blø av inntil ventilen åpner. Det finnes design av slike ventiler som ikke gir restriksjon av kompletteringsstrengens ID (Ocre valves). Pump out plugs Pluggen plasseres i nippel profil. Ved å trykke opp over pluggen vil pluggen dele seg og den nederste delen falle ned i brønnen. Denne type plugg gir større flowareal, men fremdeles gi restriksjon av brønnstrømmen (over resterende del av pluggen i nippel profilet). Hentbare bro plugger Dette er de mest brukte pluggene, ikke minst i monobore brønner, som ikke har nippel profil. De kan settes på kabel eller kveilerør, og trekkes med samme type intervensjonsutstyr. Pluggene har pakningselement og slips som virker begge veier.

50

51

11. OPPGAVER I EMNET KOMPLETTERING 1. Hva er primær funksjonen til produksjonspakningen i en produserende brønn?

a) Bære vekten av produksjonsrøret. b) Holde kompletteringsvæsken i ringrommet. c) Isolere produksjonsringrommet. d) Forankre bunn av produksjonsrøret.

2. Hvordan isolerer en produksjonspakning mellom indre ringrom og produksjonsrøret?

a) Ved å isolere indre ringrom fra produksjonsløpet og fra foringsrøret under

produksjonspakningen. b) Ved å isolere produksjonsrøret I pakningsløpet (packer bore). c) Ved lokalisering i en tilknytningstetning (tie back packer receptacle). d) Ved hydraulisk kontroll fra overflaten.

3. Hvilke typer produksjonspakninger er tilgjengelige for brønnkompletteringer? To svar

a) Permanent. b) Trekkbar. c) Broplugger (Bridge Plug). d) Pump gjennom. e) Tilbakeslagsventil.

4. Hva er definisjonen på en trekkbar produksjonspakning?

a) Fjernes ved fresing (milling). b) Sitter fast på og kan kun trekkes sammen med produksjonsrøret. c) Sitter fast på produksjonsrøret. d) Kan settes og trekkes med kabel (wireline). e) Kan kun trekkes med spesielt trekkeverktøy.

52

5. Hva er primærfunksjonen til en glidemuffe (sliding sleeve)?

a) Åpne for kommunikasjon mellom produksjonsrøret og indre ringrom. b) Stenge av produksjonsløpet. c) Stenge av indre ringrom.

6. Hvordan etableres midlertidig kommunikasjon mellom produksjonsrøret og indre ringrom for

å muliggjøre brønnsirkulasjon?

a) Åpne en glidemuffe (sliding sleeve). b) Innstallere en sirkulasjonsventil i en sidelomme (side pocket mandrel). c) Perforere produksjonsrøret. d) Koble sammen produksjonsrøret og indre ringrom på overflaten.

7. Hvor er en glidemuffe (sliding sleeve) normalt plassert når den benyttes for brønnsirkulasjon?

a) Mellom to produksjonspakninger for å kunne produsere en enkelt sone alene. b) Under produksjonspakningen I en vanlig komplettering. c) Rett over produksjonspakningen I en vanlig komplettering.

8. Hvilke utsagn er korrekt vedrørende sirkulasjonsutstyr som skal benyttes for brønndreping? (Velg to svar)

a) Sjekk at trykklasse er tilstrekkelig for arbeidet som skal utføres. b) Sjekk at trykket er utlignet før åpning. c) Sjekk at utstyret er helt åpen. d) Sjekk at halerørplugg er installert før glidemuffe (sliding sleeve) åpnes. e) Sjekk at mottaker (catcher) er installert under glidemuffen (sliding sleeve).

9. Hvordan etableres sirkulasjon i en komplettering dersom en glidemuffe (sliding sleeve) ikke lar seg åpne?

a) Perforere produksjonsrøret. b) Frigjøre produksjonspakningen. c) Koble sammen produksjonsrøret og indre ringrom på overflaten. d) Trekke brønnsikkerhetsventilen (DHSV/SCSSV).

10. Hva er hensikten med en sidelomme (side pocket mandrel)?

a) Muligjøre kommunikasjon mellom produksjonsrøret og produksjonsringrommet. b) Muligjøre plugging av produksjonsrøret. c) Muligjøre setting av kabelsatt brønnsikkerhetsventil (wireline retrievable safety valve). d) Etablere en profil for setting av strømningsverktøy (flow control devices)

53

11. Hvordan hindres brønnvæske fra å strømme inn i produksjonsrommet når en sidelomme (side pocket mandrel) benyttes for gassløft eller kjemikalie-injeksjon?

a) Ved hjelp av differansetrykk over sidelommen. b) Ved en tilbakeslagsventil I gassløft ventilen. c) Ved hjelp av venture effekten over sidelommen.

12. Hvilken type ventil er installert I en sidelomme (side pocket mandrel) for å tette for strømning i begge retninger når den ikke er i bruk?

a) En “dummy” ventil. b) En gassløft ventil. c) En sluseventil (gate valve). d) En kjemikalie-injeksjonsventil. e) En sirkulasjonsventil.

13. Hvorfor installeres en brønnsikkerhetsventil (DHSV/SCSSV)?

a) For å stenge inn en brønn slik at vedlikehold kan utføres på overflateutstyr. b) For å stenge inne brønnen når produksjonen skal stanses. c) For å kontrollere strømningsraten fra en brønn. d) For å stanse produksjonen dersom en ventil ved et uhell åpnes på overflaten. e) For å stenge inn brønnen i en nødssituasjon.

14. Hvorfor installeres en ringrom brønnsikkerhetsventil (annulus safety valve)?

a) Benyttes i stedet for brønnsikkerhetsventilen i produksjonsrøret. b) For å stenge av strømning til ringrommet. c) For å unngå tilbakestrømning av gass fra et ringrom med gassløft.

15. Hva er hovedgrunnen for å benytte nippelprofiler I en komplettering?

a) For setting av strømningsreguleringsventiler (flow control devices). b) For å redusere strømning fra brønnen. c) For dybdekontroll ved kabelarbeid.

16. Hvordan låses utstyr i nippelprofiler?

a) Med kiler (slips). b) I skulder på verktøystopper (NO-Go shoulder). c) Med låsesegmenter (locking dogs) I tilpassede utfresinger I nippel profil. d) Med ekspanderende gummielementer I nippel profilen. e) Med elastomer pakninger I det polerte løpet (polished bore) på nippel profilen. f) Med metal – metal tetninger.

54

17. Hva er primær funksjonen til skulderen på verktøystopperen (No-Go Shoulder)?

a) For å lokalisere låsesegmentene på et kabelverktøy til passende nippel profil. b) Plasseres I bunn nippel profil for å unngå at verktøy faller ut av produksjonsrøret. c) For å avlaste krefter ved differansetrykk over utstyret. d) For å låse et kabelverktøy I nippel profilen.

18. Hvilket utsagn bestemmer best sette dyp for brønnsikkerhetsventilen(DHSV/SCSSV)?

a) Settes på et dyp hvor sabotasje på ventil ikke er mulig. b) Settes slik at volum av hydrokarboner som kan lekke ut over stengt ventil er minimal. c) Settes slik at overflate sammenstøt eller eksplosjon ikke kan påføre skade på selve

ventilen. d) Settes under “cratering depth” I tilfelle en utblåsning rundt foringsøret. e) Settes rett over produksjonspakningen for å holde brønntrykket så dypt som mulig

ved stengt ventil f) Settes under dypet for mulig sammenstøt med boreverktøy fra andre nærliggende

brønner.

19. Hvilke to typer brønnsikkerhetsventiler er normalt benyttet i brønnkompletteringer?

a) Kveilerørmontert brønnsikkerhetsventiler (Coiled Tubing Retrievable). b) Rørmontert brønnsikkerhetsventiler (Tubing Retrieveable). c) Kabelmontert brønnsikkerhetsventiler (Wireline Retrieveable). d) Permanente ventiler. e) Midlertidige ventiler.

20. Hvilke av følgende brønnsikkerhetsventiler er nedihulls kontrollert (sub-surface controlled)? (Velg to svar)

a) Differansetrykkventiler (Differential pressure valves). b) Omgivelse trykkventiler (Ambient pressure valves). c) Kabelmonterte brønnsikkerhetsventiler (Wireline retrievable valves). d) Rørmonterte brønnsikkerhetsventiler (Tubing retrievable valves). e) Kuleventiler (Ball valves). f) Klaffeventiler (Flapper valves). g) Automatiske ventiler.

21. Hvilken type brønnsikkerhetsventil (DHSV) har størst innvendig diameter i samme produksjonsrørstørrelse?

a) Kabelmonterte (Wireline retrivable). b) Rørmonterte (Tubing retrivable). c) Omgivelse-trykkventiler (Ambient). d) Differansetrykkventiler (Pressure differential).

55

22. Hvilke typer stengemekanismer er normalt i bruk på en kabelmontert brønnsikringsventil? (Velg 2 svar)

a) Fjærstøtte (Poppet). b) Klaffe (Flapper). c) Plugg. d) Kule (Ball). e) Muffe (Sleeve). f) Sluse (Gate).

23. Hva er hovedfordelen med en kabelmontert brønnsikkerhetsventil?

a) Enkel konstruksjon. b) Kan installeres etter at produksjonsrøret er kjørt I brønnen. c) Kan fjernes for å gjennomføre brønn intervensjoner. d) Kan trekkes og erstattes med en ny ventil.

56

57

12. FASIT

1 C 2 A 3 A-B 4 B 5 A 6 A-B 7 C 8 B-C

9 A 10 A 11 B 12 A 13 E 14 C 15 A 16 C 17 A

18 C 19 B-C 20 A-B 21 B 22 B-D 23 D

KAPITTEL

3

KABELUTSTYR

1

Innhold:

1. GENERELT OM OVERFLATE RELATERT UTSTYR FOR TRYKKONTROLL FOR KABELOPERASJONER ..................................................................................................... 2

2. PAKKBOKSEN (Stuffing Box) (se figure 4) ....................................................................... 6

3. SLUSERØRET (Lubricator) ................................................................................................. 8

4. KABELSIKRINGSVENTILEN (Wireline BOP)............................................................... 14

5. KUTTE-BLINDINGSSIKRING (Shear/Seal BOP) (se figure 14) .................................... 19

6. GREASE INJEKSJONSHODE (Grease Injection Control Head) (se figure 16) ............... 22

7. TRYKKTESTING OG OPERASJONER/DRIFT .............................................................. 29

8. OPPGAVESAMLING I EMNET KABELUTSTYR ......................................................... 30

9. FASIT TIL OPPGAVESAMLING I KABELUTSTYR .................................................. 40

2

1. GENERELT OM OVERFLATE RELATERT UTSTYR FOR TRYKKONTROLL FOR KABELOPERASJONER

Kabeloperert trykkontrollutstyr er det som er montert på toppen/forlengelsen av brønnens ventiltre. Utstyret monteres ved hjelp av en overgang, og i enkelte tilfeller med et mellomstykke (riser), avhengig av tilkomst og oppriggingsmuligheter. Vanligvis består oppriggingen av en riser, dobbel BOP med kutte-/blindingsventil og blindingsventil (Blind Shear BOP & Wireline Valve) tilstrekkelige lengder med sluserør alt etter behov for verktøystrengens lengde og på toppen en pakkboks (Stuffing Box). (Det er ikke alltid mulig å installere BOP’en direkte på toppen av ventiltreet). I forbindelse med spesielle operasjoner som for eksempel under kompletteringsarbeid blir et installert et sirkulasjonshode (Circulating Head, Flow Head) mellom brønnhodet og kabelsikringsventilene. Denne muliggjør sirkulasjon av kompletteringsvæsken og trykktesting av operasjonsutstyret når dette er rigget på plass. I tillegg utgjør en kabeloperasjonsenhet en kraftpakke samt en vinsj/kabeloperatørkabin. Man skiller mellom tre typer kabler: glatt kabel (Slickline), elektrisk og flettet kabel (Electric and Braided Line). Trykkontrollutstyret for elektrisk og flettet kabel er det samme for samme type kabeldimensjon.

3

Figur 1: Slickline Equipment

4

Figur 2: Pressure Control Equipment Rig Up

5

Figur 3: IWCF Barriere Filosofi

6

2. PAKKBOKSEN (Stuffing Box) (se figure 4) Pakkboksen holder trykket fra sluserøret samtidig som kabelen føres inn gjennom denne og inn i sluserøret. Under operasjonen reguleres pakningsenheten enten manuelt eller hydraulisk. I tilleg er det inkorporert i alle pakkbokser en utblåsningsplugg/ventil som vil stenge for stømningsveske dersom kabelen skulle ryke og bli ”blåst” ut av pakkboksen. Før en operasjon bør man sjekke pakkboksen og undersøke om pakningssettet er i orden. Dersom det er tegn på slitasje skiftes det ut med nytt pakningssett tilsvarende den imensjon kabel som skal benyttes under operasjonen. Man bør også forvisse seg om at utblåsningspluggen ligger rett vei, det vil si med kon oppover. Pakkboksen utgjør den primære barrieren under en operasjon med glatt kabel.

7

Figur 4: Slickline Manual Stuffing Box

8

3. SLUSERØRET (Lubricator) Sluserøret (Lubricator gjør det mulig å beholde kablestrengen i røret mens man utligner trykket mellom sluserøret og brønnen før oppstart av operasjonen, og mellom sluserøret og atmosfærisk trykk ved nedrigging etter at operasjonen er utført. De består av sylindriske rør og kobles sammen med hurtigkoblinger etter det behov man har med hensyn til lengden av kabelstrengen. Hurtigkoblingen er utstyrt med O-rings tetninger. Man bør ved hver opprigging undersøke at O-ringene er i orden. Nederst på sluserøret finner man en avblødningsport hvor man monterer sluserørmanifoldet, som normalt består av en nåleventil nærmest sluserøret, et manometer og en ny nåle- eller kuleventil (i form av en T) for å blø av trykket. Dersom man vil trykkteste sluserøret ved hjelp av manifoldet installeres en T etter manometeret. Det er viktig at man installerer ventiler som tåler det samme trykk som det øvrige utsty

9

Figur 5: Slickline Pressure Control Stack

10

Figur 6: Hydraulic Tool Catcher

11

12

Figur 7: Lower Lubricator Section

Figur 8: Chemical Injection Sub

13

Figur 9: Hydraulic Tool Trap

14

4. KABELSIKRINGSVENTILEN (Wireline BOP) Kabelsikringsventilen (Wireline BOP) er en blindingsventil. Den er plassert mellom sluserøret og kutteventilen. Ved å stenge blindingsventilen kan man foreta for eksempel utskifting av pakninger/tetninger i pakkboksen, eller sette inn (nytt) utstyr som for eksempel en kutter. Kabelsikringsventilen utgjør den sekundære barrieren. Blindingsventilen er som regel hydraulisk drevet. To sylindre aktiverer ventilsammenstillingen og lukker rundt kabelen uten å skade den. Hver sylinder er koblet opp med to hydrauliske slanger (lukking og åpning). Ventilen kan også opereres manuelt. Det er viktig å påse at når styreskoen på den ene siden av ramtetningen står oppover, skal styreskoen på motsatt ramtetning stå nedover. Hvis ikke vil det oppstå store skader ved lukkingen/stengingen av ventilen. Likeledes er det viktig å påse at man benytter riktig type ramtetning og at ytre tetning står oppover da trykket i brønnen bidrar til at pakningen presses oppover og holder tett. Kabelsikringsventilen bør funksjonstestes før operasjonen. Påse at rammene er helt i bakre posisjon (åpne) før operasjonen starter. Hvis ikke kan utstyr samt rammene bli skadet idet strengen passerer ventilen. Under operasjonen skal utjevningsventilen være lukket og bare åpnes i forbindelse med at kabelsikringsventilen blir aktivisert. Ved bruk av flettet kabel (Braided Cable) benyttes en dobbel kabelsikringsventil. I prinsippet er dette to enkle kabelsikringsventiler, men den nederste er snudd opp ned. Mellom disse er det en inngang for å pumpe inn grease som forsegler/tetter mot brønntrykket. I forbindelse med stenging lukkes først den øverste rammen, deretter den nederste for så å pumpe inn greasen.

15

Figur 10: Slickline Single Ram Manual BOP

16

Figur 11: Slickline Single Ram Hydraulic BOP

17

Figur 12: Wireline BOP

18

Figur 13: Slickline Ram Assemblies

19

5. KUTTE-BLINDINGSSIKRING (Shear/Seal BOP) (se figure 14) Kutte-blindingssikring (Shear/Seal BOP) er montert mellom brønnens ventiltre og kabelsikringsventilen. Den utgjør den tredje barrieren på det kabelopererte trykkontrollutstyret. Kutte-blindingssikringen er hydraulisk operert, men kan også opereres manuelt. Ventilsammenstillingen er utstyr med kutteventil, som når den er lukket også fungerer som en blindingsventil. Ventilen benyttes når det er behov for å kutte kabelen på overflaten, og for å unngå at man må benytte seg av ventiltreet, noe som kan føre til skader på ventilene. Det er i dag vanlig at man har sammenstillinger av både treventils- og fireventilssikringer. I disse sammenstillingene utgjør som regel den siste kutte-blindingssikringen. Det er også vanlig å sette sammen ventilsystemer som passer til avstengningen av så vel glatt som flettet kabel, er som begge typer vil bli benyttet under operasjonen.

20

Figur 14: PES Wireline Cutter Valve (Shear/Seal BOP)

21

Figur 15: Circulating Head

22

6. GREASE INJEKSJONSHODE (Grease Injection Control Head) (se figure 16) Grease injeksjonshodet (Grease Injection Control Head) har samme funksjon som en pakkboks ved bruk av flettet kabel operasjoner. Grease blir pumpet inn gjennom den nederste nippelen og opp mellom kabelen og tetningsrørene. Det er nødvendig med minimum tre lengder tetningsrør på et injeksjonshode for at trykket skal reduseres og holdes tett ved hjelp av en hydraulisk avpakningsenhet på toppen av injeksjonshodet. Trykket styres ved et eget panel og fores som regel ved hjelp av en luftdreven pumpe. Greaset tas ut gjennom en returnippel som står uner avpakkingsenheten. Før operasjonsstart bør man sjekke at tetningsrørene er tilpasset kabelens dimensjon. For store tetningsrør eller slitt kabel vil føre til økt forbruk av grease. Man bør forsikre seg om at nok grease forekommer for gjennomføring av operasjonen før man starter opp arbeidet.

23

24

Figur 16: Grease Injection Head

Figur 17: Line Wiper

25

Sikkerhets tilbakeslagsunion/ventil (Safety Check Union/Sub) Sikkerhets tilbakeslagsunion/ventil (Safety Check Union/Sub) skal holde tilbake trykket dersom kabelen skulle ryke eller bli trukket ut av kabelhodet. Denne er montert rett under injeksjonshodet og er en tilbakeslagsventil i form av en kule som blir presset mot en tetnngsring/sete. Før montering og bruk bør ventilen sjekkes, og ved eventuell skade eller slitasje bør kule og messingsete skiftes ut.

26

Figur 18: Safety Check Union

27

Figur 19: Electricline Dual BOP

28

Figur 20: Braidedline pressure control equipment

29

7. TRYKKTESTING OG OPERASJONER/DRIFT Det er normalt etter opprigging av hele kabelstakken å funskjonsteste og trykkteste denne. Dette kan utføres på forskjellig vis og med kabelstrengen i sluserøret. Dersom stakken er utstyrt med et sirkulasjonshode eller en T på nedre sluserør/riser (rørstykket mellom ventiltreet og kutte-blindingssikringen), kan man trykkteste hele stakken opp til det gitte arbeidstrykket som er påkrevd. Det er også vanlig å foreta en innstrømningstest på brønner som er lite trykksatte, dog etter at utstyret har vært trykktestet. Dette gjøres ved å åpne ventiltreets kronventil. Under drift er det viktig å påse at man utligner trykket over og under (mellom) forskjellig utstyr som skal settes eller trekkes i brønnen. Dette kan være trekking av plugger, måleutstyr eller at sikringsventilene er lukket før man trekker inn kabelstrengen i sluserøret. Dersom brønnsikkerhetsventilen ikke er trukket, er et viktig å ha kontroll med denne slik at den ikke automatisk eller ved en feil skulle lukke. Dette gjelder også andre ventiler på ventiltreet utstyrt med automatiske lukkesystemer.

30

8. OPPGAVESAMLING I EMNET KABELUTSTYR 1. Hva er fordelene med å montere kabelsikringsventilen (BOP) direkte på toppen av

ventiltreet (Xmas tree)? (Velg 2 svar)

a) Tilgang til kabelsikringsventilen. b) Mindre potensiale for lekkasje mellom barrierer. c) Tillater bruk av full størrelse (full bore) verktøy. d) Mulighet for å gå fast med full størrelse (full bore) verktøy i ventiltreet.

2. Med et kabelverktøy fast i ventiltreet og verktøy strengen gjennom kabelsikringsventilen er

kabelen trukket ut av kabelfestet (rope socket). Hva hindrer brønnen fra å strømme ut gjennom pakkboksen?

a) Pakkboks pakningen. b) Den fastkjørte verktøy strengen. c) Dreping av brønnen. d) Pakkboksplugg (plunger).

3. Ved opp-rigging av trykk kontroll utstyret for glatt kabel (slickline), oppdages det at

pakningsgland mutter på pakkboksen (stuffing box gland nut) er skrudd helt inn. Hvilket tiltak bør man gjøre?

a) Sjekke at pakningsgland mutter er godt tiltrukket. b) Åpne opp pakningsgland mutter og fylle opp pakkboksen med flere pakninger. c) Pakke om pakkboksen med ny pakning d) Forutsatt at man får en god trykktest med pakkboksen, la den være som den er.

4. Hvorfor er den nedre kabeltetningsventilen (lower rams) montert opp-ned ved bruk av smøremiddel injeksjon (grease injection) i en dobbel kabelsikringsventil (dual wireline BOP)?

a) Kabeltetningsventilen kan monteres begge veier. b) Det er hensiktsmessig for balanseringen av kabelsikringsventilen (BOP). c) I en standard konfigurasjon, holder kabelsikringsventilen trykk nedenfra. d) Den nedre kabeltetningsventilen holder smøremiddel trykket, ikke brønntrykket.

31

5. Hvilken funksjon har en utlikningsventil (equalizing valve) i en kabelsikringsventil?

a) Den gjør det mulig å måle sluserør (lubricator) trykket over og under kabelsikringsventilen.

b) Den gjør det mulig å injisere kjemikalier og smøremiddel inn I sluserøret. c) Den gjør det mulig å få samme trykk over og under en stengt kabeltetningsventil. d) Den skaffer hydraulisk kraft for å åpne den stengte tetningsventilen.

6. Hvilke av følgende aksjoner må utføres før sluserøret brekkes av over en stengt

kabelsikringsventil , etter at kabelsikringsventilen stenges?

a) Blø av brønntrykket over den stengte kabelsikringsventilen. b) Utføre en innstrømmingstest (inflow test) av kabelsikringsventilen. c) Skru inn de manuelle låseskruene (stems) for å låse de hydrauliske aktuatorene

(hydraulic rams). d) Notere brønntrykket under den stengte kabeltetningsventilen. e) Drepe brønnen f) Øke trykket på kabelsikringsventilen.

7. Hvilke av følgende punkter må utføres før en seksjon av stigerør (riser) eller sluserør utsettes for brønntrykk?

a) Trykkteste seksjonen som en del av oppriggingen, til minimum innestengt (shut in)

brønnhodetrykk. b) Sjekke at trykklassen er store eller minimum lik det maksimale operasjonstrykket. c) Sjekke at tetningsflatene og O-ringene er I god forfatning. d) Sjekke at den hydrauliske pumpen er tilkoblet. e) Trykkteste sluserøret. f) Sørge for at sluserøret er posisjonert vertikalt.

8. I hvilken situasjon ville du ha innstallert en ekstra kabelsikringsventil)?

a) For fiskeoperasjoner. b) Dersom en lekkasje har oppstått I primærsikringsventilen. c) For å forlenge lubrikatoren. d) Når man opererer I en høy avviksbrønn.

32

9. Noen av komponentene i fig. under er nummerert. Noter korrekt nummer ved tilhørende beskrivelser av følgende komponenter.

a) Hoveddel (body) b) Kopling (coupling) c) Hurtigkopling tetning (Quick union seal) d) Topp kopling (top connection)

33

10. Noen av komponentene i fig. over er nummerert. Noter korrekt nummer ved tilhørende

beskrivelser av følgende komponenter .

a) Stempel (plunger). b) Pakningsgland mutter (Gland Nut). c) Øvre foring/gland (Upper bushing gland). d) Blødeventil skrue (Bleed valve screw). e) Pakning (Packing). f) Hurtigkobling krage (Quick union collar)

34

11. Noen av komponentene I fig. er nummerert. Noter korrekt nummer ved tilhørende beskrivelser av følgende komponenter.

a) Ventiltre (Xmas tree). b) Grease injeksjonshode (Grease Control Head). c) Tette pumpe (Pack off pump). d) Dobbel sikringsventil (Dual BOP’s). e) Stigerør (Riser) f) Manuell hovedventil (Lower Master Valve (LMV))

35

12. Noen av komponentene i fig. over er nummerert. Noter korrekt nummer ved tilhørende

beskrivelser av følgende komponenter.

a) Smøremiddel innløp (Grease inlet) b) Hydraulikkolje innløp (Hydraulic Oil Inlet) c) Grease injeksjonshode hoveddel (Grease head body) d) Dreneringsslange (Drain Hose) e) Flow Tube.

36

13. Hva er hovedhensikten med sikringsventilene (blowout preventers)? (Velg to svar)

a) For å operere sikkert og holde kontroll over brønnen. b) For å gi bedre beskyttelse enn pakkboksen. c) For å rengjøre kabelen når den trekkes ut av hullet. d) For å kunne reparere enhver lekkasje som matte oppstå i koblinger over

sikringsventilen.

14. I hvilken situasjon vil en kabelsikringsventil bli brukt?

a) For å sjekke/reparere pakningen i pakkboksen. b) For å fange et verktøy dersom kabelen bryter. c) For å innstallere et kabelverktøy. d) For å rengjøre kabelen når den trekkes ut av hullet.

15. Hvilken av følgende ventil (ram) konfigurasjoner er korrekt for arbeid med flettet (braided)

kabel?

a) Flettet omvendt (Braided inverted). Flettet normal (Braided normal). Kutte/blindtetning (Shear seal).

b) Flettet normal (Braided norma). Kutte/blindtetning (Shear seal). Flettet omvendt (Braided inverted).

c) Flettet normal (Braided normal). Flettet omvendt (Braided inverted). Kutte/blindtetning (Shear seal).

d) Kutte/Blindtetning (Shear seal). Flettet omvendt (Braided inverted). Flettet normal (Braided normal).

16. Hvilken stengbar barriere tas i bruk dersom en glatt kabel (slickline) bryter av i hullet og

blir trykket ut av brønntrykket?

a) Nedihull sikkerhetsventil (Down hole safety valve). b) Sikringsventilene (BOP’s) c) Pakkeboksens utblåsningsplugg eller innvendig sikkerhetsventil. d) Tilbakeslagsventil I grease injeksjonshodet.

37

17. Noen av komponentene i fig. er nummerert. Noter korrekt nummer ved tilhørende beskrivelser av følgende komponenter.

a) Toppkopling (Top Connection) b) Utlikningsventil (Equalisation valve) c) Bunndel (Bottom sub) d) Ram indre tenting (Ram inner seal) e) Stempel (Piston) f) Ram

38

18. Hva av det følgende er korrekt når en enkel ”ram” sikringsventil (Single ram BOP) er i bruk?

a) Den holder bare trykk ovenfra. b) Den holder bare trykk nedenfra. c) Den holder trykk bade ovenfra og nedenfra.

19. Hva er en 7 1/16” 10,000 psi flens?

a) Denne flensen er designet for “RX ring” type pakninger. b) Denne flensen har 10,000 psi testtrykk og 5,000 psi arbeidstrykk. c) Denne flensen har 10,000 psi arbeidstrykk og 7-1/16” indre diameter. d) Denne flensen har 7-1/16” ytter diameter (OD) og 10,000 psi arbeidstrykk.

20. Hva vil resultatatet bli av å montere en 7-1/16” X 5,000 psi flens til en sikringsventil rigg-opp (BOP stack) med 10,000 psi arbeidstrykk klasse?

a) Trykk klassen vil forbli 10,000 psi. b) Trykk klassen vil bli endret til 5,000 psi c) Trykk klassen vil bli endret til 7,500 psi.

21. Hva menes med uttrykket ”6BX” for en flens?

a) Typen. b) Dimensjonen. c) Varemerket. d) Serienummeret.

39

22. Identifiser primær, sekundær og tertiær barriere elementene (barrierene) fra

brønnskissen i fig. over, med kabel i brønnen. Noter korrekt nummer for komponentene fra tegningen i boksene under.

a) Primær. b) Sekundær. c) Tertiær.

40

9. FASIT TIL OPPGAVESAMLING I KABELUTSTYR

1. a – b 2. d 3. c 4. d

5. c

6. a – b – c 7. a – b – c

8. a

9. a = 3, b = 5, c = 8, d = 2

10. a = 5, b = 9, c = 8, d = 2, e = 7, f = 11

11. a = 5, b = 1, c = 11, d = 2, e = 9, f = 6

12. a = 3, b = 6, c = 5, d = 2, e = 4, f = 1

13. a – d

14. a

15. c

16. c

17. a = 1, b = 3, c = 5, d = 7, e = 9, f = 10

18. b 19. c

20. b

21. a

22. a = 1, b = 2, c = 4

KAPITTEL

4

KVEILERØR

1

Innhold:

1. KVEILERØR (Coiled Tubing) med overflateutstyr .............................................................. 2

2. SLUSERØRSTAKK OG KOPLINGER ............................................................................... 4

3. STRIPPER/PAKKBOKS ....................................................................................................... 6

4. SIKRINGSVENTILER (Ram Type BOP) .......................................................................... 11

5. KUTTEVENTILSIKRING (Safety Head BOP, Shear/Seal BOP) ...................................... 17

6. RINGROMSIKRING (Annular BOP) ................................................................................. 18

7. TILBAKESLAGSVENTILER (Check Valves) .................................................................. 19

8. TRYKKTESTING OG DRIFT ............................................................................................ 23

9. OPPGAVER I EMNET KVEILERØR ................................................................................ 24

10. FASIT .................................................................................................................................... 38

2

1. KVEILERØR (Coiled Tubing) med overflateutstyr

Denne teknikken går ut på at man kjører inn et mindre tynnvegget rør ned i en trykksatt brønn. Røret føres inn i brønnen ved hjelp av et mekanisk drevet belte. Selve kveilerøret ligger oppkveilet på en trommel/kveil. I teorien er det ikke noe begrensninger for hvor dypt man kan gå ned i en brønn. Dette avhenger av størrelsen på kveilene, brønnprofil, utstyrets trekkapasitet og kveilerørets styrke. Man kan utføre de fleste operasjoner ved hjelp av kveilerør. Fordelene med bruk av dette utstyret er at det er lett transportabelt, det rigges opp og ned relativt hurtig samt at operasjonstiden er rask. Utstyret har dessuten blitt sikrere i løpet av de siste 10-15 årene m.h.t. tekniske forbedringer som stålkvalitet, kjegleformet streng, sveiseprosedyrer, samt H2S problemet. Ulempene med utstyret er at det har begrensninger med hensyn til kveilerørets fleksibilitet og at veggen på kveilerøret er relativt tynn sammenlignet med f.eks. boresteng. Strengen kan heller ikke roteres. Overflateutstyret består av kontrollhus, en kraftforsyningsenhet med væsketanker, kveilerørspolen, injeksjonshode og riser/sluserørsystem med sikringsventiler. (Se figur 1.)

3

Figur 1: Coil Tubing Pressure Control Coil Tubing Rig Up

4

2. SLUSERØRSTAKK OG KOPLINGER

Koplingene mellom rørstusser og sikringsventiler er enten hurtigkoplinger eller skrudd sammen med flere flenser og tilhørende pakningsnett. Det mest vanlige i alle land er at kutteventilen er festet til ventiltreet med flenser. Ved operasjoner på brønner med høyt trykk benyttes som regelflensekoplinger. Mellom injektorhodet og sikringsventilene er det installert en hydraulisk hurtigkopling eller en vanlig hurtigkopling (Hydraulic Connector/Hydraulic Quick Latch) som gjør det mulig å bygge om og endre på sammenstillingen av bunnhullsstrengen (BHA). (Se figur 2.) Avstanden mellom toppen av sikringsventilen og bunnen til kutteventilsikringen utgjør begrensningen for lengen på bunnhullstrengen (sluselengden). Dersom man har behov for en ekstra lang bunnhullstreng eller i forbindelse med innkjøring av perforeringskanoner ”utvides” stakken med et deployeringssystemet (Deployment System). I prinsippet er dette et ekstra rørstykke med sikringsventiler/ringormsventiler som monteres på stakken mellom eksisterende sikringsventiler og kutteventilen. Man kjører så inn de lengdene som skal utgjøre bunnhull strengen og skrur eller låser dem sammen idet man respektivt åpner og stenger sikringsventilene over deployeringssystemet og ventilene på deployeringssystemet. Etter at hele bunnhullstrengen er montert koples kveilerøret til på toppseksjonen, injeksjonshodet koples inn og man kan kjøre strengen inn i brønnen.

5

Figur 2: Coil Tubing Pressure Control Surface Stack

6

3. STRIPPER/PAKKBOKS

Sripperen (Stripper, Packer, Stuffing Box) står rett under injektoren og forekommer i enkel eller dobbel sammenstilling. Stripperen utgjør den primære trykkontrollbarrieren og opereres hydraulisk ved at et stempel presser pakningselementet mot kveilerøret. Trykket i brønnen hjelper til med å holde pakningen i lukket stilling i enkelte typer pakningssammenstillinger. De vanligste stripperne er ”konvensjonell stipper” (Conventional Stripper), ”sidedør stripper” (Side Door Stripper) og ”radial stripper” (Radial Stripper). (Se figur 3, 4 og 5.) Tetningsenhetene i alle stripperne nevnt ovenfor kan byttes ut under drift, det vil si med kveilerør i brønnen. Man må da stenge nedenforliggende sikringsventil (BOP), kile- og omslutningsventiler (Slip and Pipe Ram) og blø av trykket. Pakningsinnsatsen kan på sideørs- og radiale srippere skiftes ut fra siden. Dette kan ikke gjøres med en konvensjonell stripper, da tetningssettet må fjernes og settes inn fra toppen av stripperen. Det er vanlig å benytte dobbelt sett av strippere. Skulle den ene tetningsenheten lekke på grunn av slitasje, kan man trykksette/aktivisere den nedre stripperen først og blø av trykket på den øverste.

7

Figur 3: Conventional Stripper Assembly

8

Figur 4: Side Door Stripper Assembly

9

Figur 5: Radial Stripper Assembly

10

KONVENSJONELL STRIPPER

Den konvensjonelle strippersammenstillingen (stripper assembly) kan bli benyttet i enkel eller dobbel form (single or dual configuration). Denne type strippere forutsetter at skifting av foringer og stripperelementer skjer ovenfra. Med tubingrør gjennom strippersammenstillingen kan bare øvre pakning og stripperelement i en enkel, eller øvre sammenstilling i en dobbel form bli byttet ut under operasjonen. I en dobbel sammenstilling kan pakninger og stripperelementer i den nedrestripperen ikke byttes ut dersom rør går gjennom sammenstillingen. N.B. Konvensjonell stripersammenstilling og bruk av enkle strippere er ikke tillatt på norsk sokkel. RADIAL OG SIDEDØRS STRIPPERE Disse strippersammenstillingene kan bli brukt i enkle og doble konfigurasjoner. Stripperelementet er todelt. Stripper elementet med foringer kan byttes ut gjennom en sidedør i sammenstillingen. Dette gjør at man kan skifte foringer og elementer uten å trekke ut tubingrør fra sammenstillingen. N.B. Det er en forutsetning at tilfredstillende barriære elementer blir benyttet m.h.t. sikker skifting. N.B. Operasjoner på norsk sokkel tillater kun bruk av dobbel konfigurasjon.

11

4. SIKRINGSVENTILER (Ram Type BOP)

Sikringsventilene (BOP) star under stripperne og kan bestå av en dobbel, trippel eller en fireventilsikring (Quad BOP). Sikringsventilen utgjør den sekundære barrieren. En dobbel eller trippel ventilsikring er utstyrt med de samme ramsammenstillinger som en fireventilsikring, men i form av kombinasjoner. Det vil si at i en dobbel ventilsikring vil den øvre bestå av en kutte-blindingsventil (Blind Shear Ram) og den nedre av en omslutnings- kileventil (Pipe Slip Ram). ( Se figur 7). I en fireventilsikring utgjør den øverste en blindingsventil, den andre en kutteventil, den tredje en kileventil og den fjerde en omsutningsventil. (Se figur 6). Skulle det bli nødvendig under en operasjon å kutte kveilerøret, utføres dette i henhold til følgende stengeprosedyrer:

· Stenging av kileventilen

· Stenging av omslutningsventilen

· Stenging av kutteventilen

· Uttrekking av kveilerør over blindigsventilen

· Stenging av blindingsventilen Sikringsventilen er utstyrt med utjevningsventiler for utligning av trykket over en lukket ram før den åpnes. Sikringsventilen er utstyrt med tilgang til drepelinje (Kill Port).

12

Figur 6: Coil Tubing Quad BOP

13

Figur 7: Combi CT BOP

Figur 8: Kutteventil (Shear Seal)

14

Figur 9: Blind Ram Assembly

15

Figur 10: Shear Ram Assembly

Figur 11: Slip Ram Assembly

16

Figur 12: Pipe Ram Assembly

17

5. KUTTEVENTILSIKRING (Safety Head BOP, Shear/Seal BOP)

Kutteventilsikringen (Safety Head BOP, Shear/Seal BOP) er en enkel kutteventilsikring som er plassert så nær ventiltreet som mulig og er utstyrt med en kutte- og blindingram. Denne utgjør den tertiære barrieren. (Se fig. 18). Normalt er denne kutteventilsikringen beregnet til å tåle et trykk på 10 000 PSI. Den har noe større diameter og er utstyrt med en større/kraftigere kutte-blindingram som kutter de største diametere på kveilerør, også med kabel dersom dette skulle være i brønnen. Etter kutting vil røret falle ned i brønnen og man kan stenge kronventilen eller en nnen av ventilene på ventiltreet.

Figur 13: Shear Seal Assembly

18

6. RINGROMSIKRING (Annular BOP)

Ringromssikring (Annular BOP) benyttes som sikringsventil i spesielle operasjoner der det er hensiktsmessig for å stenge rundt lange og varierende bunnhullsammensetninger i deployeringssystemet. Fordelen med ringromssikringen er at den lukker rundt forskjellig typer rørdimensjoner og kan også forsegle åpningen uten rør i ventilen. (Se figur 14.) Ringromssikringen installeres som regel over eller under en eksisterende sikringsventil på stakken. Ringromssikringer blir også benyttet som en ekstra sikring til en stripper.

Figur 14: Ringromsventil (Annular Preventer)

19

7. TILBAKESLAGSVENTILER (Check Valves)

Tilbakeslagsventiler (Check Valve) monteres alltid i enden av kveilerøret med unntak av at man skal foreta en revers utsirkulering. ( I Norge er tilbakeslagsventilen et element i barrierefilosofien. Revers sirkulasjon er derfor ikke tillatt under en normal operasjon.) Tilbakeslagsventilen skal forhindre at det stømmer inn brønnvæske i strengen. Det finnes flere typer tilbakeslagsventiler, men de mest benyttede er klaffventiler og da som regel i dobbelt sett. Klaffventilene gjør det mulig å pumpe ned kuler og plugger for å operere spesialutstyr i brønnen. Tilbakeslagsventilen monteres normalt mellom kveilerørsendekoblingen og resten av bunnhullsstrengen. (Se figur 15 og 17.) Pump-ned og gjennompumpingskuler eller plugger aktiverer spesifikt utstyr som er montert i bunnhullsstrengen. Disse installeres ved hjelp av en sluseport som er installert i senteret på kveilerørtrommelen og som står i forbindelse me innpumpingssystemet til kveilerøret.

20

Figur 15: Coil Tubing Dual Flapper Check Valve

21

Figur 16: Coil Tubing End Connector

22

Figur 17: Coil Tubing Motor Head Assembly

23

8. TRYKKTESTING OG DRIFT

Etter at kveilerørstakken med kveilerør og bunnhullstreng er ferdig montert og funskjonstestet, skal utstyret trykktestes. Dette omfatter alle koplinger, alle sikringsventiler som skal holde trykk nedenfra og oppover. I tillegg trykktestes alle overflatelinjer, eventuell skøter/koplinger og utstyr på bunnhullstrengen, selve kveilerøret samt tilbakeslagsventilene. Det er vanlig å trykkteste tilbakeslagsventilene før montering på strengen (test på ”stump”). Ved innkjøring av kveilerørstrengen er det viktig å påse at kveilerøret ikke krøller seg eller blir trykket sammen. Før åpningen av ventiltreet må trykket utjevnes med å øke trykket i stakken. Det er normal praksis å pumpe væske inn gjennom kveilerøret for å øke trykket før man entrer ventiltreet, og at man fortsetter å pumpe/fylle kveilerøret kontinuerlig etter hvert som man kjører inn i brønnen. Dette for å hindre at kveilerøret kollapser p.g.a. brønntrykket. Man må være spesielt oppmerksom når man passerer gjennom ventiltreet, brønnsikringsventilen og annet utstyr som er montert i brønnen at man ikke skader utstyret, krøller strengen eller blir sitende fast i brønnen. Det er viktig å tilgjengelig ”drepepiller” og drepevæske i beredskap. Drepevæsken kan bestå av drepeslam, saltvann eller kompletteringsvæske. Man må også påse at en reservepumpe er tilgjengelig og i orden.

24

9. OPPGAVER I EMNET KVEILERØR

1. I figuen nedenfor, er noen komponenter i en konvensjonell stripper nummerert. Identifiser komponent beskrivelsen nedenfor med riktig nummer i tegningen:

1 poeng pr. riktig svar

a. Nedre foring (Lower Bushing).

b. Tetningsring (Non Extrution Ring).

c. Stripper pakning (Packing Insert).

d. Øvre foring/Delt krone (Upper Bushing/Split Cap).

e. Låsepinner (Locking Pins).

f. Aktivator (Energiser).

25

2. Identifiser de ulike type strippere som illustrert i figur nr. 1, 2 & 3 ved å sette riktig nummer ved riktig strippertype i boksene nedenfor.

1 poeng pr. riktig svar

a. Konvensjonell stripper sammenstilling (Conventional Stripper Assembly).

b. Radial Stripper sammenstilling (Radial Stripper Assembly).

c. Side-dør stripper sammenstilling (Side Door Stripper Assembly).

26

3. Hvordan fastsettes maksimum arbeidstrykk for en stripper ? 2 poeng

a. Ved trykktesting.

b. Fra fabrikants datablad på trykktesting.

c. Fra stripper type – konvensjonell, side-dør, radial (conventional, side door, radial).

d. Fra fabrikants datablad på arbeidstrykk.

4. Hva skjer når stripper i figuren aktiveres ? 2 poeng

a. Hydraulikktrykk påføres mot nedre foring (Lower Bushing) som deretter komprimerer pakning oppover.

b. Hydraulikktrykk påføres mot øvre foring (Upper Bushing) som deretter komprimerer pakning nedover.

c. Brønntrykk vil aktivere/pakke stripperen uten assistanse fra hydraulikktrykk.

d. Hydraulikktrykk påføres brønntrykk åpning (Wellhead pressure port) og komprimerer pakning oppover.

27

5. Stripper i figuren aktiveres. Dersom brønntrykket øker vil dette assistere stripper typen til å aktivere/pakke ytterligere ?

1 poeng

a. JA

b. NEI

28

6. Hva skjer når stripper i figuren aktiveres ?

2 poeng

a. Hydraulikktrykk påføres nedre foring (Lower Bushing) som deretter komprimerer pakningen oppover.

b. Hydraulikktrykk påføres øvre foring (Upper Bushing) som deretter komprimerer pakningen nedover.

c. Brønntrykk vil aktivere/pakke stripperen uten assistanse fra hydraulikk- trykk

d. Hydraulikktrykk påføres brønntrykk åpning (Wellhead Pressure Port) og komprimerer pakningen oppover.

29

7. Stripper i figuren aktiveres. Dersom brønntrykket øker vil dette assistere stripper

typen å aktivere/pakke ytterligere ? 1 poeng

a. JA

b. NEI

8. Hva er det første som bør utføres etter at de hydrauliske kontrollslangene til en sikringsventil (BOP) er koblet opp?

2 poeng

a. Sette ram aktivatorene i nøytral posisjon og trykksette hydraulikkslangene.

b. Installere injektor hode (Injector Head).

c. Funksjonsteste alle komponentene i sikringsventil oppsettet (BOP stack).

d. Sjekke at BOP akkumulator bank er tilstrekkelig ladet.

30

9. Figuren viser standard konfigurasjon for fireventils-kveilerørsikring(Quad CT BOP).

Noen komponenter er nummerert, identifiser komponentbeskrivelsene nedenfor med riktig nummer i tegningen:

1 poeng pr. riktig svar

a. Kutteventil (Shear Ram).

b. Omslutningsventil (Pipe Ram).

c. Kileventil (Slip Ram).

d. Bindeventil (Blind Ram).

e. Utgang for drepelinje (Kill Port).

31

10. Figuren viser standard konfigurasjon for en to ventils-kveilerørsikring (Combi CT BOP).

Noen komponenter er nummerert. Identifiser komponent beskrivelsene nedenfor med riktig nummer i tegningen.

1 poeng for hvert riktig svar

a. Utgang for trykksensor (Pressure sensor Port).

b. Utgang for drepelinje (Kill Port).

c. Hydraulisk aktuator (Hydraulic Actuator).

d. Kutte og blindeventil (Sear-Blind Ram).

e. Omslutning og kileventil (Pipe-Slip Ram).

f. Utjevningsventil (Equalising Valve). 11. Hva er hovedfordelene med en to-ventils-kveilerørsikring (Combi CT BOP) i forhold til

en fire ventils-kveilerørsikring (Quad CT BOP)? Velg to svar 3 poeng

a. Mindre oppriggingshøyde

b. Det er lettere å pumpe drepevæske ned et kuttet kveilerør når blinde- ventilen (Blind Ram) er stengt.

c. Reduserer antall stef ved nødstenging av sikringsventilen (BOP).

d. Det er mulig å pumpe ned ringrommet mellom kveilerøret og produksj onsrøret når nedre ventil (Lower Ram) er stengt på en to ventil kveile- rørssikring (Combi CT BOP).

e. En to-ventil-kveilerørsikring (Combi CT BOP) har større fleksibilitet.

32

12. Hva er hensikten med en kutteventil (Shear Seal BOP)? 2 poeng

a. For å yte ekstra kuttemuligheter av arbeidsstrengen.

b. For å erstatte en fire-ventil eller to-ventil kveilerørsikring (Quad or Combi CT BOP)

c. For å tette rundt arbeidsstrengen.

d. For å kutte arbeidsstrengen uten å stenge brønnen. 13. Når skal en ringromssikring (Annular BOP) benyttes?

2 poeng

a. Når stripperen ikke er tilgjengelig.

b. Når det er nødvendig å tette rundt verktøy med annen størrelse enn kveilerøret.

c. Når ekstra tetting er ønskelig ved arbeid på høytrykksbrønner.

d. Ved stripping/innkjøring av kveilerøret i en brønn med trykk.

14. Hvilke forhåndsregler bør anvendes ved stripping gjennom en ringromssikring (Annular

BOP)? Velg to svar 3 poeng

a. Smøre arbeidsstrengen/kveilerøret.

b. Ekstra gummipakning (annular insert) tilgjengelig.

c. Nøye observere operasjonstrykket på sikringsventilen (annular) og vekt indikator.

d. Sjekke ytre diameter på komponentene i BHA tegningen (ved gjennom- kjøring/stripping av verktøystreng).

e. Deaktivere stripperene (retract strippers)

33

15. Hvilket oppsett av sikringsventiler (BOP Stack) i tegningene ovenfor (1 eller 2) er best

egnet for kveilerørsoperasjoner under høyt trykk. 2 poeng

a. 1

b. 2 16. Det oppstår en lekkasje i strupeledning (choke line) med kveilerøret i brønnen. I hvilket

oppsett av sikringsventilene (BOP Stack) i tegningene ovenfor (1 eller 2) er det mulig stenge to barrierer for utbedring av lekkasjen?

2 poeng

a. 1

b. 2

34

17. Kveilerøret ryker mellom svanehals (Gooseneck) og trommel. Tilbakeslagsventilen

holder IKKE tett. I hvilket oppsett av sikringsventilene (BOP Stack) i tegningene ovenfor (1 eller 2) er det mulig å sikre brønnen for deretter å pumpe drepevæske ned kveilerøret med retur over strupeledningen (Choke Line)?

2 poeng

a. 1

b. 2

18. Kvilerøret er i brønnen. Er det mulig å skifte stripperelement i begge sikringsventil oppsettene (BOP Stack) i tegning 1 og 2 og samtidig opprettholde to barrierer?

2 poeng

a. JA

b. NEI

35

19. Hva er riktig rekkefølge fra topp til bunn i et kveilerørs BHA (CT Bottom Hole Assembly)?

2 poeng

a. Koblingsstykke, Tilbakeslagsventil 1, Frigjøringsstykke, Tilbakeslags ventil 2, Sirkulasjonsåpning, Motor/Borekrone.

b. Koblingsstykke, Frigjøringsstykke, Tilbakeslagsventil 1og2, Sirkulasjonsåpning, Motor/Borekrone.

c. Koblingsstykke, Tilbakeslagsventil 1og2, Frigjøringsstykke, Sirkulasjonsåpning, Motor/Borekrone.

d. Koblingsstykke, Frigjøringsstykke, Sirkulasjonsåpning, Tilbakeslags- ventil 1og2, Motor/Borekrone

20. Hva er hensikten med tilbakeslagsventilene(Check Valves)i bunnhullsstrengen (BHA)? 2 poeng

a. Unngå behov for trykktesting av kveilerøret før en kjører inn i brønnen

b. Hindre at bunnhullsstrengen (BHA) utsettes for brønntrykk.

c. Trykkontroll opprettholdes dersom kveilerøret skulle svikte på overflaten.

d. Hindre sammenbrudd (collapse) av kveilerøret når utsatt for differanse trykk.

21. Hva er hensikten med en Kutte-blinde ventil (Blind/Shear Ram)? 2 poeng

a. Kutte arbeidsstrengen/kveilerøret og samtidig tette.

b. Kutte arbeidsstrengen/kveilerøret uten å tette.

c. Tette rundt arbeidsstrengen i hullet.

36

22. Hva blir maksimum arbeidstrykk dersom en bruker en 7-1/16” X 5,000-psi flens på en sikringsventil (BOP) med arbeidstrykk på 10,000-psi?

2 poeng

a. Maksimum arbeidstrykk på 10,000-psi opprettholdes.

b. Maksimum arbeidstrykk blir 5,000-psi.

c. Maksimum arbeidstrykk blir 7,500-psi.

23. Hvilken type gass skal anvendes til for-lading av akkumulator flasker? 2 poeng

a. Trykkluft.

b. Nitrogen.

c. Oksygen.

d. Karbondioksyd (CO2).

37

24. Noen komponenter i figuren er nummerert. Identifiser komponentbeskrivelsene nedenfor med riktig nummer i tegningen:

1 poeng pr.riktig svar

a. Deksel for åpningskammer (Opening chamber cover).

b. Åpning til stengekammer (Closing chamber port).

c. Ventilhus (Body).

d. Gummielementer (Pack-off units).

e. Åpning for stempelindikator (Piston Indicator Port)

f. Hode (Head).

38

10. FASIT

1a. 6 1b. 3 1c. 4 1d. 2 1e. 1 1f. 5 2a. 1 2b. 3 2c. 2 3. d 4. a 5. a 6. b 7.b 8. c 9a. 3

9b. 5 9c. 4 9d. 2 9e. 1

10a. 4 10b. 2 10c. 6 10d. 1 10e. 3 10f. 5 11. a og c 12. a 13. b 14. c og d 15. b 16. a 17. b 18. a 19. c 20. c

21. a 22. b 23.b 24a. 4 24b. 6 24c. 7 24d. 2 24e. 1 24f. 3

KAPITTEL

5

SNUBBING

1

Innhold:

1. INTRODUKSJON ......................................................................................................................... 2

1.1 Generelt ........................................................................................................................................ 2

1.2 Snubbing oppgaver ...................................................................................................................... 3

2. TRYKK KONTROLL UTSTYR ................................................................................................... 4

2.1 Trykk kontroll utstyr på overflaten .............................................................................................. 4

2.2 BOP kontroll systemet ............................................................................................................... 15

2.3 Trykk kontroll utstyr i strengen ................................................................................................. 17

2.4 Annet trykk kontroll utstyr......................................................................................................... 20

3. SNUBBE UNIT UTSTYR ....................................................................................................... 25

3.1 Hydraulic jack assembly ............................................................................................................ 25

3.2 Work basket ............................................................................................................................... 28

3.3 Hydraulisk power pack .............................................................................................................. 28

3.4 Sirkulasjons system .................................................................................................................... 29

3.5 Snubbing BOP opprigginger ...................................................................................................... 29

4. OPERASJON ............................................................................................................................... 30

5. BEREDSKAPS PROSEDYRERE............................................................................................... 32

5.1 Generelt ...................................................................................................................................... 32

5.2 Feil på overflate utstyr ............................................................................................................... 34

5.3 Feil på utstyr i brønnen .............................................................................................................. 38

5.4 Personlige feil ............................................................................................................................ 39

6. OPPGAVER I EMNET SNUBBING ...................................................................................... 40

7. FASIT ...................................................................................................................................... 51

2

1. INTRODUKSJON

1.1 Generelt

Snubbing eller trykkrør på norsk, er intervensjonsmetode for arbeide i levende brønner på faste plattformer. Snubbing betegnes også ”tung intervensjon” da vekten på oppriggingen kan være nærmere 100 tonn, og det er arbeidskrevende både å rigge opp og rigge ned utstyret. Snubbing benyttes ikke på flytere pga størrelsen (utstyret må ha plass i boretårnet mellom boredekk og boremaskin). Ved innkjøring/utkjøring av brønnen benyttes enkle rør. Brønntrykket kontrolleres vha stripper rubber (pakningselement) som presser rundt røret fra utsiden. Pakningselementet er plassert i stripper bowl (hus) som er en integrert del av snubbingens opprigging. Innvendig i røret/arbeidsstrengen er det to stykk ”back pressure valves” som holder kontroll med brønntrykket. For å komme inn i brønnen må en ha en kraft høyere enn brønntrykket multiplisert med arealet av arbeidsstrengen. Denne kraften vil avta desto lengre inn i brønnen en kommer pga vekten av innkjørte rør. Vi bruker begrepet ”pipe light” om denne første fasen av innkjøringen. Stripping (eller ”pipe-heavy” tilstand) er betegnelse som benyttes når vekten av arbeidsstrengen er høyere enn brønntrykket som forsøker å skyve arbeidsstrengen ut av brønnen. Oppriggingen går relativt raskt pga modularisert oppbygging. På en offshore plattform gjøres oppriggingen på ca. 4 dager. Nedriggingen går på ca 3 dager. Når en arbeider under trykk må en stole 100% på utstyret – som igjen setter krav til back-up utstyr. Hvis deler av systemet må skiftes ut under operasjonen eller vedlikeholdes, må det kunnes kobles inn reserve/back-up system slik at barrierer og sikkerheten opprettholdes. Snubbing utstyret kan rigges opp på toppen av eksisterende BOP’er, casing, tubing, borerør, eller ventiltre.

3

1.2 Snubbing oppgaver Vanlige snubbing oppgaver er:

· Fisking eller milling innvendig i tubing eller casing · Utvasking av avleiringer i liner og innvendig i gruspakker · Bore gjennom sement- og bro-plugger (bridge plugs) · Utvasking av frakturerings materiale · Trykk kontroll / brønn dreping · Utsirkulering av tungt slam eller væsker · Kjøring og henting av hentbare plugger · Syrebehandling og vasking · Nitrogen pumping der dybde og trykk er for høyt for kveilerør · Kompletterings operasjoner · Grus pakking · Skvis sementering / tilbakeplugging

4

2. TRYKK KONTROLL UTSTYR

2.1 Trykk kontroll utstyr på overflaten Grunnlaget for snubbing er arbeide under trykk. Det utstyret som kontrollerer trykket er:

· Stripper rubber · To stk. ”stripper rams” · ”Equalizing loops and vent lines” · Safety rams · Blind ram eller blind/shear ram · Choke and kill system

Primær barrieren er stripper rubber, to stykk stripper rams og utlignings systemet. Alternativt kan en også inkludere en annulær preventer som en ekstra sikring for primær barrieren. Innvendig i arbeidsstrengen benyttes 2 stykk flapper/tilbakeslags ventiler. Sekundær barrieren er safety rams. Normalt benytter en to stykk safety rams, en kombinert blind/shear ram og en annulær preventer. Innvendig i strengen er det plassert nippel profiler. Hvis begge tilbakeslagsventilene begynner å lekke, kan en pumpe ned plugger for installasjon i nippel profil. Tertiær barrieren er safety head bestående av en shear/seal BOP og riser plassert så nært som mulig mot ventiltreet/brønnhodet. Denne shear/seal skal være uavhengig opererbar av de andre ventilene i oppriggingen. Ref. figur 1. Reserve/back-up utstyr skal alltid være tilgjengelig hvis primær utstyret skulle feile. Da skal operasjonen stanses og reserveutstyret kobles inn/opereres inntil primær systemet er reparert.

5

Figur 1 Barriere filosofi

6

Stripper rubber Stripper rubber er vist i Figur 2 og Figur 3. Stripper rubber består av et stål forsterket gummi element som tetter rundt arbeidsstrengen når denne kjøres inn/ut av brønnen. Brønntrykket er med å opprettholde tetningen mellom elementet og strengen. Det finnes også konstruksjonsløsning for stripper rubber der det benyttes hydraulisk trykk for å forspenne elementet mot strengen. Stripper rubber er plassert under den nederste delen av jekken i vindu området, og brukes ved inn/ut-kjøring av streng hvis brønntrykk og arbeidsstreng muliggjør dette. Dette er en effektiv operasjons måte da en slipper å åpne elementet når f.eks tooljoints passerer. Maksimalt brønntrykk for bruk av stripper rubber er ca. 3000 psi, men levetiden begrenses sterkt ved brønntrykk over 1500 psi. Det er normalt å skifte elementet flere ganger i løpet av en rundtripp med arbeidsstrengen. Slitasje ser en ved stadig økende lekkasje over elementet. Hvis brønntrykket er så høyt at en må strippe inn/ut av brønnen, er stripper rams primær barriere og safety ram sekundær barriere. NB! Ved stripping (bruk av stripper rams) er det viktig at en ikke lar trykk bygge seg opp mellom stripper rams og stripper rubber. Dette kan forhindres ved enten å ta bort gummi elementet, nåleventilen eller bull pluggen under stripper rubber.

Figur 2 Stripper rubber hus med nåleventil.

7

Figur 3 Stripper rubber hus med port for brønntrykk

Stripper rams Disse to ventilene står plassert under stripper rubber og er av konvensjonelle ram type BOP. Den øverste benevnes stripper 1 og den nederste stripper 2. Se Figur 4. Ventilene benyttes når en ikke kan benytte stripper rubber, enten som følge av høyt brønntrykk eller at form /størrelse på verktøy/tool-joints umuliggjør passasje av stripper rubber. Ved stripping er ventilene stengt. For å øke levetiden på ventilene blir det brukt en spesiell type hard gummi inserts på ram’ene. Se Figur 5 og Figur 6.

8

Figur 4 Stripper ram betegnelser.

9

10

Figur 5 Bowen Snubbing (Stripping) BOP

Figur 6 Stripping ram seals

Equalizing loop and vent line Når en tripper med arbeidsstrengen og benytter stripper ram er det nødvendig med en rørforbindelse ”equalizing loop” mellom undersiden av stripper 1 og undersiden av stripper 2. På dette røret er det en hydraulisk opererert ventil. ”Equalizing loop” benyttes for å utligne trykket over stripper 2 før denne åpnes. En strupebrikke (fixed choke) er plassert i røret for å unngå trykk-sjokk under utligningen. En avblødningslinje (vent line) som går fra undersiden av stripper 1 benyttes for å blø av trykk mellom stripper 1 og stripper 2 før stripper 1 åpnes. Denne linjen er normalt utrustet med to ventiler, en innvendig manuell og en utvendig hydraulisk. Linjen føres til lukket avløp på plattformen eller annet sted for oppsamling eller avbrenning av brønnvæske. I brønner med høyt trykk er det også normalt med strupebrikke for å dempe trykkslag/redusere slitasje på ventilene i linjen. Mellom stripper 1 og stripper 2 er det også lagt inn en rørbit (riser spool) for å gi plass for tool joints og verktøy som skal inn/ut av brønnen.

11

12

Figur 7 Sekvens ved innslusing av f.eks. tool joint

Safety rams Denne (disse) er plassert under stripper rams. Funksjonen er å holde brønntrykket hvis stripper rams lekker og ved skifte av stripper ram. Betegnelsen safety rams skyldes at ventilen er reserve/back-up ventil til stripper rams. Det skal være en safety ram for hver størrelse av arbeidsstrengen, dvs. går en inn med en ”taper” streng må en ha to safety rams i BOP konfigurasjonen.

13

Figur 8 Cameron U-BOP Safety ram.

14

Blind ram/blind safety ram Blind rams lukker og tetter brønnløpet. Shear rams kutter arbeidsstrengen og lukker brønnløpet. Blind shear rams både kutter og tetter brønnløpet. For å oppnå redundans skal det være to ventiler under safety rams som kan stenge brønnen. Når en står opprigget på et ventiltre har treet ventiler som kan lukke, dvs. en har da behov for ett sett med blind eller blind shear rams. Blind shear ram benyttes for å kunne kutte strengen i en nød situasjon. Det er derfor viktig å forsikre seg om at ventilen kan kutte gjeldende arbeidsstreng; dimensjon og materialkvalitet. Kontroll hendel for shear ram skal være tildekket slik at en to trinns operasjon må gjennomføres for å trigge ventilen. Det er vanlig praksis at shear ram opereres fra kontroll panel på bakken, og at det er kvalifisert personell under snubbing operasjonen som kontinuerlig passer på panelet. Choke og kill lines Rørutganger/tilkomstpunkter kreves for å kunne pumpe inn i - og ta tilbakestrømning fra brønnen. Alle slike arrangement må ha dobbelt sett ventiler, og utganger som ikke er i bruk må blind flenses. Ved bruk skal en benytte den ytre ventilen. Hvis denne må vedlikeholdes eller skiftes, benyttes den indre ventilen som barriere. Det skal alltid være en minst en pipe ram preventer under struperøret. Strupeventilen er en integrert del av brønnkontroll systemet. Hvis en ikke har mulighet til å pumpe inn i eller strømme tilbake fra brønnen så har en ikke kontroll på brønnen. Strupemanifold med strupeventil(er) plasseres normalt på bakken i umiddelbar nærhet til brønnen/oppriggingen. En kan også rigge strupeventilen direkte på rørutgangen (outlet spool).

15

2.2 BOP kontroll systemet

BOP kontroll systemet sørger for hydraulisk væske slik at BOP’ene kan opereres. Det hydrauliske systemet kan deles i to separate system med utgangspunkt i Power pack som primær kilde for hydraulisk væske. Hvis Power pack skulle feile, er det nødvendig med et akkumulator system. Akkumulator systemet skal ha minimum 150% volum kapasitet til å lukke, åpne og lukke alle BOP’ene som er rigget opp. Eksempel 1 En snubbing opprigging består av 6 stk. Hydril 4 1/16”, 15000 psi snubbing BOP’er. Hvor stort volum kreves fra akkumulator systemet? Hydraulisk volum for å lukke hver ram 2,43 liter Hydraulisk volum for å åpne hver ram 2,58 liter Totalt nødvendig volum kan nå beregnes der en tar høyde for at totalt volum skal være 150 % av nominell kapasitet: Totalt nødvendig volum = 1,5 x 6 x (2,43 + 2,58 + 2,43) = 66,96 liter Eksempel 2 En skal nå beregne nyttbart væskevolum i akkumulator flaskene. Akkumulatorfalske volum 38 liter (V1) Maks akkumulator trykk 207 bar (P2) Forladningstrykk 69 bar (P1) Vha gassloven for isoterm prosess finner man minste tillatte gassvolum: V2 = P1 x V1 / P2 = 38 liter x 69 bar/207 bar = 12,6 liter Hydraulisk væske er brukt. Trykket skal være minimum 83 bar (P3). Gassloven brukes for å finne maksimalt tillatt gassvolum. V3 = P1 x V1 / P3 = 38 liter x 69 bar/83 bar = 31,6 liter Nyttbart volum i akkumulator flasken = V3 – V2 = 19 liter

16

Eksempel 3 Nødvendig antall flasker er gitt ved: Totalt væskebehov (eksempel 1) / Nyttbart væskevolum pr. flaske (eksempel 2) = 66,96 liter/19 liter = 3,52 flasker, forhøyet til 4 flasker.

17

2.3 Trykk kontroll utstyr i strengen

For å hindre at brønnen skal strømme inn via arbeidsstrengen plasseres det minimum to stk. back pressure ventiler nederst i arbeidsstrengen (over verktøyet hvis det er verktøy med i enden av strengen). Dette muliggjør også pumping ned strengen da back pressure ventilene vil åpne for et pumpetrykk høyere enn brønntrykket (ved ventilene). Se Figur 9. For å ta høyde for lekkasje i back pressure ventilene skal det installeres nippel profiler over back pressure ventilene. Hvis lekkasje kan det pumpes ned en ”pump down plug” for plassering i nippel profilet. Se Figur 10. En stabbing valve skal alltid være tilgjengelig i arbeidsbasket (work basket). Denne plasseres i toppen av arbeidsstrengen hvis problem (f.eks. lekkasje opp strengen) eller hvis det skal pumpes. Se Figur 11.

Figur 9 BPV’s (Back Pressure Valves)

18

Figur 10 Pump Down Plug and Nipple

19

Figur 11 Gray Inside BOP / Stabbing valve

20

2.4 Annet trykk kontroll utstyr

Som innledningsvis nevnt har snubbing mange applikasjoner som igjen kan sette spesielle krav til oppriggingen og valgt utstyr. Grovt sett er det tre forhold som må taes hensyn til:

· Trykk forhold det skal arbeides under · Arbeidsoppgaver · Væsketype

Trykk forhold Ved arbeide under høye trykk er det svært viktig at det benyttes dedikert utstyr og at det bygges inn nødvendig redundans som dekker alle sannsynlige/mulige forhold. Nedsiden ved en lekkasje kan være eksplosjon og utblåsning. Trykk kontroll utstyret skal ha trykk klasse høyere enn maksimalt forventet trykk i operasjonen. Dette innbefatter også arbeidsstrengen der en ved en lekkasje i back pressure valves kan få brønntrykket opp til overflaten (til stabbing valve). Arbeids trykk for snubbing BOP er vanligvis 10000 psi, 15000 psi og 20000 psi. Ved innkjøring av arbeidsstrengen står en overfor et klassisk kneknings tilfelle. Brønntrykket forsøker å skyve strengen ut, der brønntrykket som parameter er med på å forsterke effekten til knekning (buckling). I dreneringslinjen (vent line) under stripper 1 vil høye trykk som skal blødes av gi trykk slag i systemet og erosjon på den hydrauliske ventilen når denne åpnes. En fast strupebrikke vil redusere trykkslag/erosjon, der størrelsen på brikken må velges ut fra væsketype og det trykk som skal blødes av. I drepelinjen er det ofte naturlig å installere en tilbakeslags ventil. Hvis drepelinjen skulle svikte ved dreping unngår en tilbakestrømning av væske forbi denne ventilen. Hvis jobben som skal utføres betyr utstrakt bruk av choke og kill lines, er det ofte naturlig at disse linjene er festet til en riser joint – enn til utganger på ram BOP’ene. For å redusere erosjon kan det være en fordel at denne riser joint er beskyttet innvendig med hard metall for å redusere erosjon (f.eks. inconnel belagt). Skrudde forbindelser skal ikke benyttes i equalizing loop, avblødnings line eller i choke og kill systemet. Bolter i flensede forbindelser skal gjøres opp med forskrevne moment. Annlus ventiler som back-up for stripper rubber benyttes også i en del operasjoner. Se figur 12, 13 og 14.

21

Figur 12 Wedge-Cover Single Spherical BOP

22

Figur 13a Shaffer Annular BOP

23

Figur 13b Cameron D Annular BOP

24

Figur 14 Hydril GS Annular BOP

Arbeidsoppgaver Ved noen operasjoner, f.eks. fisking, brønndreping , er det nødvendig med ekstra sterk arbeidsstreng. Da velger en ofte å benytte to arbeidsstrenger - en streng i den nederste delen av brønnen som krysses over til en sterkere streng i den øverste delen av brønnen. Dette setter krav til minimum dobbelt sett med safety rams – og der en må skifte inserts i stripper rams når en går fra den ene arbeidsstreng dimensjonen til den andre. Slip ram BOP’er er også utstyr som benyttes der en ønsker å stoppe strengen/hindre rotasjon. Alternativt til slip ram kan være å benytte en hanger flens som skrus inn i strengen – og der en henger av vekten oppå stripper rubber. Væsketype Hydrogen sulfid kan gi skade på utstyret – og risikoen øker med høyere trykk i brønnen. Det er svært viktig at type brønnvæske og muligheten for H2S blir tatt høyde for i planleggingen forut for jobben.

25

3. SNUBBE UNIT UTSTYR Som innledningsvis nevnt er Snubbe utstyret modularisert slik at det lett kan transporteres og rigges opp/rigges ned. Utstyret består av følgende komponenter:

· Hydraulic jack assembly · Work basket og kontroll panel · Hydraulisk power pack · Sirkulasjons system · Snubbing BOP opprigginger (stack)

3.1 Hydraulic jack assembly Hovedkomponenten i den hydrauliske jekken er de hydrauliske sylindrene. Det eksisterer forskjellige modeller med enten 2 eller 4 sylindre. Kapasiteten er en funksjon av antall og størrelse på sylindrene og anvendt hydraulisk trykk. Stempel stangen (piston rod) som går ut på toppen av sylindrene er festet til et travelling assembly. Hydraulisk trykk i sylindrene under stemplene får stempel stangen til å bevege seg opp, mens trykk på oversiden av stempelet får stempelet til å bevege seg ned. I tillegg til de hydrauliske sylindrene består jekken av:

· Travelling slips · Rotary · Guide tube · Stationary slips · Vindu – og vindu styring (guide)

Travelling slips er plassert på travelling assembly og beveger seg vertikalt når sylindrene beveger seg opp og ned. Disse holder arbeidsstrengen og overfører løfte eller snubbe kraften fra jekken til strengen. Travelling assembly kan utrustes med flere sett med travelling slips. Hvert sett med slips holder kraften i en retning, og det er viktig å forsikre seg om at anvendte slips er de riktige – spesielt ved skifte fra ”pipe light” til ”pipe heavy”. Normalt benyttes det tre sett med slips – der to av dem er beregnet for å holde ene veien og det tredje motsatt. Hvis brønntrykket er høyt kan det være praktisk å benytte to slips for snubbing (holde strengen fast når den trykkes inn i brønnen) –likeså ved fisking der strengen kan slitne og plutselig skifte fra ”pipe heavy” til ”pipe light”. Snubbe uniten kan være utrustet med rotary som en del av travelling assembly. Rotary opereres hydraulisk der rotasjonsmoment kontrolleres ved å regulere hydraulisk trykk, og rotasjons hastighet ved å kontrollere hydraulikk volum levert fra Power pack. Det er vanlig

26

på forhånd å sette grenser for maks rotasjonsmoment slik at en ikke risikerer å overskride maks oppgjøringsmoment for arbeidsstrengen. Guide tube er plassert fra undersiden av travelling assembly til toppen av settet med stasjonære slips. Guide tubes gir sideveis støtte til arbeidsstrengen og pga oppbygging som et teleskop rør gir den støtte i alle travelling slips i alle posisjoner. Funksjonen er å gi sideveis støtte til arbeidsstrengen og på denne måten hindre knekning når en går inn i brønnen (”pipe light”). De stasjonære slipsene holder arbeidsstrengen når travelling slips ikke er engasjert og travelling assembly kjøres til ny posisjon for å ta nytt grep/tak i strengen. Normalt benyttes det to sett med stasjonære slips. Vinduet er plassert i nedre del av jekken – under de stasjonære slipsene. Vinduet gir tilkomst for skifte av stripper rubber og for installasjon av verktøy som er lengre enn guide tube. Vindus støtten (guide tube) gir sideveis støtte for arbeidsstrengen og det er å anbefale at denne er installert og sikret i alle deler av snubbe operasjonen. Se Figur 15.

27

Figur 15 Hydraulisk snubbing unit

28

3.2 Work basket Arbeidsplattformen er plassert over jekken og benyttes av de 2-3 personene som kjører jekken, gjør opp arbeidsstrengen, osv. På plattformen finnes kontroll panelene for jekken, travelling- og stasjonære slips, BOP og counter balance winch. Operatøren på plattformen kan styre system trykket opp til den på forhånd planlagte maksimale verdi – på denne måte unngås muligheten til å skade arbeidsstrengen eller annet utstyr. Eventuell endringer av dette trykket gjøres på kontrollpanel som er plassert på bakken. Arbeidsplattformen har rømningsveier installert – sklie eller plattformer/”bruer” til arbeidsdekk som ligger ved siden av brønnen.

3.3 Hydraulisk power pack

Den hydrauliske kraft pakken gir det trykket som er nødvendig for å operere jekken, BOP’ene, rotary, counter balance winch og rigg-tengene i arbeidsplattformen. Kraftpakken består av hydrauliske pumper som er drevet av en diesel motor. I snubbing operasjoner er det 3 forskjellige trykk:

· Trykk i hoved systemet · BOP operasjons trykk · Counter balance trykk

Hoved system trykk er det trykket som leveres til jekkens hydrauliske sylindre. Regulering av dette trykker er nødvendig for å hindre at for stor kraft påføres arbeidsstrengen. NB! Forholdet mellom hydraulisk trykk og påført kraft er forskjellig i snubbe fasen versus løfte fasen. BOP operasjons trykk leveres til slips, stripper rams og safety rams. Dette trykket blir vanligvis styrt fra arbeidsplattformen. NB! Er det installert shear ram er det viktig at trykket blir kontrollert slik at shear ram er i stand til å kutte det som den er påtenkt å skulle kutte. Trykk til counter balance winch opererer systemet for å plukke opp og legge ned rør fra arbeidsplattformen. Dette trykket bør reguleres ned så langt som mulig slik at ikke skade oppstå hvis røret skulle henge seg fast eller røret blir kjørt for langt.

29

3.4 Sirkulasjons system

Hvis det skal pumpes ned arbeidsstrengen må det være tilgjengelig utstyr som swivel, kelly slange og pumpe. Til standpipe i oppriggingen kobles en slange som igjen er koblet til swivel i arbeidsplattformen. Ved pumping blir det plassert en ventil mellom arbeidsstreng og swivel. Pumping gjennom arbeidsstreng betyr lav rate og høye trykk. Sirkulasjonssystemet må derfor være designet for maksimalt forventet trykk.

3.5 Snubbing BOP opprigginger Det finnes forskjellige type snubbing opprigginger. De vanligste er:

· Hydraulisk jekk · Hydraulisk long stroke · Mekanisk konvensjonell

Hydraulisk jekk Dette er den mest vanlige som skyldes egenskaper som kompakt utførelse, gir høyest snubbekraft, løftekraft og rotasjonsmoment, kan brukes med mange forskjellige arbeidsstrenger. Maksimal stroke lengde på jekken er 3-4 m. Hydraulisk long stroke Denne utgaven sammenlignet med ”hydraulisk jekk” har høyere trippehastighet og er mer effektiv når det gjelder håndtering av BHA. Den kan utrustes til å kjøre doble stand og har stroke lengde på ca. 11 m. Mekanisk konvensjonell Denne utgaven får hydraulisk kraft fra riggens system. Poenget er at vha dette utstyrt kan riggen håndtere rør i ”pipe light” mode. Fordeler med dette systemet er mindre utstyr nødvendig, raskere opprigging, kan håndtere alle type rør dimensjoner.

30

4. OPERASJON Opprigging Ved opprigging vil ventiltreet se vekten av snubbing oppriggingen pluss overførte krefter fra bardunene (guy wires) som gir oppriggingen sideveis støtte. En skal være oppmerksom på at ventiltre/brønnhode vil se vekten av arbeidsstrengen under operasjonen – og eventuelle fastholdingskrefter hvis arbeidsstrengen går stuck. Disse kreftene kan bli så høye at de overskrider brønnens kapasitet (knekning av conductor på offshore plattformer) og må kontrolleres. Under operasjon, f.eks. tilbakestrømning, beveger brønnhodet seg pga termiske krefter, slik at forspenning på bardunene må holdes under oppsikt. Testing Utstyret skal alltid testes før en går inn i brønnen. Det utføres trykktesting (lavtrykk og høyt trykk) og funksjonstesting for å se om ventilen stenger/åpner. Ved trykktesting benyttes vann blandet med glycol . Glycol benyttes for å hindre hydrat. Akkumulator systemet testes adskilt fra ladepumpene og ventilene blir testet stenge, åpne og stenge. På denne måte får vi kontrollert om akkumulator flaskene inneholder riktig mengde væske. Etter operasjonsstart skal hver pipe ram i BOP oppriggingen testes daglig. Blind og blind/shear testes etter hver trip ut av brønnen. BOP’en skal testes minimum hver 14 de dag. Snubbe kraft Ved innkjøring i brønnen vil snubbe kraften være lik summen av den kraften som forsøker å skyve strengen ut av brønnen og friksjonen mellom streng og stripper rubber. Kraften som skyver strengen ut vil være lik brønntrykket multiplisert med strengens tverrsnittsareal. Initiell snubbing gir også den høyeste snubbekraften. Denne kraften kan gi knekning (buckling) på bunnhullsutstyr/arbeidsstreng. Se Figur 16. Når en snubber inn i brønnen vil vekten av strengen gradvis kompensere for snubbekraften. Når en vet vekten av strengen, type væske i brønnen og brønntrykk kan en beregne seg frem til den lengden av arbeidsstrengen som vektmessig balanserer ut kraften som forsøker å skyve strengen ut, dvs. balanse punktet. Normalt fyller en ikke arbeidsstrengen med væske før en når balansepunktet. På dette punkt skifter en til slips som holder kreftene motsatt vei. Så fortsetter en å kjøre inn med en ”pipe heavy” streng.

31

Figur 16 Krefter ved snubbing

32

5. BEREDSKAPS PROSEDYRERE

Feil og uønskede hendelser kan oppstå og det er viktig å ha planer for hvordan en skal håndtere slike. Noen feil er vanlige i den forstand at de opptrer ofte; f.eks. lekkasje over stripper rubber, stripper ram elastomer feil og feil i slip die. Andre feil opptrer svært sjeldent, f.eks paknings feil under BOP’en. Beredskaps prosedyrer er her splittet i 4 områder:

· Generelt · Feil på overflate utstyr · Feil på utstyr i brønnen · Operatør feil

5.1 Generelt

Planlagt/fortsettelig dropping av arbeidsstrengen – pipe heavy. 1) Installer stabbing ventil 2) Plasser kobling i nivå med arbeidsplattform, løs koblingen (ikke bakk av) 3) Heng av strengen på slip rams (hvis denne type BOP er installert) eller stripper 2 eller safety pipe ram 4) Lukk stabbing ventil, steng travelling slips 5) Engasjer rotary og bakk av koblingen som tidligere var løsnet 6) Trekk opp 0,5 m for å komme klar av arbeidsstrengen 7) Åpne alle ram’ene under avhengnings ram’en. 8) Åpne avhengnings ram’en, og strengen vil nå droppe 9) Steng så blind ram og ventilene i ventiltreet. Planlagt/fortsettelig dropping av arbeidsstreng – pipe light Beslutningen om å droppe arbeidsstrengen må baseres på mengde og hastighet av lekkasjen. Prosedyren er den samme som for ”pipe heavy” unntatt ved avbakking av koblingen. Her kan det være nødvendig å pumpe inn væske mellom stripper 1 og stripper 2 (eller via avblødningslinjen) for å kunne utligne trykket på innsiden av arbeidsstrengen for på denne måten å ta bort snubbe kraften på den delen av strengen som skal droppes.

33

Planlagt/fortsettelig kutting av arbeidsstreng 1) Installer og lukk stabbing ventilen 2) Lukk en av stripper ventilene 3) Verifiser at posisjon av kobling i arbeidsstrengen ikke er i konflikt med shear/seal. 4) Posisjoner travelling head 0,5 m over laveste posisjon 5) Steng både travelling snub og heavy slips. 6) Åpne stasjonære slips 7) Lukk shear/seal ram 8) Løft opp over den øverste shear seal (hvis flere er installert) og lukk samme 9) Blø av trykket over øverste shear/seal for å verifisere at ventilen er tett 10) Lukk ventilene i ventiltreet for å få bekreftelse på at strengen er droppet. NB! En skal alltid benytte nederste shear/seal (tertiær ventilen) ved kutting av strengen. Dette gjør det mulig å trekke arbeidsstrengen over øvre shear/seal BOP (sekundær barriere) som kan lukkes hvis nederste shear/seal ikke er tett. Nødavstegning Under rutine operasjoner kan utstyrs feil relatert til andre simultane operasjoner kreve hurtig respons. Eksempler: lekkasje i strømningsrør, feil med kran, gass lekkasje, olje lekkasje på dekk. 1) Posisjoner arbeidsstrengen i nivå med arbeidsplattformen 2) Lukk slipsene (for å sikre strengen både i pipe ”heavy” og ”light”), utlign og blø av trykk over ventiler, stripper rams og safety ram 3) Installer stabbing ventil i strengen og steng denne 4) Lukk øvre safety ram og stripper rams 5) Sikre hengende last i winchen 6) Steng power pack 7) Steng relevante gate ventiler i BOP oppriggingen og strupe manifold

34

5.2 Feil på overflate utstyr Sammenbrudd av Power pack 1) Posisjoner, hvis mulig, enden av arbeidsstrengen i høyde med arbeidsplattformen 2) Lukk både stasjonære og travelling slips 3) Steng (øverste) safety ram 4) Installer stabbing valve i åpen posisjon 5) Lukk begge stripper ram 6) Sikre hengende last i balanse winchen med mekanisk klemme. Slip feil Slipsene skal inspiseres kontinuelig ved bruk da de er en del av brønn kontroll systemet. I noen tilfeller kan avleiringer fra brønnen bygge seg opp i rundt slipssegmentene nokså fort og være med å redusere grepet mellom slips og arbeidsstreng. 1) Steng straks reserve slips 2) Lukk en stripper ram 3) Installer en stabbing ventil i åpen posisjon 4) Reparer, rengjør eller skifte ut slips. Overhal slips bowl hvis nødvendig. 5) Test last bære evnen til slip bowl ved å overføre last med snubbing jack (med stengt stripper ram) 6) Inspiser de andre slip bowl for tilsvarende problem Feil med stripper rubber Stripper rubber slites ved bruk og slitasjegraden vil være en funksjon av brukstid, gummi type/kvalitet, arbeidsstrengens overflate, brønn trykk, væske i brønnen. Lekkasje i stripper rubber kan resultere i fluktasjoner i brønntrykket. En må da stenge travelling slips til trykket stabiliserer seg. 1) Steng stripper 2, og travelling slips 2) Posisjoner enden av arbeidsstrengen i høyde med arbeidsplattformen. 3) Installer stabbing ventilen i åpen posisjon 4) Stabiliser brønntrykket 5) Pipe-heavy: Skift stripper rubber Pipe-light, RIH: Stripp inn i brønnen til arbeidsstrengen er ”heavy”, skift stripper rubber Pipe-light, POOH: Fortsett å trekke ut ved å benytte ”ram til ram” stripping. Stripper rubber kan skiftes i ”pipe light”, selv om dette ikke er å anbefale. I så fall må en forsikre seg om at alt trykk under stripper rubber er ventilert og at dette ”rommet” er ventilert til vedlikeholdsoperasjonen er avsluttet.

35

Lekkasje i stripper ram Lekkasje i stripper rams skjer, og det skjer også at begge har lekkasje samtidig (normalt sett er det den nederste ram’en, stripper 2, som slites mest). 1) Steng den stripper ram som er tett, steng travelling slips. 2) Hvis lekkasjen er stoppet plasser enden av arbeidsstrengen i høyde med arbeidsplattformen 3) Hvis lekkasjen ikke stopper steng den øvre safety ram 4) Installer stabbing ventil i åpen posisjon 5) Stabiliser brønntrykket 6) Blø av trykket over og under den lekke stripper ram 7) Åpne stripper ram 8) Skifte nødvendige elastomerer 9) Lukk stripper ram 10) Utlign trykket over den BOP som holder brønntrykket og under den reparerte stripper BOP. 11) Monitorer for lekkasjer over, under og rundt bonnet pakningen av den reparerte stripper ram. 12) Åpne safety ram og fortsett operasjonen Lekkasje i safety ram En skal alltid benytte den øvre safety ram. Hvis denne lekker, gjør som følger: 1) Steng neste safety ram 2) Blø av trykket 3) Reparer den lekke safety ram Hvis begge safety ram har lekkasje, gjør følgende: 1) Lukk annular BOP (hvis installert) 2) Posisjoner streng slik at det ikke er kobling inni BOP ram. 3) Verifiser integritet av BOP’enes lukke system Diskuter tiltak som dreping av brønnen, trekk ut, dropp strengen i hullet, kutt strengen. Lekkasje i blind ram Det antas her at en har trukket ut av brønnen og fått BHA inn i BOP oppriggingen. Neste step blir å stenge blind ram slik at en kan lubrisere ut BHA. Det viser seg da at blind ram lekker. En har da følgende andre ventiler en kan lubrisere imot:

- ventiler i ventiltreet - DHSV - gå inn i brønnen igjen med BHA og drepe brønnen - gå inn i brønnen med storm ventil – installer denne

36

Hvis BOP oppriggingen har pipe ram under den lekke blind ram kan følgende gjøres: 1) Gå inn med arbeidsstrengen 2) Steng den nedre pipe ram 3) Blø av trykk over 4) Åpne og reparere blind ram Hvis BOP ikke har pipe ram under den lekke blind ram men tilstrekkelig lubriseringshøyde er tilgjengelig over blind ram for BHA. Hvis et annet sett med blind eller blind/shear ram er tilgjengelig, er prosedyren som følger: 1) Installer IBOP i strengen 2) Gå inn med arbeidsstrengen 3) Steng den nederste pipe ram 4) Blø av over 5) Åpne bonnet på den nærmeste ram BOP over den BOP’en som holder trykk, og skift ramene til slip ram. 6) Heng av arbeidsstrengen i slip rams og bryt koblingen over slip joint 7) Rigg ned snubbing utstyret og rekonfigurer systemet slik at den får tilstrekkelig lubrikeringshøyde for å kunne få ut BHA ved å benytte en ny installert shear/blind. Ytre lekkasje i tertiært brønn kontroll system (safety head) Brønnen er ved dette tilfellet ute av kontroll. Valg av videre tiltak må basere seg på forhold som:

- lekkasje rate - gass innhold - vekt av snubbestreng og snubbe kraft - BHA’s posisjon iforhold til DHSV, brønndyp og type overflateutstyr

Mulige videre tiltak kan være:

- pump drepevæske (bullhead, sirkuler inn væsken, gå inn i brønnen til akseptabelt dyp og pump drepe væske)

- trekk ut til over DHSV (hvis mulig), steng DHSV - drop arbeidsstrengen - kutt arbeidsstrengen

Ytre lekkasje med kabel gjennom snubbe opprigging Snubbing shear rams vil kunne kutte wireline kabel, og event. WL shear rams kan også installeres som en del av snubbe oppriggingen. Feil med strupeventil Dette skjer typisk ved lengre vaske operasjoner. Feil kan være utvasking, linjebrudd fra BOP oppriggingen, linje blokkering pga hydrat

37

1) Trekk opp noen meter fra bunnen 2) Isolere ventil som er feilet 3) Sirkuler gjennom reserve strupeventil og/eller linje. 4) Reparer strupeventil og/eller linje 5) Fortsett operasjonen via primær strupeventil/linje. Innvendig utblåsning I tilfellet med en innvendig utblåsning pga at arbeidsstrengen deler seg, feil i stabbing ventil, etc., så kan følgende prosedyre være relevant: 1) Posisjoner enden av arbeidsstrengen i nivå med arbeidsplattformen 2) Steng travelling slips 3) Lukk en stripper ram og installer og steng stabbing ventil Hvis en ikke klarer å installere stabbing ventilen, må en vurdere: 4) Kutt arbeidsstrengen 5) Dropp arbeidsstrengen 6) Sikre arbeidsstrengen i oppriggingen. Hvis BOP’en er utrustet med en pipe ram under en shear ram, kan følgende utføres: 7) Velg en kobling som brytes – men skrues ikke helt opp 8) Heng arbeidsstrengen i en pipe ram under blind ram. Hvis strengen er ”light” må en benytte en slip ram (som også er posisjonert under blind ram). 9) Kontroller at travelling slips er satt på landings røret. Engasjer rotary og bakk av landings røret 10) Trekk opp røret til over blind ram 11) Steng blind ram og utblåsningen 12) Installer og lukk stabbing ventilen på toppen av det nye landings røret 13) Posisjoner landings røret i BOP oppriggingen over blind ram, lukk en stripper ram og utlign trykket 14) Åpne blind ram 15) Skru inn i arbeidsstrengen under trykk, med landings røret. Et rør med skjørt kan være nødvendig for å få god sentralisering. 16) Fortsett operasjonen

38

5.3 Feil på utstyr i brønnen Tilbakestrømningsventiler, BPV’s (Back Pressure Valves), er brønn kontroll utstyr plassert innvendig i strengen for å hindre innstrømning av hydrokarboner. Normalt blir det installert to ventiler. Etter langvarig pumping kan det oppstå lekkasje, og det er derfor plassert nippel profiler i strengen over BPV’ene. I disse profiler kan det plasseres plugger. Hvis det begynner å komme væske ut av arbeidsstrengen og det er ingen endring i arbeidsstrengens vekt er det sannsynligvis BPV’ene som lekker. Følgende prosedyre anbefales: 1) Plasser enden av arbeidsstrengen i nivå med arbeidsplattformen. Hvis mulig skru inn stabbing ventilen i åpen posisjon. Steng ventilen. 2) Verifiser streng vekten 3) Koble sirkulasjonsslangen til stabbing ventilen 4) Åpne stabbing ventilen. Pump og blø tilbake i flere omganger for å fjerne skit i BPV’ene. Kontroller trykk/rate med tidligere trykk/rate. 5) Posisjoner arbeidsstrengen slik at en visuelt kan kontrollere siste oppgjorte kobling ( i vindu). Sjekk for lekkasje. Hvis ingen lekkasje, reposisjoner arbeidsstrengen med enden i nivå med arbeidsplattformen. 6) Kjør plugg inn i brønnen (vha wireline eller pumping). Blø av trykket for å verifisere at pluggen er på plass. Hvis fremdeles lekkasje, fortsett med plugg nr. 2. Hvis denne fremdeles lekker, må en vurdere andre tiltak: bridgeplugg, dreping, cement – se videre feilmoder. Lekkasje etter installasjon av wireline plugger Normalt er det installert tre nippel profiler over BPV’ene. Hvis fremdeles ikke har kontroll med lekkasje ut av arbeidsstrengen etter å ha installert tre plugger kan en fortsette med følgende: 1) Trekk de feilede pluggene. Fortreng strengen til klar væske. Re-installer plugg (ene). 2) Hvis fremdeles problem –vurder muligheten for at en kobling kan være utvasket 3) Installer en permanent bro-plugg vha elektrisk kabel (med installert flapper) 4) Drep brønnen?? Mistet del av arbeidsstrengen At strengen deler seg kan skyldes forskjellige forhold: utvasking i kobling, skadet rør, mekanisk utvendig slitasje (f.eks. ved mille operasjon), overskedet strengens kapasitetsgrenser. For å feilsøke er en avhengig av wireline. Hvis det ikke er ønsket å drepe brønnen kan en forsøke følgende: 1) Installer og lukk stabbing ventilen (hvis ikke allerede utført) 2) Lukk travelling slipsene 3) Lukk stripper ram 4) Rigg opp el.wireline. Kjør inn i brønnen og konstater hvor enden er, event. konsentrisk rør (?). Sett to bro-plugger i det nederste røret.

39

5) Blø av trykket i arbeidsstrengen, rigg ned elektrisk wireline. 6) Trekk ut av hullet Utvasking i kobling Hvis en kommer frem til at det kan være utvasking i et kobling kan en vurdere følgende fremgangsmåte: 1) Benytt wireline for å estimere dypde og størrelse på utvaskingen 2) Pump drepevæske, avpakningsmateriale, eller andre piller som kan avhjelpe problemet 3) Hvis det ikke er mulig å drepe brønnen eller ønsket kan en vurdere følgende: a) Set en isolerings pakning (straddle packer) over hullet b) Sette en bro plugg over hullet c) Trekk strengen til at hullet i strengen er lokalisert mellom stripperne. d) Lukk nedre stripper 2. e) Blø av det interne streng trykket til null (under forutsetning at BPV’ene er tette) f) Trekk ut koblingen med utvasking g) Skift ut ødelagte rør, fortsett operasjonen.

5.4 Personlige feil

Personlige feil er den største gruppen av feilårsaker. Her er behandlet to av disse, med påfølgende korrigerende tiltak: Stenging av blind ram ved uhell Det at en stenger feil ram kan kollapse eller partere arbeidsstrengen. 1) Umiddelbart steng travelling slips, installer stabbing ventil, steng slip ram (hvis dette er installert) og steng begge stripper BOP’ene. 2) Alternativt kan en løfte opp strengen slik at en kan lukke pipe ram over den ram som ble lukket ved uhell – for å isolere den skadete delen av arbeidsstrengen fra brønnen ??? Mister strengen i brønnen ved uhell Dette er en mulig hendelse hvis det ikke er installert blokkerings system (interlock) som umuliggjør at alle slipsene samtidig er koblet fra. 1) Steng blind ram for å stoppe utstrømning og stenge inn brønntrykket 2) Steng ventiltreets krone ventil 3) Fisk ut den mistede strengen.

40

6. OPPGAVER I EMNET SNUBBING 1. Arbeids-strengen er i brønnen og en lekkasje oppdages i øvre stripper ram ventil

(Upper stripper BOP). Hvilken aksjon bør utføres først for å kunne reparere lekkasjen? 2 poeng

a. Drepe brønnen.

b. Stenge en kutte-blindingssikring (blind/shear BOP).

c. Stenge nedre stripper ram ventil og en pipe ram ventil.

d. Stenge kutteventilsikringen (Shear/Seal BOP).

2. Det oppstår en lekkasje i arbeids-strengen som er kjørt inn i brønnen, hvilken aksjon bør utføres først?

2 poeng

a. Rigge opp sirkulasjonsslange og pumpe drepevæske ned arbeids- strengen.

b. Pumpe drepevæske i brønnen gjennom ventiltreet.

c. Installere sikkerhetsventil (stabbing/safety valve) på arbeids-strengen og stenge ventilen.

d. Droppe en kabelsatt tilbakeslagsventil (secondary wireline check valve) i arbeids-strengen.

3. Hva er hensikten med avblødingslinjen (Bleed off line)? 2 poeng

a. Den benyttes i nødstilfeller for å lede strømning fra brønnen til kompletteringstankene dersom sikringsventil (BOP) systemet svikter.

b. For å kontrollere pumperaten ved brønndreping (Bullheading/Sirkulasjon).

c. For å blø av brønntrykket mellom stripper ram ventiler (stripping rams) når arbeids-strengen kjøres inn eller ut av brønnen.

d. For å trykkutligne over nedre stripper ram ventil (Stripper BOP) ved hjelp av en annen brønn før ventilen åpnes.

41

4. Hva er hensikten med væskepumpen som normalt benyttes ved snubbing operasjoner? (Velg 2 svar) 2 poeng

a. For bruk ved brønndreping.

b. Utligne brønntrykket over nedre stripper ram ventil (lower stripper BOP).

c. Opprettholde stengetrykket på stripper ram ventilene (stripping rams).

d. Fylle arbeids-strengen.

5. Klassifiser de følgende sikringsventiler (BOP’s) som primær, sekundær eller tertiær barrierer. Sett en ”X” i en av boksene for hver type sikringsventil (BOP).

1 poeng pr. riktig svar

A. Omslutningssikring (Pipe/Safety Rams) B. Stripper ram ventiler (Stripping Rams) C. Kutteventilsikring (Shear/Seal) D. Stripper Gummi (Stripper Rubber)

6. Hvilket utsagn er korrekt? 3 poeng

a. Trykkutjevningslinjen (equalizing loop) er koblet opp over øvre stripper ram ventil (top stripping BOP) og under nedre stripper ram ventil (bottom stripper BOP).

b. Trykkutjevningslinjen (equalizing loop) er koblet opp under øvre stripper ram ventil (top stripping BOP) og over nedre stripper ram ventil (lower stripper BOP).

c. Trykkutjevningslinjen (equalizing loop) er koblet opp over øvre stripper ram ventil (top stripper BOP) og over nedre stripper ram ventil (bottom stripper BOP).

d. Trykkutjevningslinjen (equalizing loop) er koblet opp under øvre stripper ram ventil (top stripper BOP) og under nedre stripper ram ventil (bottom stripper BOP).

Primær (1) Sekundær (2) Tertiær (3)

42

7. Nippelprofil for pump-ned plugg (pump down plug) er plassert i strengen under tilbakeslagsventilene (check/back-pressure valves).

1 poeng

a. Riktig

b. Galt

8. Stripper gummi må aktiveres ved hjelp av en håndpumpe før den tetter rundt arbeids-strengen.

1 poeng

a. Riktig

b. Galt

9. Hvorfor installeres kutteventilsikringen (safety head BOP) rett over ventiltreet? 2 poeng

a. Som støtteventil dersom kutte-blindingsventilen (blind/shear) svikter.

b. For å sikre at brønnen kan stenges inn på ventiltreet etter at arbeids-strengen er kuttet.

c. Som støtteventil dersom ventiltreet ikke er i stand til å kutte arbeids- strengen.

10. Hvilket utstyr kan repareres med arbeids-strengen i brønnen? (Velg to svar)

3 poeng

a. En utslitt stripper gummi (stripper rubber) som lekker.

b. En utslitt øvre stripper ram ventil (top stripping ram) som ikke holder tett når stengt.

c. En utslitt omslutningssikring (pipe ram) som ikke holder tett rundt arbeids-strengen når stengt.

d. En utslitt blindingsventil (blind ram) som ikke holder tett når stengt.

43

11. Hvilke faktorer påvirker mest balansepunkt dypet når arbeid-strengen kjøres i hullet? (Velg 3 svar)

3 poeng

a. Brønnhodetrykk.

b. Kjørehastighet med arbeids-strengen

c. Væske i arbeids-strengen.

d. Snubbekraft benyttet.

e. Vekt av arbeids-strengen

f. Størrelse på stripper gummi (stripper rubber)

12. Hvor bør kutteventilsikringen (shear/seal-safety head BOP) plasseres i en opprigging? 2 poeng

a. Rett under stripper gummi (stripper rubber).

b. Rett under stripper ram ventilene.

c. Rett over øvre omslutningssikring (pipe/safety ram).

d. Rett over ventiltreet/brønnhodet.

e. Har ingen betydning hvor den plasseres.

13. Hvorfor anvendes en ringromssikring (annular BOP)? 2 poeng

a. Benyttes i stedet for stripper gummi (stripper rubber).

b. Som ”back up” til stripper ram ventilene (stripping rams).

c. For å tette rundt alle komponenter i bunnhulls strengen uavhengig av ytre diameter.

d. Som sekundær ventil til bindingsventilen (blind ram).

44

14. En pump-ned plugg (pump down plug) droppes i arbeids-strengen, må strengen trekkes ut av brønnen før arbeidet kan fortsette?

1 poeng

a. JA

b. NEI

15. En 2-3/8” arbeids-streng skal kjøres i hullet for å vaske sand i en brønn. Snubbing enheten er opprigget på toppen av ventiltreet. Brønnhodetrykket (SIWHP) er 240 bar. Er det mulig å pumpe væske gjennom arbeids-strengen med retur på ving ventilen?

1 poeng

a. JA

b. NEI

45

16. Snubbing enheten som vist i figuren er opprigget på toppen av ventiltreet. Kan en arbeids-streng med 1500 meter 2-7/8” rør og 3000 meter 3-1/2” rør kjøres i brønnen?

1 poeng

a. JA

b. NEI

46

17. En arbeids-streng med 2-3/8” rør er kjørt i brønnen for å vaske ut sand. Pga. En restriksjon i halerøret er det nødvendig å trekke ut arbeids-strengen for å kjøre 300m med 1.9” rør under 2-3/8” rør seksjon. Gitt opprigging som vist i figur WD 1, hvilket utsagn er korrekt?

2 poeng

a. Et nytt sett med stripper ram ventiler (stripping rams) for 1.9” rør seksjon må rigges opp.

b. Stripper ram blokker for 1.9” rør må installeres i nedre stripper ram ventil (stripping BOP).

c. En ekstra omslutningsventil (Pipe/safety BOP) for 1.9” rørene må rigges opp.

d. Ingen endringer er nødvendige i oppriggingen.

18. Etter opprigging og funksjons testing av utstyret skal overflate utstyret trykktestes. Hvilke av de følgende utsagn beskriver hvordan tilbakeslagsventilene (BPV’s) i bunnhulls strengen testes?

3 poeng

a. Pumpe ned arbeids strengen med omslutningsventilen (safety/pipe rams) stengt.

b. En stengt TIW ventil må innstalleres på toppen av arbeids-strengen.

c. Tilbakeslagsventilene (BPV) testes ved å pumpe inn via drepelinjen.

d. Arbeids-strengen må holdes i kilene (slips) for å unngå at røret beveger seg opp eller ned.

e. Arbeids-strengen må holdes slik at den ikke faller ned på kroneventilen (swab valve)

47

19. Arbeids-strengen er kjørt inn i brønnen. Kan indre tetning på omsllutningsventilen (safety pipe ram inner seals) skiftes dersom stripper ram ventilene (stripping rams) er stengt?

1 poeng

a. JA

b. NEI

20. Hvilket utsagn er korrekt når en avblødningslinje har en innebygd strupeventil? 2 poeng

a. Strupeventilen er normalt justerbar.

b. Strupeventilen er normalt utstyrt med en måleblende (fixed size orifice).

c. Strupeventilen styres hydraulisk fra arbeids-kurv (basket).

d. Strupeventil og avblødingslinjene benyttes ved brønn dreping.

e. Strupeventilen åpnes kun når en rørkobling kjøres gjennom ringrom sikringsventilen (annular)

21. Hvilket test trykk benyttes av fabrikant når en ny BOP ventil med trykk klasse på 10.000 psi (690 Bar) testes?

2 poeng

a. 15.000 psi (1035 bar).

b. 10.000 psi (690 bar).

c. 20.000 psi (1380 bar).

d. 17.500 psi (1207 bar)

48

22. Hva er hensikten med en kutte-blindingsventil (Blind/Shear ram)? 2 poeng

a. Kutte arbeids-strengen og samtidig tette.

b. Kutte arbeids-strengen uten å tette.

c. Tette rundt arbeids-strengen i brønnen.

23. Noen komponenter i figuren er nummerert. Identifiser komponentbeskrivelsene nedenfor med korrekt nummer i tegningen.

a. Nedre ram sammenstilling (lower ram assembly).

b. Kutteblad tetning (blade packer).

c. Topp tetning (top seal)

d. Øvre ram (upper ram body).

e. Side tetning (side packer).

f. Øvre ram sammenstilling (upper ram assembly).

49

24. Hvilken type gass anvendes ved for-lading av akkumulator flasker? 2 poeng

a. Luft.

b. Nitrogen.

c. Oksygen.

d. Karbondioksyd.

50

25. Noen komponenter i figuren er nummerert. Identifiser komponentbeskrivelsene nedenfor med korrekt nummer i tegningen.

a. Deksel til åpningskammer (Opening chamber cover).

b. Stengekammer (Closing chamber port).

c. Ventilhus (Body).

d. Avpakkingsenhet (Pack off unit).

e. Åpning for stempel indikator (Piston indicator port).

f. Hode (Head).

51

7. FASIT

1 C 2 C 3 C 4 A –D 5 a 2 – b 1 – c 3 – d 1 6 D 7 B 8 B 9 B

10 A – B 11 A – C – E 12 D 13 C 14 A 15 JA 16 NEI 17 C 18 C - D

19 B 20 B 21 A 22 A 23 a 6 – b 3 – c 5 – d 2 – e 4 – f 1 24 B 25 a 4 – b 6 – c 7 – d 2 – e 1 – f 3