SHELL - Effektivisering av topphullsboring på dypt vann - Anne Håland rev 1[1]

24 September 2010 1

EFFEKTIVISERING AV TOPPHULLSBORING PÅ DYPT VANN

DEN 23

KRISTIANSAND-

KONFERANSEN INNEN

BORE- OG

BRØNNTEKNOLOGI

20- 22. september 2010

Anne Håland

Assistant Rig Superintendent, A/S Norske Shell

24 September 2010 2 Effektivisering av topphullsboring på dypt vann

Problemstilling

Dyptvannsboring medfører vanligvis dyre rigger (DP), samt mye usikkerhet i grunne formasjoner.

Norske Shell estimerer at ny praksis kan spare ca 10 dager operasjon. Dette tilsvarer ca 70 mill NOK med dagens riggrater for dyptvannsboring.


Sammendrag

Norske Shell har nå erfaring med jetting av grunt foringsrør (conductor) på norsk sektor. I tillegg har 26” hull seksjonen blitt boret med ”Pump & Discharge” slam. Dette gjør at 26” seksjonen kan bores dypere, selv om formasjonstrykket stiger til over hydrostatisk. Dermed trengs færre foringsrør totalt. 20” foringsrør blir deretter sementert med skumsement (foam cement) for å sikre sement til sjøbunn og som mitigering for grunne vannstrømmer.


Besparelser

Jet conductor 3 dager

Pump and Discharge 7 dager

TOTAL = 10 dager = 70 mill NOK


Forarbeid ved jetting av grunt foringsrør

Shallow Hazards Team er involvert i planlegging

Formasjoner som er best egnet for jetting er unge leirformasjoner, dvs. skifer som ikke har gjennomgått andre geologiske prosesser enn avleiring (deposition).

Disse formasjonene har lav tetthet og en relativt åpen struktur med store porer. De har en styrke som bare er høy nok til å gi support til egenvekten av skiferen.

Ved ”shearing” så kollapser leirformasjonen og inkompressibiliteten av porevannet gjør at ”effective stress” avtar (reduce). Dette skaper høyt poretrykk noe som gjør jettingen mulig.

Den åpne strukturen i disse leirformasjonene gjør at de har relativt høy permeabilitet, så når jettingen stopper så avledes (dissipates) poretrykket raskt og formasjonen hardner raskt (rapid set-up).

Det er dette som gir aksiell støtte (capacity).


Fordeler og risikoer ved jetting

Fordelene er:

Sparer ca 3 dager riggoperasjon (for single-derrick rigg) Borer ikke topphull, ingen wiper trip

Tripper ikke inn med conductor

Ingen sementjobb

Trekker ikke running tool

Risikoene er:

Re-spud Klarer ikke å jette conductor til riktig dyp (stikker opp fra sjøbunn)

Conductor synker etter at running tool er skrudd løst

Lav risiko for at conductor og surface rørene ikke klarer å holde vekten til BOP – BOP synker når den landes på brønnhodet


Beste praksis ved jetting operasjon (1)

Anbefales å bruke ”flush” koblinger.

Håndteringsklemmer trengs ved løfting og kjøring av conductor

Hold strekk i Drill Ahead Tool (DAT) (tension)

Det er høy risiko for buckling og twist off av borestreng ved boring uten riser i dypt vann – hold strekk i DAT ved å holde weight on bit (WOB) under vekten av conductoren som til enhver tid befinner seg under sjøbunnen

Unngå “broaching” – retur opp på utsiden av conductor

Broaching medfører stor risiko for at conductoren ikke får nok støtte og synker når den når rette dyp – bruk ROV til å monitorere, bruk lav pumperate de første 10-20 m, velg nozzler av samme størrelse for å få jevn strømning, reduser pumperaten hvis det er begynnende broaching

Dobbelsjekk alle lengdene, slik at borekrona stikker ut 4-6”. Ha ekstra pup-joints tilgjengelig for optimal lengde av BHA.


Beste praksis ved jetting operasjon (2) Dersom steinblokker (boulders) ikke kan utelukkes helt, er det anbefalt å ha reserve conduktor til boring og

sementering Planlegg nøye for å unngå å måtte stoppe midt i jetteoperasjonen

Unngå å koble borerør de siste 20 m Sjekk at alt utstyr fungerer bra - evaluer om vedlikeholdsjobber bør utføres i forkant Evaluer å ha reservedeler klar på boredekk Ha gjerne to ROVer tilgjengelig

Dersom en ikke kommer videre – trekk opp, beveg conductor opp og ned for å redusere friksjon og fortsett Det finnes friksonsreduserende væsker som kan brukes, men de har ikke blitt brukt på de 3 jobbene for

Norske Shell Prøv å unngå at conductoren synker ved å:

Bore videre i 26” hull med lav pumperate første 50m for å unngå å vaske ut under conductor Pass på at det er satt av litt tid til ”soaking” av conductor før en løsner DAT


Fordeler

Sparer ca 7 dager riggoperation Surface casing satt ca 150-200 m dypere, dette

medfører at LOT blir høyere og vi kan utelate et foringsrør i designet

Balanserer formasjonstrykket ved Shallow Water Flow (SWF) og grunn gass

Starter med høy egenvekt på 1.97 sg som vannes ut til ønsket vekt når det pumpes

100% PLONOR

Fordeler og ulemper ved Pump & Discharge (1)


Ulemper

Trenger store volum Pumper 4000 lpm, 200 m, ROP 30 m/hr = 1600 m3. For å få denne mengden 1.25 sg, så trengs ca. 360 m3 1.97

sg P&D slam uten å legge til for ekstra sirkuleringer. Det er vanlig å ha ca 1000 m3 1.97 sg P&D tilgjengelig.

Kan ikke brukes som displacementslam for kjøring av foringsrør, da P&D slammet ikke er stabilit over tid.

Ekstra utstyr & personnel Hi-side blender for å blø inn sjøvann slik at boreslammet blir pumpet ned med riktig vekt

Sjøvannspumpe

Spesialister brukes til opplæring av mannskap

Fordeler og ulemper ved Pump & Discharge (2)

P&D utstyr – Hi-side blender



Pump & Discharge

Risiko Kan ikke lagre P&D slam i pontoons – det er ikke mulig å pumpe opp slam med 1.97 sg egenvekt, slammet er

ikke stabilt og det er ikke agitatorer i tankene.

I noen tilfeller (avhengig av riggkapasitet), så er det nødvendig med en båt koblet opp mot riggen Væravhengig

Nødvendig pumpekapasitet fra båt til rigg er minimum 1.5 m3/min (10 bbls/min)

Risiko ved Pump & Discharge


Beste praksis

Labtesting av slam ved 1.97 sg vekt og ønsket sluttvekt 1.97 sg slam må være stabil i 7 dager i transporttanker (uten agitatorer)

Ønsket sluttvekt, ca. 1.25 sg, må beholde viskositet slik at de ikke er fare for barittsetling innen 4 timer

Utfør test av utstyr etter montering Test utstyret før det brukes – sjekk at slamvekta som pumpes ut er riktig – sjekkes i tank og med pumperate (ref.

tegning.)

Sjekk at båten kan levere P&D slamvolum ved ønsket hastighet

Sjekk at riggen kan ta imot slam på begge sider Gjerne samtidig

Sjekk at det er reserve forsyningsslanger ombord

Bruk ekperter til å lære opp mannskapet på riggen

Beste praksis ved Pump & Discharge (1)


Beste praksis Regn nøye på hvor mye volum som går med fra start til slutt med P&D slam.

Regn ut minimum ROP for ikke å gå tom for P&D slam

Ha vanlig, stabilt slam tilgjengelig til displacement før kjøring av surface casing Vanligvis 1.35 sg til 1.40 sg slamvekt.

Bruk PWD under boringen Programmer PWD’en slik at den leser slamvekt i ringrom samme som slamvekt som pumpes for lettere å kunne

tolke PWD målinger.

Monitorer PWD målinger for å se etter tegn på hull problemer, hullrensing, klebrig leire, Shallow Water Flow.

Beste praksis ved Pump & Discharge (2)


Fordeler

Maksimerer sjansen til å oppnå sement opp til sjøbunn i svake formasjoner Lav egenvekt, typisk blandes 1.70 sg og vekten som blir pumpet ned i brønnen er 1.40 sg

Foam sement oppnår tidlig god kompressiv styrke

Kan brukes til sementjobber ved SWF dersom intensiteten er lav til meduim Overgangen mellom flytende og størknet sement er kort for Foam sement, slik at en ikke mister overtrykk til formasjonen

Gasstett – Kan brukes ved in-situ gasshydrater

Ulemper

Ekstra personnel og mye ekstra utstyr som må monteres på dekk

Bruk av N2 – må ha vannbad, ingen løft må foretas over N2 tanker Trykksatt nitrogenlinje(100 – 345 bar)

Trykksatt sementlinje til boredekk (100 – 200 bar)

Flytende nitrogen blir omgjort til gass

Fordeler og ulemper ved Foam Cement

Foam sement personnel og utstyr

Personnel

4 ekstra mannskap i tillegg til sementerne Nitrogen operatør

Tekniker

Ingeniør

Supervisor

Utstyr

Nitrogen Converter ( 14,5 MT – 5,9m x 2,5m x 2,65m)

Nitrogen Tanks (11 MT – 4,9m x 2,4m x 2,5m)

IP-Skid (1,7 MT – 1,6m x 1,6m x 1,6m)

Foam Manifold (0,5 MT – 3,2m x 0,6m x 1,15m)

Workshop Container & Iron Container



Beste praksis

Utfør test av utstyr etter montering Bruk gjerne conductor sementjobben til testing før surface casing sementjobben

Grunnet risiko for SWF and grunn gass så må sementen ha følgende designparametre: For å unngå at brønnen kommer i underbalanse må tiden mellom flytende og størknet sement være veldig kort.

For å unngå at formasjonsvæsker kommer inn i sementen må det være veldig god kontroll av væsketap (fluid loss), ikke fritt vann (fee water), ingen sedimentering og ingen væskemigrasjon.

Sementslurry må være designet til å størkne i “rimelig” tid i lav temperatur (bruk akseleratorer) Sjøbunnstemperaturen er vanligvis fra 1° til – 2°C

Beste praksis ved Foam Cement (1)


Beste praksis

Grunnet risiko for in-situ gasshydrater må sementen ha følgende designparametre: Lavest mulig “heat of hydration” (varmetap ved størkning)

Gasstett

Lav egenvekt er nødvendig for å unngå å sprekke opp formasjonen under sementjobben Bruk av P&D for å kunne sette surface casing skoen dypere, medfører at sementkolonnen blir lengre

La siste 100 m sementkolonne være uten foam. Bedre styrke rundt skoen

Hindrer frigjøring av N2 når sement bores ut og riser er koblet opp

Alt N2 spyles ut av slanger og rør

Beste praksis ved Foam Cement (2)

Erfaring så langt (1)

To brønner ble jettet suksessfylt West of Shetland i 2008 og 2009

Jettet Gro II brønnen i 2010 uten hell

Conductoren fikk ikke nok støtte i formasjonen og sank i starten av borigen av 26” hullet

Er ikke ferdig med konklusjon om jetting på Gro er mulig

De siste 4 brønnene har blitt boret suksessfylt med P&D

Har ikke sett SWF i noen av disse brønnene

Alle dypene for 20” surface casing ble nådd

Har utført 5 Foam Cement jobber i perioden 2009-2010

Ved noen av conductorjobbene så har det blitt utført top-up sementering

Ved trekking av brønnhodene har det blitt observert sement helt i toppen av ringrommet mellom conductor og surface casing


Erfaring så langt (2)

Optimale forberedelser uten å bruke riggtid

Lasting av slam og utstyr, montering og testing – bruk av båt, offline

Plassering og kalibrering av transpondere – bruk av båt

Bygging av BHA, sement stand, running tools – i transitt til lokasjon

Operasjoner etter ankomst på lokasjonen

Posisjonering

ROV survey – offline

Kjører BHA/Conductor – 6-12 timer

Spud, jetting + soak – 6-8 timer

Drill til 26” TD ca 2300 m, bruk P&D siste 2 stands. Displace til 1.35 sg KCl slam. Vanligvis ingen wiper trip – 48 timer

Kjør ca 1000 m med 20” casing og sementer – 48 timer

Estimert tid fra ankomst på lokasjon til 20” er sementert – 5 dager 24 September 2010 20 Effektivisering av topphullsboring på dypt vann

Documents

SHELL - Effektivisering av topphullsboring på dypt vann - Anne Håland rev 1[1]