5 Brønnhendelser 2002-2006

1. 5 Brønnhendelser 2002-2006 Bernt S. Aadnøy

2. Tilsyn • Shell • Conoco-Phillips • BP • Norsk Hydro • Statoil

3. Tilfelle 1: Brudd i 18-5/8 foringsrør

4. Tilfelle 1 forts. Hendelser: • 18-5/8 foringsrør røk • Brønnhode falt 44cm • Lande-ring stoppet fall • Vil nå se på faktorer som bidro

5. Tilfelle 1 forts. -”Patch” -Vektfordeling -Sementhøyde -Sentrerings bolter -Korrosjon -Åpen port -Tidevann -”Buckling” av 13-3/8?

6. Tilfelle 1 forts. • Vektfordeling i brønn (280 tonn totalt) • 18-5/8” bærende rør • Brudd overfører vekt til 13-3/8”

7. Tilfelle 2:Brudd i rørhengere • Brudd i henger for 9-5/8” foringsrør • Brudd i henger for 5-1/2” produksjonsrør • Brudd i kjøreverktøy for 5-1/2” rør

8. Tilfelle 2 forts. • Design av henger • Tidlig 1990 slankt design • Flyt og deformasjon

9. Tilfelle 2 forts. • 9-5/8” henger for foringsrør • Opprinnelig 350 tonn • Oppgradert til 600 tonn • Ved brudd 430 tonn • Oppgradering godkjent men ikke OK • Tørr test (høy friksjon) • Flyt • 5-1/2” henger for produksjonsrør • Pakning montert skjevt • Overbelastet bolter

10. Tilfelle 2, forts. • Kjøreverktøy for produksjonsrør • Røk på grunn av overbelastning • Manual fra leverandør ga feil dimensjons data • 280 tonn styrke • Beregnet 158 tonn på dimensjoner • Røk på 156 tonn • Oppsummering, Tilfelle 2: • Mindre gunstig design (lav vinkel) • Ukorrekt informasjon fra leverandør(oppgradering og manual) • Prosedyrer og kontroll

11. Tilfelle 3: Brønnspark og tapt sirkulasjon • Fikk uventet tapt sirkulasjon i reservoar • Pumpet LCM, trippet borestreng • Fikk brønnspark, stengte BOP • Pumpet ”gunk pill”, plugget borestreng • Pumpet LCM ned annulus, perforerte borestreng • Øket vekt av boreslam, og fikk gradvis stabilisert brønnen

12. Tilfelle 3 forts. • Brønndesign • Design og rør sterke nok • Design ikke oppdatert (feltet endres over tid) • Hadde annulustrykk på 1900 psi, mens test trykk var 1500 psi • Forbedre designvalg

13. Tilfelle 3 forts. • Operasjon • Klassisk Kick/Loss • Vanskelig, men godt håndtert • ”Gunk” pille i oljebasert slam ny erfaring, forklarer grunn til plugging av borestreng • Brønn var åpen under brønnspark • Sidesteg • Antagelser • Designet for kick margin, ikke gass fylt brønn. • Brukte base olje for kollaps beregninger, men tømming av annulus er verre. • Forbedringer, brønndesign, prosedyrer, risk

14. Tilfelle 4: Lekkasje i produksjonsrør • Små lekkasjer i undervannsbrønner • 7 oljebrønner • 4 gass injeksjonsbrønner • 3 oljeproduksjon / gassinjeksjon brønner • Mulige grunner • PBR innstallert i 2 kjøringer, skadet? • Ingen rørkollaps • Ikke målt korrosjon • Mulige aksjoner • Utvikle test program for lekkasjer • Skifte ventiler, pakninger,osv. • Ta ut PBR? • Endre trykkforhold (vekt av ”packer fluid”)

15. Tillfelle 5: Kollaps av rør

16. Tilfelle 5, forts. • 9-5/8” produksjonsforingsrør og 5-1/2” tubing kollapset på 740 m(start bygg vinkel) • Perforerte foringsrør for å blø av trykk • Operasjon utført med åpen brønn, gass på dekk. • Begge rør trukket i en operasjon og skiftet ut. • Brønn tilbake i produksjon

17. Tilfelle 5 forts. • Årsaker: • Hadde problem med trykktest da brønnen var ny • Repeterte test mange ganger før godkjenning • Lekkasje i PBR? • Hvordan får vi kollapstrykk bak 9-5/8”? • Lekkasje fra reservoar? Hvordan? • Oppvarming under produksjon? • Hvorfor har vi gass og ikke væske?

18. Tilfelle 5 forts. • Årsaker: • Usikkert hvordan trykket bak 9-5/8” oppsto. • Det var innstallert 9-5/8” L80 53.5 lb/ft rør • Ved ca. 740 m var en lengde med 47 lb/ft innstallert. • Kollaps 54.5 lb/ft = 456 bar • Kollaps 47 lb/ft = 328 bar

19. Oppsummering • 5 forskjellige brønnproblemer presentert • Design • Prosedyrer • Uforutsette faktorer • Alle førte til redusert brønnintegritet • Utfordring for bransjen • Langtidseffekter? • Sjeldne men alvorlige hendelser? • Kompetanseheving? • QA?