5 Brønnhendelser 2002-2006 Bernt S. Aadnøy

Tilsyn Shell Conoco-Phillips BP Norsk Hydro Statoil

Tilfelle 1: Brudd i 18-5/8 foringsrør

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Tilfelle 3 forts. Operasjon Antagelser 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

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”)

Tillfelle 5: Kollaps av rør

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

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?

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

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