Boretekniske vurderinger knyttet til utslippet i Mexicogolfen NTVA møte 28 juni, 2010 Sigbjørn Sangesland, Professor - NTNU Kilde: Teknisk ukeblad nr. 20/3. juni, 2010 Innhold • Boring fra flyterigg / Barrierekrav • Vurdering knyttet til pågående lekkasje i Mexicogolfen • Utblåsning i Mexicogolfen - Historisk oversikt 2 Boring fra flyterigg / Barrierekrav Omgivelsestrykk 1 bar (1 atm.) Krav: Minimum 2 brønntrykkbarrierer mellom reservoar og omgivelsene: Borestreng Stigerør 1. Tung borevæske 2. Utblåsningsventil (BOP) Havbunn Undervannsbrønnhode Formasjon Foringsrør Borekrone Gass Olje Vann Reservoar Trykk (500 - 800 bar) 3 Ulykkesriggen Deep Water Horizon GOM (MC 252) Well Kraft pga. brønnhodetrykk, anslagsvis 540 tonn. Vil kunne ha løftet rørhenger uhindret opp av brønnhode Vekt av 9 5/8 x 7” foringsrør ca. 270 tonn Reservoar Olje/gass strømmer sannsynligvis inn i ringrom mellom 7 tommers foringsrør og berggrunn. Dette er basis for analysen. Kilde / Illustrasjon: Teknisk ukeblad nr. 20, 2010 (En annen antydet mulighet er lekkasje inn i 9 7/8 x7” foringsrør, f.eks gjennom sementsko, etc) GOM (MC 252) Valgt brønndesign (Kostnadsbesparende) Sementering av foringsrør Kabel Utfordring: Borevæske Foringsrør Foringsrør Borehull Sement Tett sement, god binding mellom rør og formasjon og tilstrekkelig sementhøyde og for å hindre lekkasje Typisk 100-150 m overlapp mellom foringsrør for god tetning Olje / gass reservoar * Sement bond logg kjøres på kabel for sjekk av sement 6 Utilstrekkelig sementering Gas Tetning i brønnhodet P wh = Pr – Ph Ph Foringsrør Borevæske Cement Pr For eks. utilstrekkelig antall setraliseringselementer (tidsbesparende) Utilstrekkelig sement mengde – ingen overlapp mellom foringsrør Tap av sement til formasjon pga. svak formasjon – ingen overlapp mellom foringsrør 7 Låseanordning 16” foringsrør Annulær differensialtrykk over 16” foringsrøranslagsvis 400 bar (ved innstengning) Vil kunne øke ved innstengning over tid pga. mer gass i ringrom (usikkert) Sprengning av 16”? Eksempel: P110, 94,5 lb/ft, 466 bar) – (P110 - 97lb/ft er anvendt) Modifisert brønnkontruksjon – Låseanordning for foringsrørhenger (Mer tidkrevende) Kilde: Teknisk ukeblad nr. 20, 2010 Låseanordning 9 5/8 foringsrør koplet til 7” FR Annulær pakning (Ekstra barriere) 7” forlengelsesrør (FR) Alternativ brønnkontruksjon – Forlengelsesrør m/ annular pakning og foringsrør til brønnhode (Mer tidkrevende - merkostnad) Kilde: Teknisk ukeblad nr. 20/3. juni, 2010 Utblåsningsventil (Blow Out Preventer - BOP) Blå og gul kontrollmodul Øvre ringromsventil Nedre ringromsventil Blind skjærventil Foringsrør skjærventil Øvre variabel ringromsventil – 1000 bar Mellom variabel ringromsventil Nedre test ringromsventil – 1000 bar Typisk vekt: 300 tonn Innvendig diameter: 0,47 m Se også http://www.nytimes.com/2010/06/21/us/21blowout.html?pagewanted=1&hp Høyde: 10 – 12 m BOP kontroll i nødstilfelle, generelt Skjæring av rør og avstengning av BOP er typisk programmert for følgende tilfeller: 1. Nødfrakopling av stigerør (LMRP) 2. Utilsiktet frakopling av stigerør 3. Dødmannsanordning (tap av hydr. trykk og elektrisk signal) + Undervanns farkost (ROV) for direkte stengning vha. hydr. trykk I tillegg kan det være installert et akustisk system Forsøk på aktivering av sikringsventil på Deep Water Horizon • Sikringsanordningen (BOP) viket ikke • Olje og gass strømmet gjennom stigerøret og opp til riggen • Det oppstod eksplosjon og brann og riggen sank 2 dager senere • 11 mann omkom Kilde: Teknisk ukeblad nr. 20/3. juni, 2010 Kilde: Teknisk ukeblad nr. 20/3. juni, 2010 Drilling Riser / borestreng knekt like over BOP ”Top kill” metoden BOP delvis stengt ? Injeksjon av tung borevæske / tetningsmateriale 9 7/8” x 7” casing Lett væskesøyle (gass / olje) (Strømmende) Tung vækesøyle (Borevæske / sement) (Statisk – ingen strøm) Leak path Reservoar ”Top kill” metoden: Fortrenge lett væskesøyle (olje/gass) med tung væske for å drepe brønnen Kilde: Teknisk ukeblad nr. 20/3. juni, 2010 Betydelig lekkasje til sjø 14 000 bbl / dag (varierer) Hette for oppsamling av lekkasje Hette (LMRP) tredd over del av avkuttet stigerør Del av lavtrykks stigerør (maks 150 bar) BOP delvis stengt ? Ekstra oppsamling via ”Kill & Choke” linjer til Q 4000 (ca. 10 000 bbl/dag) Hvorfor betydelig lekkasje til sjø? - Begrensning pga. trykk / tetning? - Begrensning pga.prosesskapasitet? Reservoar Brønndreping vha. avlastningsbrønn BP borer to brønner som forventes ferdigstilt i juli / august. Tung borevæske og sement vil bli injisert fra bunnen av brønnen for å få kontroll med trykket Imellomtiden strømmer betydelig mengde olje ut i havet. Økt grad av oppsamling forventes Utblåsning i Mexicogolfen - Historisk oversikt - 19 Utblåsningsfrekvens (Mexicogolfen - GOM) Kilde: Drilling Contractor July /August 2007 20 Utblåsningsfrekvens - GOM (1992 – 2006): • Antall brønner boret: 15093 • Antall utblåsninger: 39 • Frekvens: 1utblåsning etter å ha påbegynt / ferdigstilt 387 brønner 21 Varighet av utblåsning (GOM) Antall brønner Kilde: Drilling Contractor July /August 2007 Oppsummering Flere uheldige omstendigheter synes å ha ført til tap av brønnkontroll: 1. Valg av en mindre robust brønnkonstruksjon - Et (1) langt foringsrør uten ringromspakning - Ingen låsing av foringsrørhenger - Mulig utilstrekkelig sementering / ingen sjekk 2. Siste skanse – BOP virket ikke Statisk brønnhodetrykk er usikkert. Basert på antagelse om lekkasje gjennom ringrom og stengning av BOP kan det være en viss risiko for spengning av 16” foringsrør med tilhørende lekkasje til formasjon og havbunn. Takk for oppmerksomheten Henvisning / informasjon: www.BP.com http://www.nytimes.com/2010/06/21/us/21blowout.html?pagewanted=1&hp Teknisk ukeblad NR 20/3. Juni 2010 24