NO20101779A1 - Overvaking av bronnhodedeformasjon - Google Patents
Overvaking av bronnhodedeformasjon Download PDFInfo
- Publication number
- NO20101779A1 NO20101779A1 NO20101779A NO20101779A NO20101779A1 NO 20101779 A1 NO20101779 A1 NO 20101779A1 NO 20101779 A NO20101779 A NO 20101779A NO 20101779 A NO20101779 A NO 20101779A NO 20101779 A1 NO20101779 A1 NO 20101779A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- casings
- wellhead
- measurement system
- casing
- strain gauges
- Prior art date
Links
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 title description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 27
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 claims abstract description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract 14
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims abstract 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 6
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims description 5
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 3
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 claims 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 claims 1
- 239000000463 material Substances 0.000 claims 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 6
- 125000004122 cyclic group Chemical group 0.000 description 3
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 2
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- 230000002730 additional effect Effects 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 244000309464 bull Species 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000013500 data storage Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 1
- 238000000691 measurement method Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Landscapes
- Earth Drilling (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
Abstract
Oppfinnelsen er et utmattingslastmålesystem for brønnhoder (8) koblet til et marint stigerør (2) fra et overflatefartøy (1) til en undersjøisk BOP (5) videre koblet til en eller fler sementerte foringsrør (9,10) i en petroleumsbrønn (0) på havbunnen, bestående av - en rekke med strekkspenningsmåler (11) plassert på en eller fler av nevnte foringsrør (9,10) med hensikt å gi forrykningssignaler (s) proporsjonalt med indusert relativ forrykning i en eller fler av nevnte foringsrør (9,10), - de nevnte strekkspenningsmåler (11) distribuert fra nær toppen av en eller fler av nevnte foringsrør (9,10) med ønsket avstand (delta d) ned til ønsket dyp (d), - registreringsapparatur (12) for å registrere nevnte forrykningsignal (s) overtid, og - et apparatur for å integrere måledata (13) for å estimere en kumulativ utmattingslast (fl) basert på nevnte forrykningssignal (s) fra nevnte en eller fler avforingsrørene (9,10) overtid.
Description
Brønnhodestrekkovervåking
Oppfinnelsen omhandler overvåking av laster som følger av plassering av en BOP (Blow Out Preventer) på brønnhoder. Mer spesifikt, så omhandler oppfinnelsen en innretning til, og en metode for å måle akselerasjoner og derav induserte relative forrykninger (strain) på brønnhodenes komponenter. Formålet med oppfinnelsen er å overvåke de akkumulerte relative forrykningene over tid for å hindre utmatting av brønnhodekomponentene og da selve brønnhodet og det nærværende foringsrør.
Videre, oppfinnelsen kan overvåke den virkelige sammenheng mellom et observert havbølgespektrum og de induserte bevegelser i brønnhodekomponentene. Derav kan oppfinnelsen gi en prediksjon av utmatting, basert på et gitt bølgespektrum og den observerte vekselvirkning mellom overflatebølger som virker på en boreplattform (eller produksjonsplattform), marint stigerør (riser) og BOP på brønnhodekomponentene. Ved hjelp av dette kan man dimensjonere brønnhodeutstyr bedre, og spesielt unngå overdimensjonert utstyr, eller unngå overskride utstyrets utmattingstid for en gitt operasjon.
Kort figurbeskrivelse
Fig. 1 illustrerer en boret brønn konstruert med et foringsrør (surface casing) (10) som er sementert inn i et videre sementert lederør (conductor casing) (9) til havbunnen, med et brønnhode på topp av disse rørene, hvor det på brønnhodet er påmontert en BOP, som igjen det er påmontert et riserrør som går opp igjennom vannkolonnen til overflaten av et borefartøy.
Problemer relatert til induserte bevegelser av brønnhodet
En riser (2) for en borestreng (3) bæres av overflatefartøyet (1) i såkalte "riser tensioners" (4). Riserrøret skal idealisert sett ikke tilføre nevneverdige vertikale laster til BOP (5). Riserrøret (2) er forbundet via en spesiell ekspansjonskobling (6) til toppen av BOPen (5). BOPen (5) er montert inn i en brønnhodekonnektor (7) på et brønnhode (8). Brønnhodekonnektoren (7) holdes både i brønnhodet (8) som er i toppen av det såkalte lederøret (9), vanligvis med en diameter på 30'' og som er sementert opp til havbunnen og går 50-60 m nedenfor havbunnen, og i den såkalte "surface casing"- (10) som er sementert fast i innsiden av lederøret og betydelig dypere i et videre boret hull under lederøret med en diameter av for eksempel 2 6".
Lederøret (9) og / eller "surface casing" (10) kan ha en forsterket del fra brønnhodet og minst ned igjennom toppen av sementen
Det er observert ved hjelp av et videokamera på en ROV, at et 30'' lederør som stikker mellom 1 1/2 and 2 1/2 meter opp over havbunnen, kan bevege seg 1" i horisontal retning, i en mer eller mindre syklisk bevegelse, rundt vertikallinjen. Denne bevegelsen medfører bendingsmomenter på foringsrørene. Den sykliske bevegelsen antas å være indusert av overflatebølger som virker på borefartøyet gjennom den marine riser, BOP og brønnhodet til "surface casing" (10) og lederøret (9). Pr. dags dato, kjennes ikke til hvilket dyp denne bevegelsen rekker, og hvor muligens en eller flere nodepunkter for bevegelsen fins. I slike nodepunkter vil man anta at akkumulert forrykning vil være stor, og det er ønskelig å måle den aktuelle relative forrykningen istedenfor kun å basere seg på modellering
Forrykningene og deres virkelige distribusjon er vanligvis modellert basert på antakelser om transfer-funksjoner fra overflatebølger til "surface casing". Svært få brønnhoder feiler, noe som kan bety at brønnhodene er planlagt med altfor stor sikkerhetsfaktor, noe som medfører økt dimensjon på alt brønnhodeutstyr, som igjen medfører altfor høy vekt av komponentene. Det er ønskelig å bruke en realistisk målemetode for forrykninger og den akkumulerte utmatting med formål å redusere vekt, eller hvis utmatting er større enn forventet, a unngå å bruke utstyret til utmattingsbrudd.
En løsning til det ovenforstående problem er å bruke en rekke med forrykningsmålere (strekkspenningsmåler) (11) for å måle forrykninger indusert i en eller flere av foringsrørene (9, 10), hvilke strekkspenningsmåler (11) er distribuert fra nær toppen av de nevnte foringsrør (9, 10) med ønskete separasjoner (delta d) ned til et ønsket dyp (d), hvor de nevnte strekkspenningsmålers gir et signal (s) proporsjonalt til den målte relative forrykkelse, og et apparatur for kumulativt måle dette nevnte signal (s) for beregning av utmattingskraft (fl) på nevnte foringsrør (9, 10) over tid.
Systemet kan videre åpne for sanntids overvåking av sykliske spenningslaster og dermed den kumulative sykliske mekaniske spenningsbelastning på stigerørstrammere, stigerøret, stigerør til BOP-kobling, brønnhodekobling, brønnhode til lederrørtilkobling og lederør. Hensikten er at den akkumulerte utmattelseslasten er målt slik at utmattingstiden ikke overskrides på noe punkt. En tilleggseffekt er at systemet kan brukes til å optimalisere riggens posisjon for å redusere den totale utmattelseslast på kritiske komponenter.
Systemet kan bestå av følgende:
- x-y-z akselerometre ved toppen av stigerøret (2),
- x-y og muligens z - akselerometre ved toppen av BOP (5),
- x-y akselerometre ved toppen av lederør (9),
- x-y-z akselerometre på borefartøyet (1),
- bølgemonitorer og instrumenter for datalagring,
- riserstrekk-logger,
- x-y strekkspenningsmåler ved stigerørkoblinger (topp og bunn),
- x-y strekkspenningsmåler ved stigerørets spenningskobling,
- x-y strekkspenningsmåler ved brønnhode - lederørkobling,
- x-y strekkspenningsmåler distribuert ned langs toppseksjonen av lederøret (9) , - x-y strekkspenningsmåler distribuert ned langs toppseksjonen av "surface casing" (10), - en digitalt BOP nivåindikator, et såkalt elektronisk "bull's eye". - en telemetriinnretning på BOPen med kommunikasjon til en data logger enhet for forrykningssignaler fra BOP/brønnhode/foringsrør.
Forrykningsmålerne (strekkspenningsmålerne) kan støpes inn i bitumen eller epoxy på foringsrørene (9, 10). Signalene fra disse målerne kan ledes via ordinære elektriske ledere fra deres påfestete og muløigens sementert på plass- posisjon langs rørveggene (9, 10) til en posisjon vekk fra brønnhodet. Forrykningsmålerne kan videre være utstyrt med en transmitter som får sin kraft fra integrerte batterier med tilstrekkelig kapasitet til a vare ut boreoperasjonen.
Claims (14)
1. Utmattingslastmålesystem for brønnhoder (8) koblet til et marint stigerør (2) fra et overflatefartøy (1) til en undersjøisk BOP (5) videre koblet til en eller fler sementerte foringsrør (9, 10) i en petroleumsbrønn (0) på havbunnen, bestående av - en rekke med strekkspenningsmåler (11) plassert på en eller fler av nevnte foringsrør (9, 10) med hensikt å gi forrykningssignaler (s) proporsjonalt med indusert relativ forrykning i en eller fler av nevnte foringsrør (9, 10), - de nevnte strekkspenningsmåler (11) distribuert fra nær toppen av en eller fler av nevnte foringsrør (9, 10) med ønsket avstand (delta d) ned til ønsket dyp (d), - registreringsapparatur (12) for å registrere nevnte forrykningsignal (s) over tid, og - et apparatur for å integrere måledata (13) for å estimere en kumulativ utmattingslast (fl) basert på nevnte forrykningssignal (s) fra nevnte en eller fler av foringsrørene(9, 10) over tid.
2. Målesystemet nevnt under krav 1, - nevnte strekkspenningsmålere (11) bestående av aksielt rettete strekkspenningsmålere (lia) for å måle den aksielle relative forrykningskomponenten på en eller fler av nevnte foringsrør (9, 10).
3. Målesystemet nevnt under krav 1, - nevnte strekkspenningsmålere (11) bestående av torsjonsrettete strekkspenningsmålere (lit) for å måle vridningsrettetet relative forrykninger på en eller fler av nevnte foringsrør (9, 10).
4. Målesystemet nevnt under krav 1, - nevnte registreringsapparatur (12) som er videre koblet til en eller flere akselerometre (14w) på nevnte brønnhode (8) for å registrere akselerasjoner (a(w)) indusert på nevnte brønnhode (8) over tid.
5. Målesystemet nevnt under krav 1, - nevnte registreringsapparatur (12) videre koblet til en eller flere akselerometre (14s) på nevnte bore- eller produksjonsfartøy (0).
6. Målesystemet under krav 1, bestående av transfer funksjonsalgoritme (15) for å beregne mekanisk transfer funksjon mellom nær havoverflatemålte akselerasjoner på nevnte fartøy (1) eller nevnte stigerør (2), og nevnte foringsrør (9, 10).
7. Målesystemet under krav 1, nevnte strekkspenningsmålere (11) forbundet via et tråløst transmisjonssystem til nevnte registreringsapparatur (12).
8. En metode for å måle utmatting av materiale for et brønnhode (8) forbundet med et marint stigerør (2) fra et flytende fartøy (1) til en subsea BOP (5) videre koblet til en eller flere foringsrør (9, 10) som er sementert på plass i en petroleumsbrønn (0) på havbunnen, bestående av - en rekke strekkspenningsmålere (11) for å måle relativ forrykning indusert på en eller fler av nevnte foringsrør (9, 10), - plassering av nevnte strekkspenningsmålere (11) fra nær toppen av en eller fler av nevnte foringsrør (9, 10) med ønsket avstand (delta d) ned til et ønsket dyp (d), - måling av relative forrykningssignaler (s) fra nevnte strekkspenningsmålere, for derav måle relativ forrykning på en eller fler av nevnte foringsrør (9, 10), og - registrere nevnte forrykningssignal (s) over tid i nevnte registreringsapparat (12), og - estimere kumulative utmattingslast (fl) på nevnte en eller fler av nevnte foringsrør (9, 10) over tid basert på nevnte signal (s) ved bruk av en integrasjonsinnretning (13).
9. Metoden under krav 8, - måle en aksiell relativ forrykningskomponent på en eller fler av nevnte foringsrør (9, 10) ved bruk av nevnte strekkspenningsmålere (11) som består av aksielt rettete strekkspenningsmålere (lia).
10. Målesystemet under krav 8, - måle en relativ torsjonsforrykning på en eller fler av nevnte foringsrør (9, 10) ved hjelp nevnte strekkspenningsmålere (11) bestående av torsjonsrettete strekkspenningsmålere (lit).
11. Målesystemet under krav 8, - registrere brønnhodeakselerasjoner (a(w)) indusert på nevnte brønnhode (8) over tid ved hjelp av nevnte registreringsapparat (12) videre koblet til en eller fler akselerometre (14w) på nevnte brønnhode (8).
12. Målesystemet under krav 8, - registrere overflateakselerasjoner (a(s)) ved hjelp av nevnte registreringsapparat (12) videre koblet til en eller fler akselerometre (14s) på nevnte fartøy (0) eller øvre deler av nevnte stigerør (2).
13. Målesystemet under krav 8, - estimere hvorvidt nevnte kumulative utmattingslast (fl) på nevnte en eller flere av nevnte foringsrør (9, 10) kan overskride en estimert utmattingstid hos nevnte foringsrør (9, 10).
14. Målesystemet under krav 8, estimere fra nevnte måling av relative forrykninger en deformasjonsprofil langs minst den øvre del av nevnte foringsrør, og estimere posisjonen an antatt kritiske nodes av deformasjon av nevnte foringsrør.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20101779A NO20101779A1 (no) | 2010-12-20 | 2010-12-20 | Overvaking av bronnhodedeformasjon |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20101779A NO20101779A1 (no) | 2010-12-20 | 2010-12-20 | Overvaking av bronnhodedeformasjon |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20101779A1 true NO20101779A1 (no) | 2012-06-21 |
Family
ID=46584520
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20101779A NO20101779A1 (no) | 2010-12-20 | 2010-12-20 | Overvaking av bronnhodedeformasjon |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
NO (1) | NO20101779A1 (no) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2568824B (en) * | 2017-10-26 | 2021-07-14 | Equinor Energy As | Wellhead assembly installation |
US20210285317A1 (en) * | 2020-03-11 | 2021-09-16 | Conocophillips Company | Management of subsea wellhead stresses |
-
2010
- 2010-12-20 NO NO20101779A patent/NO20101779A1/no not_active Application Discontinuation
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2568824B (en) * | 2017-10-26 | 2021-07-14 | Equinor Energy As | Wellhead assembly installation |
US20210285317A1 (en) * | 2020-03-11 | 2021-09-16 | Conocophillips Company | Management of subsea wellhead stresses |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US7328741B2 (en) | System for sensing riser motion | |
US9091604B2 (en) | Apparatus and method for measuring weight and torque at downhole locations while landing, setting, and testing subsea wellhead consumables | |
NL1041668B1 (en) | Real-time tracking and mitigating of bending fatigue in coiled tubing | |
NO20141482L (no) | Målinger av multiple distribuerte krefter | |
NO20131663A1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for å bestemme helning og orientering av et brønnverktøy ved bruk av trykkmålinger | |
US11261722B2 (en) | Systems and methods for monitoring components of a well | |
US20150149114A1 (en) | Monitoring Integrity of a Riser Pipe Network | |
NO20101779A1 (no) | Overvaking av bronnhodedeformasjon | |
Ge et al. | A new riser fatigue monitoring methodology based on measured accelerations | |
Myhre et al. | Successful real time instrumentation of the conductor and surface casing of an exploration subsea well in the North Sea to measure the actual loads experienced during drilling operations | |
KR101379510B1 (ko) | 수중 장비 감시 시스템 | |
Jaculli et al. | Evaluation of excessive wellhead motions: Framework of analysis and case studies (Part I) | |
Ge et al. | A practical drilling riser and wellhead vortex induced vibration fatigue comparison between analysis and field measured data | |
Wang et al. | Fatigue damage assessment methodology for a deepwater subsea wellhead based on monitoring data | |
Batista et al. | Analysis of the Axial Dynamic Behavior During Installation of Surface Casing in Deep Water Well Construction | |
KR101358787B1 (ko) | 라인형상의 수중 장비 감시 시스템 | |
Nilsen et al. | Comprehensive instrumentation of two offshore rigs for wellhead fatigue monitoring | |
King et al. | The instrumentation of the conductor of a subsea well in the North Sea to measure the installed conditions and behavior under load | |
Holden | Case Study: Conductor-Integrity Monitoring in Subsea Wells in Harsh Environments | |
KR102130718B1 (ko) | Bop 작동 교육 시스템 | |
Zhang et al. | Study on Load Bearing Characteristics of Novel Expandable Deepwater Drilling Conductor Based on Laboratory Experiment and Field Test | |
Hariharan et al. | Drilling riser management in deepwater environments | |
Bolger et al. | Real time monitoring of subsea well foundation integrity | |
Molven et al. | Conductor Instability–Experience From 10 Years of Monitoring Drilling Operations on Subsea Wells in Harsh Environments | |
Diestler et al. | Drilling riser conductor monitoring: a practical approach for operational integrity verification |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
FC2A | Withdrawal, rejection or dismissal of laid open patent application |