NO20101779A1

NO20101779A1 - Monitoring wellhead deformation

Info

Publication number: NO20101779A1
Application number: NO20101779A
Authority: NO
Inventors: Arild Saasen; Colin Jones
Original assignee: Det Norske Oljeselskap Asa
Priority date: 2010-12-20
Filing date: 2010-12-20
Publication date: 2012-06-21

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.The invention is a fatigue loading measurement system for well heads (8) coupled to a marine riser (2) from a surface vessel (1) to a subsea BOP (5) further connected to one or more cemented casings (9,10) in a petroleum well (0) of the seabed, comprising - a series of tensile stress gauges (11) disposed on one or more of said casings (9,10) with the intention of providing displacement signal (s) proportional to induced relative displacement in one or more of said casings (9,10) said tension gauge (11) distributed from near the top of one or more of said casing (9,10) at the desired distance (delta d) down to the desired depth (d), - recording apparatus (12) for recording said advance signal ( s) overtime, and - an apparatus for integrating measurement data (13) to estimate a cumulative fatigue load (fl) based on said advance signal (s) from said one or more stool tubes (9,10) overtime.

Description

Brønnhodestrekkovervåking Wellhead tension monitoring

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. The invention concerns the monitoring of loads resulting from the placement of a BOP (Blow Out Preventer) on wellheads. More specifically, the invention relates to a device and a method for measuring accelerations and the resulting relative displacements (strain) on the wellhead components. The purpose of the invention is to monitor the accumulated relative displacements over time to prevent fatigue of the wellhead components and then the wellhead itself and the present casing.

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. Furthermore, the invention can monitor the real relationship between an observed ocean wave spectrum and the induced movements in the wellhead components. Hence, the invention can provide a prediction of fatigue, based on a given wave spectrum and the observed interaction between surface waves acting on a drilling platform (or production platform), marine risers (risers) and BOP on the wellhead components. With the help of this, wellhead equipment can be dimensioned better, and in particular avoid oversized equipment, or avoid exceeding the equipment's fatigue time for a given operation.

Kort figurbeskrivelse Short figure description

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. Fig. 1 illustrates a drilled well constructed with a casing pipe (surface casing) (10) which is cemented into a further cemented conductor casing (conductor casing) (9) to the seabed, with a wellhead on top of these pipes, where on the wellhead a BOP is fitted, which in turn is fitted with a riser pipe that goes up through the water column to the surface of a drilling vessel.

Problemer relatert til induserte bevegelser av brønnhodet Problems related to induced movements of the wellhead

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". A riser (2) for a drill string (3) is carried by the surface vessel (1) in so-called "riser tensioners" (4). Ideally, the riser should not add significant vertical loads to the BOP (5). The riser pipe (2) is connected via a special expansion joint (6) to the top of the BOP (5). The BOP (5) is fitted into a wellhead connector (7) on a wellhead (8). The wellhead connector (7) is held both in the wellhead (8) which is at the top of the so-called guide pipe (9), usually with a diameter of 30'' and which is cemented up to the seabed and runs 50-60 m below the seabed, and in the so-called "surface casing" - (10) which is firmly cemented inside the guide pipe and considerably deeper in a further drilled hole under the guide pipe with a diameter of, for example, 2 6".

Lederøret (9) og / eller "surface casing" (10) kan ha en forsterket del fra brønnhodet og minst ned igjennom toppen av sementen The guide pipe (9) and / or "surface casing" (10) can have a reinforced part from the wellhead and at least down through the top of the cement

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 It has been observed with the help of a video camera on an ROV, that a 30'' guide pipe that protrudes between 1 1/2 and 2 1/2 meters above the seabed can move 1" in a horizontal direction, in a more or less cyclical movement, around the vertical line. This movement causes bending moments on the casings. The cyclic movement is believed to be induced by surface waves acting on the drilling vessel through the marine riser, the BOP and the wellhead to the surface casing (10) and the guide pipe (9). Per day date, it is not known how deep this movement reaches, and where possibly one or more nodal points for the movement exist. In such nodal points, it will be assumed that the accumulated displacement will be large, and it is desirable to measure the relative displacement in question instead of just basing on modeling

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. The displacements and their real distribution are usually modeled based on assumptions about transfer functions from surface waves to the "surface casing". Very few wellheads fail, which may mean that the wellheads are planned with an excessively large safety factor, which results in increased dimensions of all wellhead equipment, which in turn results in an excessively high weight of the components. It is desirable to use a realistic measurement method for displacements and the accumulated fatigue with the aim of reducing weight, or if fatigue is greater than expected, to avoid using the equipment for fatigue failure.

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. A solution to the above problem is to use a series of displacement gauges (tensile stress gauge) (11) to measure displacements induced in one or more of the casings (9, 10), which tensile stress gauges (11) are distributed from near the top of said casings (9, 10) with desired separations (delta d) down to a desired depth (d), where the said tensile stress gauges give a signal (s) proportional to the measured relative displacement, and an apparatus for cumulatively measuring this said signal (s) for calculating the fatigue force (fl) on said casing (9, 10) over time.

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. The system can also enable real-time monitoring of cyclic stress loads and thus the cumulative cyclic mechanical stress load on riser tensioners, riser, riser to BOP connection, wellhead connection, wellhead to conductor pipe connection and conductor pipe. The purpose is that the accumulated fatigue load is measured so that the fatigue time is not exceeded at any point. An additional effect is that the system can be used to optimize the rig's position to reduce the total fatigue load on critical components.

Systemet kan bestå av følgende: The system can consist of the following:

- x-y-z akselerometre ved toppen av stigerøret (2), - x-y-z accelerometers at the top of the riser (2),

- x-y og muligens z - akselerometre ved toppen av BOP (5), - x-y and possibly z - accelerometers at the top of the BOP (5),

- x-y akselerometre ved toppen av lederør (9), - x-y accelerometers at the top of the guide tube (9),

- x-y-z akselerometre på borefartøyet (1), - x-y-z accelerometers on the drilling vessel (1),

- bølgemonitorer og instrumenter for datalagring, - wave monitors and instruments for data storage,

- riserstrekk-logger, - riser stretch logs,

- x-y strekkspenningsmåler ved stigerørkoblinger (topp og bunn), - x-y tensile stress gauge at riser connections (top and bottom),

- x-y strekkspenningsmåler ved stigerørets spenningskobling, - x-y tensile stress gauge at the riser's tension connection,

- x-y strekkspenningsmåler ved brønnhode - lederørkobling, - x-y tensile stress meter at the wellhead - conductor pipe connection,

- 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. - x-y tensile stress gauge distributed down along the top section of the guide pipe (9), - x-y tensile stress gauge distributed down along the top section of the "surface casing" (10), - a digital BOP level indicator, a so-called electronic "bull's eye". - a telemetry device on the BOP with communication to a data logger unit for displacement signals from the BOP/wellhead/casing.

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. The displacement gauges (tensile tension gauges) can be cast into bitumen or epoxy on the casing pipes (9, 10). The signals from these meters can be conducted via ordinary electrical conductors from their attached and essentially cemented position along the pipe walls (9, 10) to a position away from the wellhead. The displacement meters can also be equipped with a transmitter that gets its power from integrated batteries with sufficient capacity to last the drilling operation.

Claims

1. Fatigue load measurement system for wellheads (8) connected to a marine riser (2) from a surface vessel (1) to a subsea BOP (5) further connected to one or more cemented casings (9, 10) in a petroleum well (0) on the seabed , consisting of - a series of tensile stress gauges (11) placed on one or more of said casings (9, 10) with the intention of providing displacement signals (s) proportional to induced relative displacement in one or more of said casings (9, 10), - the aforementioned tensile stress gauges (11) distributed from near the top of one or more of the aforementioned casing pipes (9, 10) with the desired distance (delta d) down to the desired depth (d), - recording apparatus (12) for recording said displacement signal (s ) over time, and - an apparatus for integrating measurement data (13) to estimate a cumulative fatigue load (fl) based on said displacement signal (s) from said one or more of the casings (9, 10) over time.

2. The measurement system mentioned under claim 1, - said tensile stress gauges (11) consisting of axially directed tensile stress gauges (lia) to measure the axial relative displacement component on one or more of said casing pipes (9, 10).

3. The measurement system mentioned under claim 1, - said tensile strain gauges (11) consisting of torsionally directed tensile strain gauges (lit) to measure torsionally directed relative displacements on one or more of said casing pipes (9, 10).

4. The measurement system mentioned under claim 1, - said recording apparatus (12) which is further connected to one or more accelerometers (14w) on said wellhead (8) to record accelerations (a(w)) induced on said wellhead (8) over time.

5. The measurement system mentioned under claim 1, - said recording apparatus (12) further connected to one or more accelerometers (14s) on said drilling or production vessel (0).

6. The measurement system under claim 1, consisting of a transfer function algorithm (15) to calculate a mechanical transfer function between accelerations measured near the sea surface on said vessel (1) or said riser (2), and said casing (9, 10).

7. The measuring system under claim 1, said tensile stress meters (11) connected via a wireless transmission system to said recording apparatus (12).

8. A method of measuring material fatigue for a wellhead (8) connected by a marine riser (2) from a floating vessel (1) to a subsea BOP (5) further connected to one or more casings (9, 10) which is cemented in place in a petroleum well (0) on the seabed, consisting of - a number of tensile strain gauges (11) to measure relative displacement induced on one or more of said casing pipes (9, 10), - placement of said tensile strain gauges (11) from near the top of one or more of said casing pipes (9, 10) with the desired distance (delta d) down to a desired depth (d), - measurement of relative displacement signals (s) from said tensile stress gauges, in order to measure relative displacement on a or more of said casings (9, 10), and - record said displacement signal (s) over time in said recording device (12), and - estimate cumulative fatigue load (fl) on said one or more of said casings (9, 10) over time based on said signal (s) using an integration device (1 3).

9. The method under claim 8, - measure an axial relative displacement component on one or more of said casings (9, 10) using said tensile strain gauges (11) which consist of axially directed tensile strain gauges (lia).

10. The measuring system under claim 8, - measure a relative torsional displacement on one or more of said casing pipes (9, 10) using said tensile strain gauges (11) consisting of torsionally rectified tensile strain gauges (lit).

11. The measurement system under claim 8, - record wellhead accelerations (a(w)) induced on said wellhead (8) over time using said recording device (12) further connected to one or more accelerometers (14w) on said wellhead (8).

12. The measurement system under claim 8, - record surface accelerations (a(s)) using said recording device (12) further connected to one or more accelerometers (14s) on said vessel (0) or upper parts of said riser (2).

13. The measuring system under claim 8, - estimate whether said cumulative fatigue load (fl) on said one or more of said casings (9, 10) can exceed an estimated fatigue time of said casings (9, 10).

14. The measurement system under claim 8, estimate from said measurement of relative displacements a deformation profile along at least the upper part of said casing, and estimate the position of assumed critical nodes of deformation of said casing.