NO20151327L - System og fremgangsmåte for lengdekorrigering - Google Patents

Abstract

En overflateprosessor utnytter en omgivelsesprofil for å bestemme under-overflatelengden av en rørledning som er anordnet i en borebrønn. Informasjon angående rørledningsegenskapene er lagret i en minnemodul for overflate-prosessoren. Omgivelsesprofilen omfatter data som gjelder omgivelsestilstandene i borebrønnen og driftsparametere for brønnutstyret. Overflateprosessoren beregner rørledningens forlengelse eller lengdereduksjon som tilsvarer omgivelsesprofilen. Overflateprosessoren kan gjenta denne prosess for å utvikle et målt dybdekart for en brønn. Loggeoperasjoner utført samordnet med beregningene av rørledningslengden under brønnoverflaten gjør det mulig å samordne formasjonsdata med det målte dybdekartet.

Description

OPPFINNELSENS BAKGRUNN

Oppfinnelsens område

Foreliggende oppfinnelse gjelder en anordning for å bestemme den utborede avstand mellom jordoverflaten og et punkt i en borebrønn. Nærmere bestemt gjelder foreliggende oppfinnelse en anordning som utnytter en prosessor som beregner den målte dybde basert på data som mottas fra overflatesensorer og nedhullssensorer, og i et annet aspekt gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å bruke en navlestrengrørledning for å bestemme den utborede avstand mellom jordoverflaten og et punkt i borebrønnen. Nærmere bestemt angir foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å korrigere en overflatemålt lengde av en navlestrengrørledning for å bestemme den underjordiske lengde av denne navlestrengrørledning ved å bruke en omgivelsesprofil for å beregne lengde-korreksjoner. Enda nærmere bestemt gjelder foreliggende oppfinnelse en fremgangsmåte for å bruke temperaturforskjeller, trykkforskjeller og aksiale belastninger for å korrigere en overflatemålt lengde av en sammensatt kveilet navlestreng-rørledning for å bestemme den tilsvarende underjordiske lengdeutstrekning av denne navlestrengenhet.

Oppfinnelsens bakgrunn

Vellykkede operasjoner for utvikling av hydrokarboner er ofte basert på en evne til å nøyaktig logge utboringsbanen for en borebrønn som strekker seg hund-revis eller til og med tusenvis av fot under jordoverflaten. Nøyaktige dybdemålinger kan spille en viktig, hvis ikke avgjørende rolle, under slike operasjoner for utvinning av hydrokarboner. Det skal nå henvises til fig. 1, hvor "målt dybde" (MD) er definert som en utboret avstand mellom et overflatepunkt Po og påfølgende punkter Pi, P2... Pn. I motsetning til dette er den sanne vertikale dybde (TVD) avstan-den mellom et punkt P og overflatepunktet Po målt i et vertikalplan. Både MD og TVD er viktig for korrekt loggedata-korrelering. På grunn av at MD gir et grunnlag for referansepunkter langs en utboret borebrønn, er formasjonsegenskaper ofte satt i sammenheng med nøyaktige MD-logger. Ved hjelp av instrumenter for måling-under-utboring (MWD) kan slike formasjonsdata som gammautstråling og resistivitet undersøkes mens en borebrønn utbores. Ved logging av MD i sammenheng med MWD-undersøkelser, kan formasjonsdata gis en gitt fysisk beliggenhet i forhold til borebrønnens utboringsbane. Så snart en borebrønn er blitt fullført, vil en logg for denne borebrønn vise formasjonsegenskaper ved hver MD-verdi. Slike formasjonsdata kan anvendes for å bestemme hvilke formasjonslag som synes å inneholde hydrokarbonavsetninger. Det kan f.eks. være slik at brønnloggen indike-rer at et gasslag vil foreligge i punkt Pm, mens et oljelag befinner seg i punkt Pi (en "produserende sone") mens et vannlag befinner seg ved punkt Pi+i. På grunn av at oljen er langt mer verdifull å utvinne enn gass, vil brønneiere ofte ønske å tømme oljelaget uten å forstyrre gassavsetningene på oversiden av oljen. Dette er i enda større grad tilfelle i forbindelse med vannlag da utvinning av vann sjelden eller ald-ri er lønnsom. Videre er det vanligvis meget uønsket å utilsiktet tømme et gasslag eller vannlag på grunn av at disse fluider har en tendens til å oversvømme en brønn i en slik grad at en slik brønn vil forbli ikke funksjonsdyktig inntil alt vann eller gass er blitt tatt ut fra brønnen. De iboende vanskeligheter i denne situasjon innebærer videre i mange tilfeller at en utvinnbar sone kan være mindre enn 50 fot i en borebrønn som kan ha en lengde på flere tusen fot. Det er derfor viktig at brønneiere tar opp brønnlogger som angir nøyaktig målte dybdeverdier for underjordiske formasjoner for det formål å kunne tømme en produserende sone uten å forstyrre inntilliggende lag.

Bestemmende myndigheter krever imidlertid ofte at brønneiere oppretthol-der detaljert formasjonsundersøkelsesinformasjon. Uønskede data vil kunne lede til utilsiktet overskridelse av reguleringsregler og vil da gjøre brønneiere til gjenstand for bøter eller andre straffetiltak. Nøyaktige MD-logger vil da gi brønneiere den informasjon som behøves for å tilfredsstille de regler som gjelder for bore-aktiviteter.

Opptak av nøyaktige MD-logger er vanligvis en ganske enkel rett-frem-prosess for brønner som anvender borestrenger sammenstilt av vanlige stålrør eller kveilet stålrørledning. For vanlige stålrør vil de forskjellige skjøterørledd som danner rørstrengen være av kjent lengde. En operatør behøver således bare å holde rede på antallet skjøterørledd som danner rørstrengen. For eksempel under henvisning til fig. 1 kan det være slik at ett hundre skjøteledd, som hvert har en lengde på tretti fot, forløper mellom et punkt Po og et punkt Pi, så vil MD ved punkt Pi være 3000 fot. Når en kveilet stålrørledning 20 anvendes så vil på lignende må-te lengden av den kveilede stålrørledning 20, som er gitt ut fra en oppkveilings-trommel 22 på jordoverflaten, fastlegge da MD. Ofte blir lengden av den kveilede stålrørledning målt som en funksjon av antallet omdreininger som utføres av et friksjonshjul (ikke vist), men lengden av den kveilede rørledning kan også måles ved hjelp av andre kommersielt tilgjengelige ledningsutleggingsinnretninger. Som angitt i fig. 1, kan da f.eks. en viser (ikke vist) på en spole 22 angi at 3000 fot kveilet stålrørledning 20 er blitt gitt ut mellom punktene Po og Pi. Denne viser kan da angi en MD-verdi på 3000 fot i punkt Pi. Så lenge overflatemålingene utføres korrekt bør således i hver av de ovenfor angitte tilfeller MD-verdien også være nøyak-tig. Det bør forstås at de eksempler som omtales bare er anskueliggjørende og på ingen måte representerer forventede dybdeverdier eller målenøyaktigheter.

Skjønt disse tidligere kjente MD-undersøkelsesteknikker kan være pålitelige for rørledninger utført av metall, slik som stål, vil imidlertid slike teknikker ikke gi nøyaktige loggerverdier for rørledninger utført i slike materialer som komposittmaterialer. Slike komposittmaterialer for kveilet rørledning er nærmere omtalt i en løpende patentsøknad med serienummer 09/081,961, som ble inngitt 20. mai 1998 og har tittelen "Well System", og som herved tas inn her som referanse. Rør-ledninger som ikke er fremstilt i metall, slik som komposittrørledninger, vil kunne være gjenstand for betraktelige lengdeforandringer på grunn av slike faktorer som temperatur, trykk og aksialbelastninger. Uheldigvis vil forhøyde temperaturer, høye driftstrykk og kompliserte trykk- og strekkbelastninger nesten alltid forekomme i borebrønnsomgivelser. En viss lengde av en kveilet komposittrørledning på jordoverflaten kan således bli gjenstand for utvidelse eller sammentrekning når den føres inn i en borebrønn. En overflatemålt lengde på en spole 22 kan således angi at f.eks. 3000 fot kveilet komposittrørledning er blitt gitt ut til punkt Pi. Vedkommende kveilede komposittrørledning kan imidlertid ha utvidet seg til en lengde på 3050 fot på grunn av de foreliggende borebrønnstilstander. Følgelig kan den faktiske utborede dybde til punkt Pi være 3050 fot og ikke 3000 fot. En ukorrigert MD-logg kan da oppvise alvorlige problemer i forbindelse med senere arbeidsproses-ser når slikt utstyr som perforeringsladninger blir trippet nedhulls for å frembringe uttrekk fra en produserende sone ved Pi. Da utstyret kjøres inn på en lednings-kabel eller annen innretning som ikke er gjenstand for samme grad av utvidelse, vil da ladningen bli innstilt ved 3000 fot istedenfor 3050 fot, og eventuelt da innenfor gasslaget ved Pm. Selv under påfølgende trippinger av kveilet rørledning for samme arbeidsoperasjon, kan faktisk nedhullsbetingelsene variere i en grad hvor det vil være vanskelig å korrelere logger for slike påfølgende trippeprosesser. På tross av kritisk behov for nøyaktige MD-logger, angir tidligere kjent teknikk ikke utstyr eller fremgangsmåter som er i stand til å korrigere overflatemålinger på rør-ledninger som er utført i materialer som deformeres når de utsettes for omgivelsesfaktorer.

KORT SAMMENFATNING AVVISSE FORETRUKNE UTFØRELSER

Foreliggende oppfinnelse angir utstyr og fremgangsmåte for å bestemme en underjordisk lengde av rørledninger utført i materialer som deformeres når de utsettes for visse omgivelsesfaktorer. Den underjordiske lengde av rørledningen representerer generelt den målte dybde. For en brønn med en kveilet kompositt-rørledning som liken navlestreng forløper fra jordoverflaten til en bunnhullssammenstilling i borebrønnen, vil en utførelse av foretrukket utstyr omfatte en overflateprosessor, overflatesensorer, nedhullssensorer samt telemetriutstyr. Overflateprosessoren omfatter programvare som bestemmer en omgivelsesprofil for rørledningen ved bruk av omgivelsesdata som tas opp ved hjelp av nedhulls- og overflatesensorer. Ved å anvende denne omgivelsesprofil på den overflatemålte lengde av navlestrengrørledningen, vil datamaskinprogramvaren være i stand til å beregne den underjordiske lengde av navlestrengrørledningen.

En utførelse av programvaren omfatter en minnemodul, en overvåkningsmodul og en beregningsmodul. Beregnede verdier, som data som har sammenheng med rørledningsegenskapene, brønnens utboringsbane og andre konstante verdier, lagres da i minnemodulen. Overvåkningsmodulen mottar informasjon om temperatur, trykk og spenning, samt brønnundersøkelsesverdier fra nedhulls- og overflatesensorer via telemetriutstyret. Beregningsmodulen bestemmer lengden av den underjordiske navlestrengrørledning ved uttrekk av relevant informasjon fra minnemodulen og overvåkningsmodulen. En foretrukket beregningsmodul bestemmer navlestrengrørledningens lengdeforandringer på grunn av temperaturforskjeller, hydrauliske trykkforskjeller og aksiale belastninger på navlestreng-rørledningen.

Andre utførelser av foreliggende oppfinnelse omfatter logging-under-utboring (LWD) ved hjelp av utstyrspakker som drives i sammenheng med det foretrukne utstyr. LWD-utstyrspakken logger formasjonsegenskaper slik som gam-mastråling og resistivitet. En foretrukket anordning kopler den loggede forma- sjonsdatainformasjon sammen med den beregnede underjordiske rørlednings-lengde.

I enda en annen utførelse blir foreliggende oppfinnelse anvendt i sammenheng med en foringskrave eller innretning for rørskjøtlokalisering som frembringer en nøyaktig lengdemåling av den avstand som tilbakelegges i et foret parti av en borebrønn. Målingene fra foringskravens rørskjøtlokalisering eller en lignende må-leinnretning anvendes da for å fastlegge eller kalibrere målingene i samsvar med foreliggende oppfinnelse.

Foreliggende oppfinnelsesgjenstand omfatter således en kombinasjon av

særtrekk og fordeler som gjør det mulig å overvinne de forskjellige problemer som foreligger ved tidligere kjente måleanordninger. De forskjellige karakteristiske trekk som er beskrevet ovenfor så vel som andre særtrekk vil umiddelbart erkjennes av fagkyndige etter gjennomlesing av den følgende detaljerte beskrivelse av foretrukne utførelser i henhold til oppfinnelsen under henvisning til de vedføyde tegninger.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE

For en mer detaljert beskrivelse av de foretrukne utførelser i henhold til foreliggende oppfinnelse skal det nå henvises til de vedføyde tegninger, hvorpå: fig. 1 er en skjematisk skisse som viser en brønn med en avvikende utboring gjennom en underjordisk formasjon,

fig. 2 er en skjematisk skisse som viser utstyr for dybdemåling og konstruert i samsvar med en foretrukket utførelse av foreliggende oppfinnelse,

fig. 3 er et blokkskjema som angir en foretrukket lengdekorreksjonsmetode som anvendes i sammenheng med dybdemålingsutstyr som er fremstilt i samsvar med en foretrukket utførelse av foreliggende oppfinnelse,

fig. 4 er et blokkskjema som angir en foretrukket rutine for å omforme en overflatemålt lengde til en referanselengde som anvendes i sammenheng med den foretrukne lengdekorreksjonsmetode,

fig. 5 er en skisse som viser et snitt gjennom et eksempel på en seksjon av en rørledning som transporterer borefluid, og

fig. 6 viser en skisse som angir et forstørret avsnitt som eksempel på en rørledning som befinner seg under aksial belastning.

DETALJERT BESKRIVELSE AV DEN FORETRUKNE UTFØRELSE

De foretrukne utførelser omfatter en anordning og en fremgangsmåte for å utlede en nøyaktig målt dybdeverdi (MD) ved å korrigere en målt lengde av en rør-formet kanal som er anordnet i en brønn. I henhold til en foretrukket utførelse av foreliggende oppfinnelse frembringes denne MD-verdi ved å korrigere en over-flatemåling av lengden av en rørformet enhet, slik som en kveilet komposittrørled-ning, ved å ta hensyn til aksial deformasjon på grunn av en omgivelsesprofil i brønnen. Uttrykket "omgivelsesprofil" gjelder da de forskjellige omgivende brønn-tilstander og belastninger som påføres av brønnutstyr langs brønnens utboringsbane. Disse omgivelsestilstander og belastninger er da iboende i underjordiske brønnoperasjoner. Uttrykket "rørledning" slik det anvendes i det følgende vil da gjelde et hvilket som helst rørformet legeme som er gjenstand for lengdeforandringer når det utsettes for omgivelsesfaktorer. Videre vil uttrykkene "rørledning", "kveilet rørledning", og "navlestreng" bli brukt slik at de kan utveksles med hverandre. Det skal nå henvises til fig. 2, hvor en bunnhullssammenstilling (BHA) 30 er vist i en utboret borebrønn 32. En navlestreng 34 i form av en kveilet komposittrør-ledning strekker seg fra en rørledningsspole 36 frem til BHA 30. Etter hvert som BHA 30 vandrer fremover gjennom brønnboringen 32, utføres MD-avlesninger for å bestemme beliggenheten av BHA 30. En første dybde hvorved en MD-verdi tas opp angis da som en dybdeverdi Di, mens et annet sted hvor en MD-avlesning blir tatt er angitt som en dybde D2, etc. Under utboringen vil den tilnærmede fysiske beliggenhet av BHA til enhver bli tid angitt som en dybdeverdi Dn. Denne dybde Dn representerer da en løpende beliggenhet for BHA 30, mens dybdeverdiene Di til og med Dn-i representerer tidligere beliggenheter for BHA 30.

For bedre å kunne beskrive utnyttelsen av foretrukne utførelse, vil et dyb-depunkt bli angitt som en dybdeverdi Di. Dybdeverdien Di representerer da et hvilket som helst punkt mellom dybdeverdien Di og dybdeverdien Dn langs en bore-brønns utboringsbane. Den overflatemålte lengde av den navlestrengrørledning 34 som er gitt ut til en dybde Di angis da som Li. Denne lengde Li bestemmes vanligvis av etfriksjonshjul (ikke vist) som roterer i inngrep med en kveilet rørledning når den drives ut nedover i borehullet. Den overflatemålte lengde Li tilsvarer imidlertid ikke alltid den sanne utboringsdybde ved en dybdeverdi Di. Omgivelsesprofilen for brønnen kan da ha brakt navlestrengrørledningen 34 til å forlenges eller å trekkes sammen. Den underjordiske lengde av navlestrengrørledningen 34 vil således være den overflatemålte lengde Li pluss den foreliggende grad av sammentrekning eller forlengelse.

Det skal nå atter henvises til fig. 2, hvor det er vist at foretrukket utstyr 26 for å korrigere den målte dybde til også å angi den faktiske utborede dybde omfatter en datamaskin 40, overflatesensorer generelt angitt ved henvisningstallet 42, nedhullssensorer generelt angitt ved henvisningstallet 44, samt nedhulls telemetriutstyr (ikke vist). De sensorer som er omtalt her er velkjent i industrien. Disse sensorer vil følgelig da bare bli omtalt ganske kort og er for øvrig vist skjematisk i fig. 2. Fortrinnsvis omfatter overflatesensorene 42 en strømningsmåler og en trykkomformer på en boreslampumpe (ikke vist), en temperaturføler, en spennings-måler på en rørledningsinjektor 38, en sensor for utmatet lengde, slik som et friksjonshjul (ikke vist) ved oppkveilingsspolen 36 og et viskometer. Nedhullssensorene 44 nær inntil BHA 30 omfatter fortrinnsvis en trykkomformer, en temperatur-sensor, en spenningssubb, en helningssensor og en asimutsensor.

Omformeren 40 omfatter en minnemodul (ikke vist) og en beregningsmodul (ikke vist). Minnemodulen omfatter en undersøkelsesfil (ikke vist). Denne under-søkelsesfil er fortrinnsvis strukturert til å lagre slike data som temperatur, asimut og helning for brønnboringen i en bestemt dybde Di. Et eksempel på innholdet i en undersøkelsesfil kan således omfatte en dybdeverdi (D), en asimutverdi (azi), en helningsverdi (inc) og en temperaturverdi (Te). Undersøkelsesfilen er fortrinnsvis organisert for å lagre data ved periodiske dybdeintervaller (f.eks. etter hvert inter-vall på tyve fot).

Datamaskinen 40 mottar data ved manuell innføring eller over kommunikasjonsforbindelser til nedhulls- og overflatesensorer. Nedhulls telemetriutstyr (ikke vist) kommuniserer avlesninger fra nedhullssensorer 44 til datamaskinen 40. Overflatemålte parametere, slik som pumpe-mengdestrøm, pumpetrykk, slamdensitet ("slamvekt") og overflatetemperatur kan avleses manuelt og legges inn i datamaskinen 40. Alternativt kan datamaskinen 40 være direkte forbundet med overflatesensorer som måler disse parametere. Andre parametere, slik som boreslam-densitet, borebrønnsgeometri og rørledningsgeometri blir fortrinnsvis lagt inn manuelt i datamaskinen 40. Målinger som gjelder diameter av åpent hull blir fortrinnsvis lagt inn automatisk. I begge tilfeller vil datamaskinen 40 skrive inn de påkrevde data i minnemodulen.

Det skal nå henvises til fig. 2 og 3, hvorav det vil fremgå at for å finne en målt dybdeverdi (MD) ved dybdenivået Di, så vil beregningsmodulen i datamaskinen 40 omfatte en foretrukket korreksjonsmetode 100 som tar med i beregningen av lengdeforandringer på grunn av én eller flere av de følgende faktorer, nemlig varmeutvidelse, trykkforskjell, hydraulisk strømning og strekk/trykk (f.eks. aksiale belastninger). Fremgangsmåten 100 bruker en første rutine 110 for å beregne en referanselengde RLj og en andre rutine 120 for å bestemme korreksjonslengden for å fastlegge MD. Referanselengden RLj, nemlig en teoretisk "basislinje"-lengde som vil bli omtalt nedenfor, blir fortrinnsvis beregnet med forut bestemte tidsinter-valler (f.eks. hvert 30. sekund). Dybdenivået Di, som angir en spesiell beliggenhet langs brønnboringsbanen, blir fortrinnsvis beregnet med forutbestemte avstands-mellomrom (f.eks. hver tyvende fot).

Referanselengden RLj angir et forutbestemt og vilkårlig referansepunkt hvorfra beregninger av målt dybde kan utføres. Kveilet rørledning på overflaten er forut for innføring allerede utsatt for slike faktorer som omgivelsestemperatur (f.eks. temperaturer i luft og borefluid) samt borefluidets hydrauliske trykk. Den kveilede rørledning kan også være utsatt for aksiale krefter (spenning) som kan påføres av et antall elementer som omfatter injektordrift, strippeenhet samt trekkenhet og vekten av rørledningen og BHA. Disse omgivelsesfaktorer vil ofte forandres under betjeningsoperasjoner i brønnen og derved forlenge eller forkorte lengden av den rørledning som er ført inn i brønnutboringen. To seksjoner av kveilet rørledning vil således, skjønt de har samme lengde når de utsettes for samme omgivelsesprofil, trenge et dybdehjul til å angi forskjellige overflatemålte lengder Lj hvis det foreligger forskjeller mellom omgivelsesfaktorene når disse to seksjoner av kveilet rørledning føres inn i brønnutboringen. Rutine 110 nedsetter til et mini-mum de feil som forårsakes av variasjoner i omgivelsesfaktorene på jordoverflaten ved å omforme samtlige overflatemålte lengder L til teoretiske referanselengder

RL.

Det skal nå henvises til fig. 4, hvor det er vist en foretrukket rutine 110 for å omforme en overflatemålt lengde Lj til en tilordnet referanselengde RL. Referanselengden RLj angir den beregnede lengde av et gitt avsnitt S av en kveilet rørled-ning ved en referanseomgivelsesprofil (f.eks. ved 72 grader F, ingen aksialbelast-ning, intet hydraulisk trykk påført av borefluid). Lengdeforandringer ALt, ALp og ALf, blir beregnet i prosesstrinnene henholdsvis 112, 113 og 114 og summert for å oppnå en verdi CLj, nemlig en korrigert lengdeforskjell, i trinn 116. Disse lengdeforandringer skriver seg da fra forskjeller i temperatur, trykk og aksiale belastninger mellom overflateverdiene og referanse-omgivelsesprofilene. Fortrinn 112, kan Tj være temperaturen i luft, borefluid eller en hvilken som helst annen varme/kjøle-kilde som kan påvirke den kveilede rørledning. I trinn 113 er den totale trykkforskjell som erfares av rørledningen, hvilket vil si det foreliggende trykkfall under vedkommende målepunkt. I trinn 114, representerer Fjden aksiale kraft som på-føres på den kveilede rørledning slik den måles av en spenningsverdimåler på overflaten. Referanselengden RLj blir beregnet i trinn 118 ved å summere lengde-forskjellen CL, referanselengden for det forutgående avsnitt (LRj-i), og forskjellen mellom de overflatemålte lengder av to påfølgende kveilede rørledningssegmenter (Lj-Lj-i). De andre aspekter ved beregningene i fig. 3, slik som material konstanter (f.eks. E) vil bli nærmere omtalt nedenfor.

Det skal nå henvises tilbake til fig. 3, hvor det ved foretrukket korreksjonsmetode 100 beregnes de samlede lengdeforandringer som forårsakes av temperatur ALTe, trykk ALp og aksial belastning ALf i rutinen 120. Eksempler på summe-ringsligninger for lengdeforandring på grunn av temperatur, trykk og aksial belastning (strekk) er vist henholdsvis i blokkene 122, 124 og 126. Som det vil fremgå, benyttes i de eksempelvise angitte ligninger en endelig elementanalyse for å bestemme lengdeforandringer av navlestrengrørledningen 34. Dette vil si at navle-strengrørledningen 34 er modellert som bestående av et antall avsnitt som er fastlagt ved dybdeverdiene Di i undersøkelsesfilen. For således å bestemme lengden av et avsnitt Si f.eks. mellom dybdeverdiene Di og Dm, vil rutinen 110 referere til de innlagte dybdeverdier i undersøkelsesfilen som tilsvarer disse punkter (f.eks. Di og Dm). I trinn 130, blir disse lengdeforandringer lagt til referanselengden RLforå fastlegge den gjeldende målte dybde MDneller Dn.

Det skal fremdeles henvises til fig. 3, hvor blokken 122 angir et eksempel på summering for å finne den totale varmeforlengelse ALTei et dybdenivå Dn. Denne summering omfatter lengdeforandringer på grunn av temperaturforskjeller for avsnittene Si til og med Sn. For avsnittet Si beregnes f.eks. lengdeforandringen ALiei ved å bruke temperaturen i dybdenivået Di og som er angitt som Tei, referan-seomgivelsesprofilens temperatur Teo (f.eks. 72°F), den termiske varmeutvidelseskoeffisient a for rørledningsmaterialet og lengden av snittet Si (Di - Dm).

Ved disse varmeforlengelsesberegninger brukes både data i sanntid og da-ta som er lagret i minnemodulen. For segmentet Sn angir nedhullssensorene 44 nær inntil BHA 30 temperaturen i dybdenivået Dn. For de øvrige avsnitt blir tempe-raturene i punktene Pi til og med Pn-i lagret i minnemodulens undersøkelsesfil og tas ut under beregningene av lengdeforandring.

Den foretrukne korreksjonsmetode 100 av hensyn til det forhold at varme-forlengelseskoeffisienten a for komposittmaterialer forandres med temperaturen. Sammenhengen mellom a og temperatur angis vanligvis av fremstilleren av rør-ledningsmaterialet og kan i ethvert tilfelle for øvrig bestemmes ved bruk av empi-riske data som er funnet eksperimentelt ved bruk av metoder som vil være velkjent innenfor fagområdet. Fortrinnsvis omfatter datamaskinens minnemodul en oppslagstabell som korrelerer temperaturen Te med en tilsvarende varmeutvidelseskoeffisient a. Det bør bemerkes at blokk 122 bruker en undersøkelsesfil-inngang for Dn. Dybden for denne inngang er ikke tilgjengelig. Denne dybde må følgelig anslås under henvisning til den tidligere dybdeavlesning.

Det skal fremdeles henvises til fig. 3, hvor blokk 124 viser et eksempel på summering for å finne den totale forlengelse ALp ved dybdenivået Dn på grunn av trykkforskjeller. Trykkforskjeller i navlestrengrørledningen 34 innfører en aksial deformering som forårsaker en forandring av rørledningens lengde. Det skal nå henvises til fig. 5, hvor borefluid 142 er vist å strømme nedhulls gjennom rørled-ningen 34 og videre opphulls gjennom et ringformet rom 144 som dannes mellom navlestrengrørledningen 34 og borehullets vegg 146. Trykket Pt i navlestrengrør-ledningen 34 er vanligvis større enn trykket Pa i ringrommet 144. Trykkforskjellen AP er da forskjellen mellom trykket Pt inne i navlestrengrørledningen 34 og trykket Pa i ringrommet. En positiv trykkforskjell AP vil da ha en tendens til å utvide navle-strengrørledningen 34 i radial retning. Radial utvidelse av navlestrengrørledningen 34 vil da forårsake en lengdereduksjon av navlestrengrørledningen 34. Prosedyrer for beregning av lengdeforandringer forårsaket av trykkforskjeller på rørformede legemer vil være velkjent innenfor fagområdet. De beskrevne beregninger er føl-gelig bare angitt for å anskueliggjøre generelle betraktninger ved utførelse av slike beregninger.

Trykkforskjellen AP for segmentet Si blir beregnet ved å bruke kommersielt tilgjengelige modelleringsanvendelser/programvare for hydraulisk fluid. Det skal nå henvises til fig. 3 og 5, hvor det er angitt at det i beregninger av trykkforskjeller AP typisk inngår målt densitet av borefluidet (kjent som "slamvekt"), pumpetrykk, ned-hullstrykk ved BHA, borefluidets viskositet, diameteren av borebrønnen (Dw), ytter-diameteren av navlestrengrørledningen 34 (Dot) og innerdiameteren av navle-strengrørledningen 34 (Dit). Det bør bemerkes at Dwenten kan være diameteren av borebrønnen 32 eller innerdiameteren av en ferdigstillingsforing for utboringen (ikke vist) og som er sementert inn i borebrønnen 32. Det bør også bemerkes at en foring 155 kan være installert inne i navlestrengrørledningen 34. I et slikt tilfelle vil Dit være innerdiameteren av den innerste foring. Beregningen av trykkforskjell utnytter fluidmekaniske løsninger som vil være velkjent innenfor fagområdet. Videre vil programvare-progammer som utfører slike beregninger være tilgjengelige fra mange forskjellige kommersielle kilder.

Fortrinnsvis vil en differensialtrykksensor (ikke vist) ved BHA 30 bli brukt for å kontrollere nøyaktigheten av trykkforskjellberegningene. Det vil erkjennes at de ovenfor beskrevne beregninger vil frembringe trykkforskjellverdier for hvert avsnitt av den kveilede navlestrengrørledning 34, innbefattet for avsnittet Sn som ligger nær inntil BHA 30. Trykkfallet for avsnittet Sn vil således kunne sammenlignes med sensoravlesningen for BHA-trykkforskjellen. Hvis faktiske og beregnede trykkfor-skjellsverdier ligger innenfor foreskrevne toleranser, så vil det være sannsynlig at modelleringsligningene for hydraulisk fluid på pålitelig måte vil være i stand til å forutsi fluidstrømningen inne i den kveilede navlestrengrørledning 34. Hvis det foreligger betraktelig forskjell mellom de beregnede og målte verdier, så kan et annet sett av fluidstrømningsmodellerende ligninger (f.eks. i henhold til effektlov, Bingham, Herschel-Buckley, i henhold til Newton) bli brukt for å beregne trykkforskjeller. Beregningsmodellen kan faktisk programmeres til å i rekkefølge gå gjennom et antall hydrauliske modelleringsprogrammer for det formål å finne det mo-delleringsprogram som gir den beregnede trykkforskjellsverdi for avsnittet Sn som best tilsvarer den målte trykkforskjell for avsnittet Sn.

Ved bruk av den beregnede trykkforskjell AP, kan en krympe-spenning a som tilsvarer trykkforskjellen AP for avsnittet Si finne ut i fra trykkforskjellen AP og rørledningens geometri.

Denne beregning krever typisk innerdiameteren av rørledningen 34 (Dit) samt rør-ledningens veggtykkelse Wth. Når en foring er installert inne i navlestrengrørled-ningen 34, så vil Dit være innerdiameteren av den innerste foring. Deretter blir en aksial deformasjon beregnet ved bruk av ringbåndsspenningen a:

Aksial forlengelse e beregnes delvis ved bruk av den kveilede rørlednings egen-skaper. Det vil være kjent at komposittmaterialets materialegenskaper kan forandres med temperaturen. På grunn av at temperaturen i borebrønnen 34 kan variere dramatisk, så vil verdiene av Youngs modul og Poisson-forholdet være fastlagt ved vedkommende omgivelsestemperatur. Datamaskinens minnemodul kan da f.eks. omfatte en oppslagstabell som korrelerer Youngs modulus og Poissons-forholdet med temperaturen. Med disse faktorer tatt i betraktning vil lengdeforandringen på grunn av trykkforskjell bli fastlagt ved summering av de enkelte lengdeforandringer for segmentene Si til Sn.

Det skal nå henvises til fig. 6, hvor det er angitt flere faktorer som kan påvirke strekket i det eksempelvis angitte rørledningsavsnitt Si, nemlig massen av rør-ledningsavsnittet Si, strømningen av borefluid i rørledningsavsnittet Si, glidefrik-sjonskraften Fs, overtlatefriksjonskrefter Fin, Fann, og de belastninger som forårsakes av trekkraft eller injeksjon. I henhold til den foretrukne fremgangsmåte 100 beregnes den spenning som forårsakes av de forskjellige faktorer for det avsnitt av kveilet rørledning som ligger nærmest overflaten og derpå beregnes forandringer i spenningen for hvert påfølgende element.

Den rørledningsmasse som er fastlagt av eksempelavsnittet Si har en drifts-vekt Wb som induserer en spenningsforandring i navlestrengrørledningen 34. Vekten Wb av rørledningen beregnes ut i fra volumet av rørledningsavsnittet Si. Opp-drift må tas med i betraktningen på grunn av at navlestrengrørledningen 34 er nedsenket i borefluid. Et eksempel på ligning for bestemmelse av den kraft Fwsom kan tilskrives Wb er da som følger:

Verdiene for inc tas fra innlagte verdier i undersøkelsesfilen i minnemodulen. Det vil erkjennes at den ovenfor angitte ligning tar med i beregningen ikke-vertikale borebrønnen Det skal fremdeles henvises til fig. 6, hvorfra det vil fremgå at det borefluid som strømmer nedover gjennom navlestrengrørledningen 34 og oppover i borehullet gjennom det ytre ringrom induserer trekkrefter på overflatene av navle-strengrørledningen 34. Den trekkraft som forårsakes av det borefluid som strøm-mer gjennom navlestrengrørledningen 34 har en tendens til å frembringe en strekkspenning i navlestrengrørledningen 34 og er betegnet ved Fbore. Den trekkraft som forårsakes av det borefluid som strømmer gjennom det ytre ringrom har en tendens til å indusere en trykkraft i navlestrengrørledningen 34 og betegnes da SOm Fann. De fluidtrekkrefter Fbore og Fann kan da beregnes ved bruk av kjent fluid-mekanikkmodellering. Eksempler på beregninger for å bestemme trekkreftene basert på trykkforskjeller langs en gitt overflate og de overflateområder hvorpå disse trykkforskjeller virker kan da være som følger:

Friksjonskraft Ff motsetter seg glidebevegelsen av den kveilbare navle-strengrørledning 34 av komposittmateriale. I tillegg til den normale komponent av Wb, vil den spenning som påføres det kveilbare rørledningsavsnitt og frembringe differensialtrykk også bidra til normalkraften, eller sidekraften (RSF), som har sammenheng med friksjonskraften Ff. Sidekraften RSF har en helningskomponent SFI og en asimutkomponent SFA. Beregninger kan f.eks. være som følger:

Som det vil fremgå, tar SFI hensyn til vekten av den kveilede rørledning (Wb), trykkforskjellen (dP) samt spenningsforandringen (AFm). SFA tar i betraktning trykkforskjellen (dP) og spenningsforandringen (AFm). Friksjonskraften Ff er ganske enkelt RSF multiplisert med friksjonskoeffisienten u.:

På grunn av at retningen av friksjonskraften Ff avhenger av bevegelsen av den kveilbare komposittrørledning, blir en tripp-modusfaktor (tmf) brukt for å tildele den korrekte positive eller negative verdi til Ff. Hvis den kveilbare navlestrengrørled-ning 34 blir trukket nedover, så blir tmf tildelt en positiv verdi (f.eks. +1) for å angi at denne friksjonskraft har en tendens til å nedsette spenning. Hvis den kveilede navlestrengrørledning 34 blir skjøvet opphuls, så vil tmf bli tildelt en negativ verdi (f.eks. -1) for å angi at friksjonskraften nå har en tendens til å nedsette trykkraft.

Spenningsverdiene kan anvendes for å bestemme den totale spenningsforandring for kveilede rørledningsavsnitt Si:

De ovenfor angitt beregninger utføres for hvert avsnitt Si. For det innleden-de sett av beregninger blir friksjonskoeffisienten u. fortrinnsvis gitt en antatt verdi for friksjonskoeffisienten i brønnen. Etter at denne første gjentakelsesprosess er fullført, så vil den beregnede spenningsverdi for avsnittet Sn (hvilket vil si Fn), nemlig det avsnitt av den kveilbare rørledning som ligger nærmest inntil BHA, sam-menlignet med den spenningsverdi som måles av spenningssubben nær inntil BHA. Hvis den beregnede og den målte spenningsverdi begge ligger innenfor en spesifisert toleranse, så antas verdien for u. å være en rimelig anslått verdi for brønnboringens friksjonskoeffisient. Hvis den beregnede spenningsverdi ikke kan godtas, så vil u. bli revidert og spenningsberegningene gjentas da for samtlige kveilede rørledningsavsnitt. Denne prosess fortsetter inntil de beregnede og målte spenningsverdier ligger rimelig nær hverandre.

Endelig blir den beregnede verdi for Fi anvendt for å beregne ALf:

I drift vil således den første rutine for datamaskinens beregningsmodul pe-riodisk beregne referanselengder RL som BHA og tilsluttet kveilbar navlestrengrør-ledning 34 som forløper gjennom en borebrønn. Når BHA når et forut fastlagt dyb-deintervall, så vil den andre rutine av beregningsmodulen utføre en endelig ele-mentmodellanalyse av den kveilede navlestrengrørledning 34 i borebrønnen. Ved bruk av målte og beregnede omgivelsesfaktorer, vil så den andre rutine beregne det målte dybdenivå for BHA. Beregningsmodulen rapporterer den målte dybde og oppdaterer minnemodulens undersøkelsesfil med hensyn til dybde, temperatur og borebrønnens orienteringsdata.

Utstyret 100 kan være innrettet for å motta data enten ved manuell tilførsel eller ved direkte kommunikasjonsforbindelser med overflate og nedhullssensorer. Overflatesensorer som måler slike parametere som overflatemålt rørledningsleng-de, pumpemengdestrøm, pumpetrykk, opphektet belastning og overflatetemperatur, kan da direkte tilføres en datamaskin ved bruk av kjente kommunikasjonsmid-ler. Viskositet og "slamvekt" for borefluidet kan varieres for å tilpasses utboringsarbeidene. Skjønt viskositet og "slamvekt" kan direkte føres inn i datamaskinen, antas variasjoner av disse å være mindre hyppige og de vil da være bedre egnet for manuell innlegging. I tillegg kan nedhullssensorer som måler spenning, temperatur og trykk være forbundet med datamaskinen over telemetriutstyr ved bruk av ledningsføring innleiret i rørledningens vegger. Slike parametere som borebrønns-geometri og den kveilbare rørledningsgeometri blir fortrinnsvis lagt inn manuelt i datamaskinen. Det bør forstås at ingen spesiell rekkefølge er nødvendig i den prosess som går ut på tilførsel og uttrekk av data. Heller vil det ikke være noen bestemt sekvens som er nødvendig i beregningene av underjordiske røravsnittsleng-der. I den utstrekning sensorinformasjonen blir direkte matet inn i datamaskinen, kan denne datamaskinen omfatte en overvåkningsmodul som tar opp data fra brønnoverflaten og fra nedhullssensorer.

Det foretrukne utstyr 100 kan også være utlagt med andre dybdemålings-innretninger. Innretninger som kan lokalisere skjøtepartier eller kraver i forede bo-rebrønner kan frembringe nøyaktige dybdemålinger. Lokaliseringsinnretninger for brønnforingskraver og andre lignende innretninger er omtalt i en løpende patent-søknad med serienr. 09/286,362 inngitt 5. april 1999, og som herved tas inn som referanse for alle formål. Under utbedringsarbeider kan en BHA vandre gjennom et omfang av en foret borebrønn før det dannes et nytt lateralt uttappingshull eller en borebrønn fra et brønnsparkpunkt. En foringskrave-lokalisator eller lignende innretning kan brukes for avgjørende måling av den underjordiske rørlednings-lengde mellom overflaten og brønnsparkpunktet. Denne fastlagte lengde kan da sammenlignes med den beregnede lengde av rørledningen for å kalibrere brønn-sensorer eller modifisere beregningsmetodene.

I en annen utførelse kan det foretrukne utstyr og/eller tilsvarende fremgangsmåte anvendes etter at en brønn er blitt utboret. Det kan f.eks. bestemmes at hydrokarbonavleiringer befinner seg i en målt dybde Di. For å kunne utføre ar-beidsoperasjoner, slik som en perforering i målt dybdenivå Di, kan en kveilbar komposittrørledning slippes nedhulls for å tilføre de redskaper som behøves for å perforere borebrønnen i et dybdenivå i. Kveilbar komposittrørledning som er trippet nedhulls kan da være gjenstand for samme brønnboringsbetingelser og drifts-parametere som forårsaker rørforlengelse under utboring. Det foretrukne utstyr vil således kunne anvendes for å korrigere den målte overflatelengde L for det formål å fremføre redskaper til den fastlagte dybde Di. I denne utførelse blir det foretrukne utstyr brukt som et ledningsverktøy.

I enda andre utførelser kan det foreliggende lengdekorrigerende utstyr og tilsvarende fremgangsmåte utnyttes som et tredimensjonalt (3D) styringsanlegg. Forut for brønnkonstruksjonsaktiviteter utfører operatører typisk tallrike geologiske studier av lovende underjordiske formasjoner. Seismisk utprøving, brønnlogging og andre reservoarbeskrivende teknikker blir brukt for å identifisere og fastlegge hydrokarbonreservoarer. Slik utprøving kan antyde at en tredimensjonal brønn-utboringsbane kan maksimere en borebrønns tilgang til en hydrokarbonavsetning og/eller gjennomskjære to eller flere hydrokarbonavleiringer eller lag. For å frembringe en tredimensjonal brønnboring, blir først en slik tredimensjonal brønnutbo- ringsbane først utviklet basert på den informasjon som kan utledes fra kjente re-servoarbeskrivelsesteknikker. Den tredimensjonale brønnboringsbane blir så digitalt kartlagt og ført inn i en minnemodul i en datamaskin for generelle formål. Under utboringsarbeidene kan den sanne målte dybde som fastlegges ved lengde-korreksjonsmetoden i samvirke med asimut- og helningsmålinger utført av BHA-sensorer, sammenlignes med den digitalt kartlagte tredimensjonale brønnutbo-ringsbane. Hvis BHA-orienteringen og -beliggenheten ikke er i samsvar med den ønskede tredimensjonale brønnutboringsbane, så kan korrigerende tiltak treffes.

Det foretrukne utstyr 100 kan også tilpasses til å frembringe en anvisning av rørledningens glidebevegelse. Som tidligere forklart, vil en trekkenhet ved BHA 30 dra rørledningen gjennom borebrønnen. "Låsing" finner ofte sted når den kveilbare rørledning opphører å gli glatt inne i borebrønnen. Kveilbare rørledninger begyn-ner typisk å bukte seg som en bølge eller på sinusaktig måte. Hvis dette ikke ret-tes på vil den kveilede rørledning utbuktes i skrueform, nemlig en meget verre til-stand som kan kreve betraktelig etterarbeide for å korrigeres. I andre tilfeller kan den kveilbare rørledning bli opphengt på et kne i borehullet eller andre hindringer i borebrønnen. En fremgangsmåte for å utlede en tidlig anvisning av rørlednings-"låsing" omfatter overvåkning av friksjonskoeffisienten u. mellom rørledningen og borebrønnen. En uventet eller dramatisk forandring av friksjonskoeffisienten u. kan varsle en operatør om slike tilstander i borebrønnen. Ved således å beregne og logge friksjonskoeffisienten vil således en operatør ha tilgang til en fremgangsmåte for å overvåke den kveilede rørledningsintegritet i sanntid eller nesten sanntid. En automatisert sikkerhets-nedkopling kan videre aktiveres i det tilfelle friksjonskoeffisienten overskrider en forutbestemt verdi.

Det bør forstås at de beskrevne ligninger og beregninger bare er ment å ut-gjøre eksempler. Disse ligninger og tilhørende beskrivelse har bare som hensikt å anskueliggjøre visse betraktninger i forbindelse med utledning av løsninger for å forutsi spenningen i navlestrengrørledningen 34. En vanlig fagkyndig på området vil lett forstå de fluid- og faststoff-mekanismer som har sammenheng med bestemmelse av spenningsberegninger. Videre vil en fagkyndig på område erkjenne at visse aspekter ved de beskrevne beregninger kan omfatte tilnærmelse av eller ekstra polering av beregnede eller målte data.

Det vil også forstås at den foreliggende korreksjonsmetode og tilhørende utstyr angir en foretrukket ingeniørarbeidsmodell for brønnboringstilstander og ut- boringsparametere. Andre modelleringsmetoder som utnytter forskjellige hydrauliske og fysiske modelleringer kan imidlertid vise seg å være like tilfredsstillende. Ved visse anvendelser kan det f.eks. bestemmes at lengdeforandringer på grunn av én eller flere slike faktorer som temperatur vil være tilstrekkelig små til å kunne ignoreres. Forbedrede nedhullssensorer vil videre kunne erstatte visse beregnede verdier med faktiske avlesninger (f.eks. avlesninger av trykkforskjeller). Patent-kravene vil således ikke være begrenset til de beskrevne modelleringsteknikker eller utførelsesmetoder.

Skjønt foretrukne utførelser av foreliggende oppfinnelse er blitt vist og beskrevet, vil modifikasjoner av disse kunne utføres av fagkyndige på området uten derfor å avvike fra denne oppfinnelses idéinnhold og utførelseslære. De utførelser som er beskrevet her er bare å betrakte som eksempler og angir ingen begrens-ning av foreliggende oppfinnelse. Mange utførelsesvarianter og modifikasjoner av vedkommende utstyr og apparater vil være mulig og ligger da innenfor oppfinnelsen omfangsramme. Oppfinnelsens omfang er således på ingen måte begrenset av de utførelser som er beskrevet her, men er bare begrenset av innholdet i de etterfølgende patentkrav, hvis omfang er ment å omfatte alle ekvivalenter til pa-tentkravenes faktiske innhold.

Claims (7)

1. For rørledning fremstilt av materiale som deformeres når det utsettes for borebrønnsomgivelser, en fremgangsmåte for å bestemme lengden av en underjordisk rørledning som er ført inn i et borehull, som omfatter: (a) registrering av en overflatemålt lengde av rørledningen før inn-føringen, (b) bestemmelse av en omgivelsesprofil som omfatter overflatetemperatur, borebrønnstemperatur, hydraulisk trykk og strømningsdata for borefluid som strømmer inne i rørledningen, hydraulisk trykk og strømningsdata for borefluid som strømmer på utsiden av rørledningen, spenning i rørledningen og friksjonskrefter som virker på rørledningen, (c) beregning av en første lengdeforandring ved bruk av overflatetem-peraturen, borebrønnstemperaturen og en varmeutvidelseskoeffisient for rørled-ningsmaterialet ved borebrønnstemperaturen, (d) beregning av en andre lengdeforandring ved bruk av det hydrauliske trykk av borefluid som strømmer på innsiden av rørledningen, det hydrauliske trykk av borefluid som strømmer på utsiden av rørledningen, samt et Poisson-forhold og elastisitetsmodul for rørledningsmaterialet ved borebrønnstemperaturen, (e) beregning av en tredje lendeforandring ved bruk av spenningen i rør-ledningen, spenningen på overflaten og de friksjonskrefter som virker på rørled-ningen, og (f) fastleggelse av rørledningens underjordiske lengde ved bruk av førs-te, andre og tredje lengdeforandring.

2. Brønnkonstruksjonssystem, som omfatter: en rørledningsstreng med en ytterende, en sensorpakke montert nær inntil rørledningsstrengens ytterende, hvor denne sensorpakke er konfigurert for å detektere omgivelsesdata i borebrønnen, en rørlengdemålende teller samordnet med rørledningsstrengen, flere sensorer på overflaten, hvor disse overflatesensorer er konfigurert for å detektere omgivelsesdata på overflaten, en overflateprosessor konfigurert for å motta de angitte omgivelsesdata i borebrønnen og på overflaten, og en første modul tilordnet overflateprosessoren, hvor denne første modul er konfigurert for å beregne en underjordisk rørledningslengde på grunnlag av de angitte omgivelsesdata i borebrønnen og på overflaten.

3. Brønnkonstruksjonssystem som angitt i krav 2, hvori den angitte sensorpakke omfatter en sensor for å detektere hydraulisk trykkfall nær inntil ytterenden av rørledningsstrengen.

4. Brønnkonstruksjonssystem som angitt i krav 2, som videre omfatter en spenningssubb innrettet for å avlese spenningen i rørledningsstrengen på et sted nær inntil rørledningens ytterende.

5. Fremgangsmåte for å bestemme den sanne lengde av en kveilbar kompo-sittrørledning som er ført inn i et borehull, idet fremgangsmåten omfatter: lagring av den kveilbare komposittrørlednings materialegenskaper, bore-hullsgeometri og rørledningsgeometri i en minnemodul for en datamaskin, registrering av en overflatemålt lengde av rørledningen før innføringen, lagring av den overflatemålte lengde av rørledningen i en minnemodul for en datamaskin, avføling av temperaturer, trykk og krefter som virker på rørledningen, lagring av vedkommende temperatur, trykk og kraftdata i en minnemodul for en datamaskin, beregning av en første lengdekorreksjon ved bruk av de lagrede materialegenskaper for den kveilbare komposittrørledning, borehullets geometri og vedkommende temperaturdata, beregning av en andre lengdekorreksjon ved bruk av de lagrede materialegenskaper for den kveilbare komposittrørledning, borehullets geometri og vedkommende trykkdata, beregning av en tredje lengdekorreksjon ved bruk av de lagrede materialegenskaper for den kveilbare komposittrørledning, borehullets geometri og vedkommende kraftdata, bestemmelse av rørledningens lengde ved bruk av angitt første, andre og tredje lengdekorreksjon.

6. Fremgangsmåte som angitt i krav 5, hvori materialegenskapene for den kveilbare komposittrørledning i det angitte lagringstrinn omfatter elastisitetsmodulen og Poisson-forholdet.

7. Fremgangsmåte som angitt i krav 6, hvori elastisitetsmodulen og Poisson-forholdet er lagret i en oppslagstabell, hvor denne oppslagstabell angir elastisitetsmodul og Poisson-forhold som funksjon av temperaturen.