Deepwater Horizon-katastrofen har blant annet ført til økt fokus på deteksjon av brønnspark. Nå har det norske forskningsprogrammet DrillWell gjort betydelige funn. (Foto: HO)

DRILLWELL

Et «kick» i brønnen kan bli katastrofe. Nå tror norske forskere de har funnet en løsning

Funnet kan gi tryggere oljeboring.

I 2010 inntraff en av de største oljekatastrofene i moderne tid, da oljeselskapet BP fikk et brønnspark som ikke ble håndtert godt nok på riggen Deepwater Horizon.

Det førte til at 11 mennesker mistet livet, og en enorm miljøkatastrofe var et faktum.

Nå har det norske forskningsprogrammet DrillWell kommet frem til betydelige resultater som kan føre til tryggere boring i vanlige oljebrønner og mer «hissige» brønner med veldig høyt trykk og høy temperatur.

–Avgjørende for sikker boring 

I en masteroppgave skrevet av Harald Foldnes ved NTNU i etterkant av Deepwater Horizon-ulykken heter det blant annet at man ikke hadde hatt godt nok fokus på deteksjon av brønnspark.

– Oljeindustrien er en kompleks bransje som bruker mye sofistikert teknologi. Mye tyder derimot på at bransjen har hatt altfor lite fokus på å utvikle å ta i bruk sofistikert utstyr for overvåkning og deteksjon av brønnspark. En rekke alvorlige ulykker internasjonalt, men også på norsk sektor, kunne vært unngått med riktig utstyr for brønnovervåkning, heter det i masteroppgaven.

Forskningsprosjektet DrillWell startet i 2012, og støttes av Forskningsrådet og oljeselskapene Statoil, Det norske oljeselskap, ConocoPhillips, Wintershall og Lundin. Sintef Petroleum, Iris, NTNU og Universitetet i Stavanger utgjør forskningspartnerne i DrillWell, som etter planen skal vare ut 2019.

Resultatet de nå har kommet frem til kan ha betydning for boresikkerheten i oljeindustrien, særlig når det kommer til brønnspark.

– Forståelsen av hvordan gass/oljeinntrengning – altså brønnspark – oppstår, og hvordan dette påvirkes av baseoljen i oljebasert borevæske, er avgjørende for planlegging og gjennomføring av sikker boring, ifølge Harald Linga, forskningssjef for avdeling for boring og brønn hos SINTEF Petroleum.

 Borevæskens egenskaper

Funnene som er gjort, er knyttet til den oljebaserte borevæsken som brukes i brønnoperasjoner. Væsken brukes blant annet til transport av kaks, til smøring og som kjøling av borekrone og borestreng.

Borevæsken balanserer også trykket i brønnen mot det utborede reservoaret for å hindre lokale innstrømninger av gass og olje inn i brønnen for å unngå brønnkollaps.

Derfor er borevæskens egenskaper spesialtilpasset de aktuelle brønnene, ved tilsetning av forskjellige basisoljer, vektmateriale, emulgatorer, saltløsninger og vann.

Ved gassinntrengning i oljebasert borevæske ved høyt trykk, kan store mengder av naturgass bli oppløst i borevæsken. Når væsken strømmer videre opp i brønnen, faller trykket og oppløst gass kokes ut.

– Muligheten for å detektere gassinntrengning på et tidlig stadium og å kunne beregne alvorligheten av dette, er kritisk for sikker boring, sier Linga.

Oljebaserte borevæsker er ofte førstevalget ved boring i kompliserte bergarter, langtrekkende brønner og i såkalte høyt-trykks-høytemperatur brønner der lav friksjon og termisk stabilitet er spesielt viktig.

Og det er her DrillWell-prosjektet har funnet betydningsfulle resultater.

– Vi har undersøkt de to hovedtypene av olje som brukes for oljebaserte borevæsker: En baseolje av typen normal mineralolje, og en baseolje med lineære parafiner. Den siste er mest brukt i brønner med høyt trykk og høy temperatur, der det er størst risiko for alvorlig gassutkoking, ifølge Linga.

Resultatene fra den eksperimentelle undersøkelsen viser at egenskapene til borevæskene med de ulike baseoljene er tilnærmet likt frem til et trykk på 400 bar.

– Over dette trykket går borevæsken med lineære parafiner over i såkalt tettfase. Dette betyr at gass lokalt kan strømme ubegrenset inn i blandingen av borevæske og naturgass uten at dette detekteres på boredekket.

  • 1000 bar, 200 grader

Dette medfører ifølge forskerne en risiko for betydelig volumekspansjon og akselerasjon av borevæske og naturgass. For borevæske med mineraloljer inntrer situasjonen med tettfase ved 100 bar høyere trykk enn med lineære parafiner.

– Bruk av normal mineralolje som baseolje gir derfor operatøren en klart bedre mulighet til å detektere gassinntrengning og utøve sikker brønnkontroll, sier Linga.  

I DrillWell-programmets første fase (2012-2015) er det ifølge Sigmund Stokka, Iris’ senterleder for DrillWell, utviklet metoder og testanlegg for å bestemme gassabsorpsjonskapasitet i borevæsker ved brønnbetingelser opp til 1000 bar og 200 grader celsius, samt å måle borevæskens tetthet og rheologi (viskositet) som funksjon av innlasting av naturgass.

– Slike egenskaper er sentrale for nøyaktige planleggingsverktøy og simulatorer for brønnkontroll. I siste fase av DrillWell, periode 2016-2019, vil disse eksperimentelle data brukes videre for utvikling av en ny og avansert modell for brønnkontroll, ifølge Stokka.

Les også: Dette bildet får det til å gå kaldt nedover ryggen på norsk offshorenæring