Lete- og avgrensningsboring
Det er stor usikkerhet forbundet med leteboring etter olje og gass. I mange tilfeller ender man opp med ikke å finne hydrokarboner. På norsk sokkel er sannsynligheten for å finne hydrokarboner regnet som høy, mellom 20–40 %, avhengig av hvilke områder det blir boret i. Internasjonalt er funnsannsynligheten ofte nede i 10–15 %.
Norske myndigheter tildeler rettigheter til å utforske en blokk (et område). Operatøren for en blokk kartlegger området og anbefaler hvilke forundersøkelser som skal gjøres, og hvor det skal bores letebrønner til de andre rettighetshaverne i lisensen.
Etter at de seismiske undersøkelsene i et område er utført, går geologene gjennom alle undersøkelsene og analyserer resultatene. Med geologisk modellering kan de anslå om det er sannsynlig at det er takbergart, reservoarbergart og kildebergart i området. Dette er en forutsetning for å kunne finne olje.
Dersom geologene mener det er tilstrekkelig sannsynlighet for hydrokarbonfunn, vil de anbefale neste steg, som er leteboring. Boring av brønn er den eneste metoden for faktisk å påvise hydrokarboner. Alt annet er sannsynlighetsberegning.
Geologene anbefaler hvor den første letebrønnen (wildcat) bør bores, og, dersom det blir gjort funn, hvor mange avgrensingsbrønner ( appraisal wells) som trengs for å undersøke størrelsen og kvaliteten på reservoaret.
Når det er besluttet å bore letebrønner, utarbeider operatøren et boreprogram. Boreprogrammet beskriver de antakelsene som er gjort om formasjonsdyp, poretrykk og formasjonsstyrke (geologiske prognoser), og sannsynligheten for å treffe på grunn gass. Programmene beskriver også hvilken slamvekt som skal brukes, dimensjoner på hullseksjonene og settedyp for casing. Programmet beskriver også hvilke boreparametre som er mest optimale for de forholdene som er forventet.
I planleggingsfasen er det også viktig å vurdere hva som er riktig rigg til jobben. Havdyp og værforhold kan være begrensende for valg av rigg. Også kostnadene ved leie og tilgjengelighet på markedet virker inn på valget.
På norsk sokkel brukes oftest halvt nedsenkbare borerigger ( semi-submersible) til boring av letebrønner. Det kan også benyttes boreskip eller oppjekkbar rigg. Men oppjekkbare rigger er ikke vanlig å bruke til leteboring i ukjente områder. I tilfelle man taper brønnkontroll, trenger man å kunne flytte riggen fra området, og da er oppjekkbare rigger lite egnet.
Ut fra forundersøkelsene lages det prognoser (antakelser) for hvordan trykket varierer med dypet. Prognosen tar utgangspunkt i normal hydrostatisk trykkøkning i dybden og justeres i henhold til kjent informasjon om høyden på formasjonslagene og trykk for ulike formasjoner. Justeringene gjøres ut fra funnene som er gjort i seismiske forundersøkelser og geologisk modellering.
Borevæsken som skal brukes er tilsatt vektmateriale til en densitet som er tilpasset forventet trykk i formasjonene. Ved leteboring borer man i ukjente formasjoner. Planlegging av leteboring må ta høyde for at det kan være grunn gass i formasjonene. På grunn av usikkerheten skal det alltid være tungt boreslam (killmud) som står klart til bruk i tilfelle det bores inn i gassoner eller man mister brønnkontroll.
Underveis i boreoperasjonen utføres leak off test (LOT). Det er en trykktest av formasjonen. Testen viser hvor mye trykk formasjonen tåler før den sprekker, og resultatet logges som formasjonsstyrke i poretrykksdiagrammet.
Grunn gass er definert som gass i områder fra havbunnen og ca. 1200 meter ned. Når man møter grunn gass er det ofte før surface casing med BOP er montert på brønnen. Det betyr at man ikke kan stenge brønnen ved utstrømning av gass. For å redusere konsekvenser ved utstrømning, bores et pilothull i øvre del av brønnen.
Pilothullet er betydelig mindre enn casinghullet, vanligvis brukes 8 ½ " eller 9 ⅝ ” borekrone. Dersom det blir påvist grunn gass, er det lettere å sikre og kontrollere gassen i et lite hull, enn om hullet hadde vært 26"–36". En mindre borekrone reduserer belastningen på den unge og relativt svake formasjonen rundt borehullet, og dermed reduseres faren for oppsprekking. I sprekker kan grunn gass gå inn i formasjonen og komme opp på havbunnen på steder man ikke har kontroll over.
Dersom det er grunn gass, må pilothullet fylles med tungt boreslam for å gjenopprette brønnkontroll. Deretter sementeres brønnen gjennom og ovenfor sonen med grunn gass. Etterpå vurderes situasjonen. Dersom det besluttes å gjenoppta boringen, blir toppseksjonen boret ut til full størrelse, og surface casing settes med BOP. Dersom det ikke finnes grunn gass, bores pilothullet ut til full diameter, og letebrønnen bores videre på samme måte som produksjons- og injeksjonsbrønner.
Letebrønner er som oftest nesten helt vertikale. Avgrensningsbrønner kan ha brønnbaner som søker mer reservoardata, med vinkel gjennom reservoaret. Vertikale letebrønner brukes ikke til produksjon, kun for kartlegging av feltet.
Det er alltid viktig å overvåke boreparameterne ROP, torque og WOB under boring. Det er enda viktigere under leteboring. Endringer i disse målingene som ikke samsvarer med det man gjør på overflaten, kan indikere at man borer inn i formasjoner med høyere trykk eller at et kick har inntruffet i brønnen.
En indikasjon på et kick er at man får en plutselig økning i ROP, mindre WOB og vesentlig lavere torque i strengen. Dette kan selvfølgelig skyldes at man er kommet inn i en annen type formasjon, men når man driver med leteboring må man anta at det kan være et kick, og gjøre de nødvendige tiltak som prosedyrene sier ved en slik hendelse. Det vil si at man stopper boringen og sirkulasjonen av borevæsken og overvåker brønnen for å sjekke om det stiger borevæske opp i brønnen (flowcheck). Dersom det strømmer væske ut av brønnen betyr det at det er kick i brønnen.
I forbindelse med leteboring vil det være en geolog (wellsite geologist) om bord som sjekker borekakset for å se etter overganger mellom formasjonene og spor av hydrokarboner. I tillegg brukes det LWD (Logging While Drilling) som logger formasjonsdata ved hjelp av gammastråling (gamma ray)-, resistivitet- og sonic loggeverktøy nederst i borestrengen.
Geologen bruker dataene fra LWD og borekaks til å påvise dypet der de geologiske lagene skifter. Det brukes til å justere trykkprognosene underveis og eventuelt justere vekten på borevæsken. Når det bores inn i reservoarsonen, kan det oppdages spor av hydrokarboner i borekakset, på LWD-loggene og i returslammet fra brønnen.
Målingene fra LWD-sensorene er ikke detaljerte nok til å gi et nøyaktig bilde av formasjonsegenskapene i reservoarsonen. I reservoarformasjonen blir det derfor kjørt detaljerte åpent-hull-logger for å innhente data som kan tolkes for å kartlegge hva reservoaret inneholder (olje, gass, vann), og hvilke egenskaper reservoaret har (porøsitet og permeabilitet).
Dersom det blir observert hydrokarboner i borekakset og/eller fra LWD, velger man ofte å gå over til kjerneboring. Da skiftes borekronen ut til en spesialborekrone slik at det kan bores en sylinderformet prøve av formasjonen. Kjerneboring er dyrt, og det er bare utvalgte intervall i reservoaret som blir kjerneboret.
I kjerneprøven kan man se hvilken type avsetning (sedimenter) som er i reservoarsonen, hvordan de geologiske avsetningene ligger i forhold til hverandre, hvilken vinkel det er på avsetningene, og kartlegge om det er olje eller gass som finnes i reservoaret. Kjerneprøver kan også tas for å påvise hvor olje-vann-kontakten
(OWC – oil-water contact) og gass-olje-kontakten
(GOC – gas-oil contact ) er i reservoaret. Kjerneprøvene sendes til laboratoriet på land.
Laboratorieundersøkelser av kjernen forteller hvor porøs reservoarbergarten er, og permeabiliteten på ulike dyp i reservoaret. Dette brukes til å kalibrere loggene fra brønnen slik at det gir en sikrere beregning av porøsitet og permeabilitet.
Dersom logger og kjerneprøven viser lovende forekomster av hydrokarboner, vil man starte med brønntesting. I brønntesten ønsker man å finne ut hvilket trykk det er i reservoaret, hvor stor strømningshastigheten er, og hvordan permeabiliteten i reservoaret er. Alle disse tingene henger sammen og må være bra om det skal være en drivverdig brønn. En brønntest kan ta alt fra noen timer til flere dager. En test vil også gi indikasjoner på størrelsen av reservoaret.
Brønntesten blir som regel utført med den samme riggen som utfører leteboringen. For at boreriggen skal kunne gjennomføre en slik brønntest, må det rigges opp midlertidig brønntesteutstyr. Det er veldig få, om noen, flytende enheter som har dette utstyret fast om bord. Det må også innhentes tillatelse fra myndighetene til å utføre testen. Dette må meldes i god tid, ikke mindre enn 14 dager før planlagt utførelse av testen.
En brønntest går ut på å starte produksjonen fra brønnen som er boret. Væsken som kommer til overflaten, separeres i testseparatoren. Separatoren skiller olje, vann og gass fra hverandre og gir også svar på om man produserer mye sand fra formasjonen. Olje, gass og vann måles i forhold til hverandre for å sjekke hvor mye det er av hver av komponentene i produsert væske. Etter separatoren føres hydrokarbonene til flammebommen og brennes.
Prøver fra produksjonen sendes til land for analysering. I laboratorier undersøkes oljeprøven slik at man kan beskrive densitet, viskositet, gass-olje-forhold (GOR – gas-oil ratio), og om det er «forurensninger» som for eksempel voks eller H2S-gass i oljen.
Dersom brønntesten viser store mengder hydrokarboner, vil man planlegge for å bore et visst antall avgrensningsbrønner (appraisal wells). Avgrensningsbrønner skal kartlegge hvor stor utstrekning feltet har, og hvor dypt det stikker i området. I tillegg tas nye kjerneprøver for å sjekke hvilke kvaliteter reservoaret og hydrokarbonene har i alle deler av feltet. Det bores flere brønner i området der de seismiske undersøkelsene har gitt indikasjoner på hydrokarboner.
Når leteboringen er ferdig, blir brønnene plugget med sement for å hindre lekkasje fra reservoaret til det ytre miljøet, før brønnene forlates (P&A – plug and abandon).
Etter logging og testing er det tid for å vurdere om feltet skal bygges ut. Dette er en svært omfattende og langvarig prosess. Det kan ta fra 5 til 15 år før et funn settes i produksjon.