Borerør (drillpipe)

Offshore snakker vi om drill pipe, det vil si borerør. Borerør er rør som går fra BHA (Bottom Hole Assembly) i bunnen av brønnen, til boreinstallasjonen på overflaten. Sammenskrudd danner borerørene borestrengen (eller arbeidsstrengen). Antall sammenskrudde borerør i borestrengen avhenger av lengden på brønnen. Borestrengen brukes til å løfte, senke og rotere utstyret (BHA), og sirkulere væsker til bunnen i brønnen.

Når borestrengen trekkes ut av brønnen (POOH – pull out of hole), enten for å bytte borekrone eller for andre operasjoner, brekkes rørene opp i stands og plasseres stående i boretårnet mellom boredekk og fingerbord.

Et stand består av enkeltrør (singles) som er skrudd sammen; vanligvis skrus to eller tre rør sammen. Lengden på et stand vil altså avhenge av hvor mange rør som skrus sammen, og hvor langt hvert borerør er.

Lengden på borerørene varierer, men 9,5 meter er vanlig. Lengre borerør har blitt mer brukt de siste årene, for eksempel kan 12 meters borerør brukes til å bygge sammen et 36 m langt stand. Det er effektivt med lange stands, fordi vi kan bore lenger uten å stoppe opp for sammenskruing (connection). Hvor lange stands kan være, er avhengig av riggtypen. Det er høyden på boretårnet som setter begrensninger, samt plassen og hvilken type rørhåndteringsutstyr som er ombord.

Borerør består av et rør (drill pipe body), som er sømløst (uten sveis) med relativt tynne vegger. I hver ende av røret er det sveiset på gjengepartier (tool joint) som har tykkere gods enn selve røret.

Borerøret er laget i relativt tynt gods for å redusere totalvekten i borestrengen. I endene av borerøret er det sveiset på et rørstykke (tool joint) som er i tykkere gods enn borerøret. Der utformes gjengepartiene.

Tool jointen beskrives ut fra utformingen. Godstykkelsen kan være større på utsiden (EU – External Upset), eller på innsiden (IU – Internal Upset), eller begge deler (IEU).

Den ytre diameterøkningen (EU) fungerer som hengepunktet for borerøret i elevatoren.

I nedre ende av borerøret er det en utvendig gjenge, den omtales som pin eller male. I den øvre enden er det en innvendig gjenge som kalles box eller female.

På utsiden av tooljointen kan det legges en eller flere runder med sveis. Dette kalles hardfacing og består av hardmetall som er lagt inn i sveisen. Ringen er der for å beskytte tooljointen mot slitasje fra brønnveggen når borestrengen roteres og kjøres inn og ut av brønnen. Sveisen kan erstattes med ny hvis den slites ned.

Gjengetypen som brukes på borerør, er en sterk gjenge som er skråstilt slik at pin entrer box på en enkel måte. Det er også kort vei fra entring til fullt sammenskrudd gjengeparti. Gjengen er trykktett når den er skrudd helt sammen.

På gjengene brukes smøring eller gjengefett som kalles dop (fra engelsk dope). Dette må brukes for å tette og smøre sammenkoplingen mellom rørene. Dop er en svært klebrig masse som må tåle høye temperaturer og beskytte mot korrosjon. Det skal gjøre at rørene kan skrus fra hverandre igjen etter å ha vært utsatt for store vridninger under boringen.

Det var vanlig at dop ble smørt på rørene med en kost av borepersonalet på boredekk, men for å unngå mennesker på boredekk (rød sone) har flere rigger montert automatisk doping (auto dope tool).

Dersom borerørenes gjenger ikke passer med øverste rør i BHA, benyttes en gjengeovergang (crossover sub). Det finnes et stort utvalg av crossovere om bord i riggen, og disse må også smøres før bruk.

Det finnes også kortere rør som brukes for å tilpasse borestrengens lengde til spesielle formål, som for eksempel å lande en komponent på riktig sted i brønnen. Disse korte rørene kalles pup joint.

For å velge riktig type borerør må brønnens planlagte bane og lengde vurderes. Det brukes ulik vekt og styrke på borerørene i vertikale og horisontale deler av brønnen. En borestreng kan bestå av flere ulike typer og størrelser borerør, og sammensetningen av borestrengen er bestemt på planleggingsstadiet og beskrevet i boreprogrammet.

Vanlige borerør er ikke laget for å tåle kompresjonskrefter, kun strekkrefter. Vekten borerørene bærer er størst i toppen av borestrengen og derfor må ofte rørene i toppen av borestrengen være sterkere (tykkere gods).

For å bestemme rørenes styrke og belastningstoleranser må vi kjenne rørets dimensjoner, stålets egenskaper og ta hensyn til hvor mye de er brukt, og hvor stor slitasje de har vært utsatt for.

Dimensjon

En del av rørets beskrivelse er ytre diameter (OD) som vanligvis er i størrelsene 4 ½”, 5” eller 5 ½”. Det kan gjerne brukes en kombinasjon av ulike størrelser i en borestreng for å oppnå best mulig vekt og styrke til hele borestrengen.

I tillegg brukes vektklasse (lb/ft) som viser hvor tykt gods det er i rørveggen, og hvilken indre diameter røret har. Høyere vekt gir mindre indre diameter i røret.

Gjengeparti (tool joint) som for eksempel NC50 (IF), NC50 (XH) eller 5 ½ FH beskriver både ytre diameter på gjengepartiet, gjengetypen og gjengens størrelse.

Grad

Stålkvalitet oppgis i strekkstyrken (E75, X95, G105 eller S135).

E75, X95, G105 og S135 er de fire kvalitetene (grade) av borerør som er API-registrerte. Rørkvaliteten er navngitt med en bokstav og et tall som indikerer minimum strekk røret tåler. For eksempel tåler E75 minimum 75 000 psi. Det finnes også ikke-API (non-API) borerør som kan tilfredsstille spesielle behov. Ut fra denne informasjonen kan vi finne vekt på rør inkludert gjengeparti i kg/m eller i lb/ft.

Klasse

Det finnes tre klasser rørene kan klassifiseres i alt etter bruk:
N (new), P (premium class) og 2 (klasse 2).

Rør som er brukt går automatisk fra new til premium class, det bety at klassen new kun er fabrikklevert standard.

Med denne informasjonen kan vi finne rørenes vridnings- og strekkstyrke (torsional- and tensile yield strength), samt hvor mye utvendig trykk rørene tåler (collapse pressure), innvendig trykkgrense (burst pressure) og anbefalt tiltrekkingsmoment (optimum make-up torque) på gjengene. Til å finne denne informasjonen brukes ofte DDH, Drilling Data Handbook.

En vanlig oppslagsbok for å finne informasjon om borerør er Drilling Data Handbook (DDH), der spesifikasjoner og anbefalte praksiser fra API RP 7G er gitt.

Hver gang et borerør blir brukt, blir det registrert, og etter en viss tid blir rørene degradert til en lavere klasse. Klasse 2 er ikke i bruk på norsk sokkel. Dersom rør har synlige skader, blir de degradert med det samme. Disse rørene merkes og brukes ikke mer i operasjonen.

Det er viktig å ta en visuell sjekk på borerør, crossovere og pup joints før de brukes. Skader på rør eller gjenger kan medføre store problemer i brønnen og nedetid i operasjonen.

Inspeksjonsstandarder er beskrevet i API RP 7G-2.

I inspeksjon av borerør sjekkes lengder og diameter, samt ytre tilstand (overflaten). Gjengepartier har fargebånd (ring rundt tool joint) som viser hvilken tilstand gjengepartiet er i, og røret kan merkes permanent med et nummer som markerer klassifikasjonen av røret.

Merking av gjengepartiet på borerør

Premium Class: to hvite bånd

Class 2: et gult bånd

Class 3: et oransje bånd

Skrap: et rødt bånd

Felles for alle typer borerør er at de enten ligger på riggen eller fraktes til riggen med supplybåt. Om bord på riggen blir borerørene sortert etter type og størrelse og lagt ut på rørdekk (pipe deck). Lengden på rørene kontrollmåles, og det er make-up lengden som måles. Det vil si lengden av røret når det er skrudd inn i et annet. Vi inkluderer ikke lengden av det utvendige gjengepartiet (pin). Målene noteres i en tally for hvert rør, og lengden skrives også på rørets utside med hvit eller gul tusj.

Alle rørene kommer med en gjengebeskyttelse i øvre og nedre gjenge. Denne kalles en protector. Mannskapet på dekk skrur av gjengebeskyttelsen og sjekker at gjengene er rene og uskadde.

Deretter drifter vi borerørene, det vil si å sjekke indre diameter (ID) og måler ytre diameter (OD). Rørene må ha en minimum ID som er krav for å for eksempel kunne kjøre dart, loggeverktøy og droppe kuler til verktøy innvendig gjennom borestrengen. OD må holdes innenfor en maksimumsgrense slik at ikke rørene kjører seg fast i utstyr på vei inn eller ut av brønnen, og slik at væskene som pumpes forbi, ikke får for stor friksjon.

Dersom rørene skal ligge på rørdekk settes protectorene tilbake på gjengene. Hvis rørene skal skrus sammen til stands, hentes de inn på boredekk der de skrus sammen og settes inn i et stående lager som kalles setback.