Bruk av Drilling Data Handbook

DDH er utgitt i flere utgaver over mange år. API-standarden (American Petroleum Institute) er mye brukt i petroleumsbransjen, og det er standarden som benyttes i DDH.

Kapittel B – Drill string Standards

I kapittel B beskrives API-standarden som gjelder for borestrengen og hvordan beregninger skal utføres. På første side i kapittel B står det om API ståltyper og kvaliteter (API Steel grades and properties).
Navnene på borerør er gitt ved E75, X95, G105 og S135. Styrken på disse angis med tallene multiplisert med 1000 psi; E75 har minimum styrke på 75 000 psi, X95 har minimum styrke på 95 000 psi, osv.

I kapittel B i DDH finnes også vekt av enkle borerør med kobling (tool joint) i kg/m med kvalitet E75 (E), X95 (95), G105 (105) og S135 (135) (Geometric characteristics of drill pipes).

Vi finner lister over flytegrense og vridningskrefter for rør i New (N), Premium Class (P) and Class 2 (2) drill pipe, torsional and tensile data.
Det er vanlig å skille mellom tre klasser, som går på hvor mye rørene er brukt; nye (N), premium klasse (P) og klasse 2 (2). Både OD, styrke og trykkgrense på rørene reduseres ved bruk.

Vekten på vektrør (drill collar) i kg/m finnes i Weight of Drill Collars, mens vekt på tunge borerør med kobling (heavy weight drill pipe) i kg/m finnes i Heavy Wall Drill Pipe.

Formler for beregning av strekk og reservestrekkraft (MOP) i borestrengen finnes på egne sider bak i kapittel B, i Drill stem design calculations.

Strekkbelastning (Tension loading) er gitt ved formelen under.

T = 0,981∙10^-3∙(LDP PDP + LDC PDC)∙k

T = strekkreftene som virker øverst i denne seksjonen (10³ daN)

LDP = lengde drillpipe (m)

PDP = vekt drillpipe (kg/m)

LDC = lengde drillcollar (m)

PDC = vekt drillcollar (kg/m)

k = oppdriftsfaktor

Formelen gjelder for en borestreng som har en type drill pipe og en type drill collar. Dersom borestrengen består av flere typer rør enn dette, må man utvide formelen med lengde (L) og vekt (P) på rørene inni parentesen.

Grunnen til at strekket må justeres for oppdrift ved å multiplisere med oppdriftsfaktor (Buoyancy factor), er at vekten blir lavere når den henger i en væske med en viss densitet i forhold til om den hang i luft. Den kan hentes fra en tabell i DDH i kapittel A eller raskt regnes ut:

k = 1- (dmud/dstål)

k = oppdriftsfaktor for stål som er senket ned i borevæske

dmud = densitet til borevæske (kg/l)

dstål = densitet til stål (kg/l) = 7,85 kg/l

Når vi gjør beregninger med borerørenes flytegrense, brukes 90 % av flytegrensen ved å multiplisere med 0,9. Dette er en API-standard som gir en ekstra sikkerhetsmargin for ikke å nå rørenes flytegrense. Formelen under viser lovlig last i røret:

Ta = 0,9 ∙ Te

Ta = lovlig (allowable) last, her 90 % av flytegrensen (10³ daN)

Te = flytegrensen (tensile yield strength) (10³ daN)

Margin of Over Pull (MOP) er kreftene man har i reserve til å dra med for å komme løs med en fastkjørt borestreng. MOP er differansen mellom lovlig last (Ta) og det aktuelle strekket i borestrengen (T) som er beregnet.

RT = Ta - T

RT = reserve-drakrefter for å kunne dra seg løs ved fastkjøring (Margin of Over Pull) (10³ daN)

Ta = lovlig (allowable) last, her 90 % av flytegrensen (10³ daN)

T = strekkreftene som virker øverst i denne seksjonen (10³ daN)

Sikkerhetsfaktoren for strekket i røret finnes ved å finne forholdet mellom lovlig last og det aktuelle strekket i borestrengen som en har regnet ut. På norsk sokkel er det vanligvis et krav om at sikkerhetsfaktoren må være over 1,5.

Fs = Ta/T

Fs = sikkerhetsfaktor, her skal denne som regel være over 1,5

Ta = lovlig (allowable) last, her 90 % av flytegrensen (10³ daN)

T = strekkreftene som virker øverst i denne seksjonen (10³ daN)

Formelen for hvor lang vektrørseksjon en må ha for å oppfylle gitte krav er også satt opp i DDH i kapittel B (Drill stem design calculations – Calculation examples):

$L_{\mathrm{DC}}=\frac{{10}^5·\mathrm{WOB}}{\cos \alpha ·F_{\mathrm{PN}}·P_{\mathrm{DC}}·k}$

LDC = lengde drill collar (m)

WOB = maksimal vekt på bit (weight on bit) (t)

∝ = hullvinkel i forhold til vertikalen (inklinasjon)

FPN = posisjon på nøytralpunkt som prosent av total lengde av drill collar-lengden (%)

PDC = vekt drill collar (kg/m)

k = oppdriftsfaktor for stål som er senket ned i borevæske

Nøytralpunktet (FPN) er det punktet hvor strekkrefter som virker fra toppen møter kompresjonskrefter (trykkrefter) som virker fra bunnen (når bit er i kontakt med bunnen av brønnen). Det er viktig at dette punktet treffer i vektrørseksjonen, for å unngå sammenpressing og bøyning (buckling) av borestrengen.

Borerør brukes i den delen av borestrengen som er i strekk, og vektrør brukes i den delen av borestrengen som er i kompresjon. Hvor nøytralpunktet skal ligge, må avgjøres for å kunne bestemme antall vektrør. Dersom nøytralpunktet skal ligge på 80 %, betyr det at 80 % av vektrørets lengde skal være under dette punktet. Over nøytralpunktet er det altså ikke kompresjon.

Dette vil ikke gjelde for brønner med store avvik og horisontalbrønner. Da bør det ikke være lengder med vektrør rett over bit, siden vekten av disse vil presse nedre del av borestrengen vertikalt nedover og ikke gi vekt til bit. Vekten som skal gi trykkraft til bit må komme fra den vertikale delen av borestrengen, altså kan det bli brukt drill collar i den vertikale delen.

Formelen over kan snus med hensyn på WOB (vekt på borekronen), dersom man skal bruke en viss lengde med vektrør:

$\mathrm{WOB}=\frac{L_{\mathrm{DC}}·\mathrm{cos\alpha }·F_{\mathrm{PN}}·P_{\mathrm{DC}}·k}{{10}^5}$

Svaret viser oss hvor mange tonn man maksimalt kan ha på borekronen i den situasjonen vi har valgt utstyr til.