Boringer og brønner på Frigg

Den 2. april 1971 ble det startet prøveboring med oljeriggen "Neptune VII". Sanden i strukturen viste seg å være så gjennomtrengelig at gassen ble vasket bort av boreslammet. Etter boringen av den første brønnen, 25/1-1 i 1971, ble det boret åtte avgrensingsbrønner fram mot 1976. I 1973 ble det gjort en detaljert seismisk undersøkelse med et rutenett 1 x 1 km over hele reservoaret.
NOMF-02742 boretårnet på CDP1 lite
Boretårnet på Frigg CDP1

av Harald Tønnesen

Produksjonsbrønnene for feltet ble boret fra 1976 til 1979. 24 brønner ble boret fra CDP1-plattformen og 24 fra DP2-plattformen. Produksjon startet fra CDP1 den 13. september 1977 og fra DP2 den 9. september 1978. Grunnet veldig god flyt i reservoaret (permeabilitet) gjennom reservoarets olje/gass- system, ble alle produksjonsbrønnene lokalisert innen en radius av 5 km. 47 av brønnene ble brukt som aktive produksjonsbrønner, mens en brønn, 25/1-A22, ble brukt til å observere utvikling i trykk og vannkontakt.

Etter fem år med produksjon ble det gjort mer kartlegging for å undersøke innsig av vann i feltet. En høyoppløst tredimensjonal seismisk undersøkelse ble gjort i 1984 og 1985 og de store mengdene med nye geologiske og geofysiske data ble tatt med i en oppdatert reservoarmodell. Dette førte til at tre nye grunne produksjonsbrønner ble boret ned til vannførende lag.                                                                                    

I 1989 ble det foretatt to avviksboringer fra DP2 (25/1-A17A og A4A). Brønnen 25/1 A17A ble boret for utvinning fra et strukturelt høyt område nord for hovedbrønnene. Simuleringer hadde vist at man kunne øke utvinningen ved å bore en slik brønn. Brønnen 25/1 A4A ble boret mot sør. Slik kunne man utvinne den gjenværende gassen på toppen av den geologiske strukturen under CDP1, etter at alle brønnene fra denne plattformen var avsluttet.  

I 1991/92 ble CDP1 tatt ut av produksjon på grunn av innsig av vann i brønnene. Innsiget resulterte i at produksjonsratene ble redusert. I området ved DP2 var det lenge mindre innsig av vann. Det ble etter hvert satt inn plugger i produksjonsrør/foringsrør fra DP2 for å hindre vannet i å trenge inn i brønnene. Dette ble gjort i tre brønner i 1993, en brønn i 1999, to brønner i 2000 og en brønn i 2001. Det var flere leirskiferlag i brønnene ved DP2 sammenlignet med brønnene i området ved CDP1. Pluggene gjorde at vannet effektivt ble holdt utenfor brønnene der kontakt med formasjonsvann skapte svelling i leirskiferlagene.

Fra september 1995 ble DP2-plattformen operert uten fast bemanning med kontroll fra kontrollrommet på boligplattformen QP. Tretten brønner forble i drift på DP2 hvor tre ble gjenåpnet etter å ha vært nedstengt en periode. I nedtrappingsperioden, dvs. etter 1990, søkte en å holde produksjonen under den kritiske raten for feltet. Dette resulterte i en tilfredsstillende utnyttelse av de mer fjerntliggende nordlige reservene. I løpet av nedtrappingsperioden ble det produsert 17 milliarder Sm3, noe som økte utvinningsgraden av reservoaret fra 70% til 76%. Nedtrappingsperioden var økonomisk mulig som følge av gjennomføring av et drastisk kostnadsreduksjonsprogram, i tillegg til en optimal forvaltning av reservoaret og optimal produksjonsstrategi. På DP2 var 12 brønner tilgjengelig for produksjon i 1997. Alle disse hadde på dette tidspunkt redusert produksjonspotensial på grunn av innsig av vann i brønnene. I oktober 2004 ble de siste brønnene på DP2 stengt og produksjonen på Friggfeltet opphørte. 

Boreprogrammet
Produksjonsboringen på Friggfeltet ble foretatt fra plattformene CDP1 og DP2, hver med 24 brønnslisser. Brønnene på plattformene var delt i to grupper med 12 brønnslisser hver, "Cluster West" og "Cluster East" med en brannvegg mellom disse gruppene. Boreutstyret på CDP1 var en SAIPEM Rig Emsco C3 og på DP2 en Unifor 1 rig.

Skissene under viser plasseringen av brønnene på de to plattformene.

CDP1-

Brønner på CDP1. Klikk her: CDP1 plassering av brønnene for å se en større tegning!

Equipment
Brønner på DP2. Klikk her: Equipment location Production Deck for å se en større tegning!


Fra hver plattform ble det boret en vertikal brønn og 23 avviksbrønner til en vertikal dybde av 2020 meter målt fra boredekket. Kontaktflaten mellom olje og gass lå på ca. 1995 meter.

For å komme raskt i gang med gassleveransene, var det nødvendig å starte produksjonen mens det ennå var boreaktivitet på plattformene. De største farene som kunne oppstå var utblåsing på grunn av grunn gass, utblåsing fra formasjonen og samtidig boring og produksjon ved at en brønn ble boret inn i en brønn som allerede var i produksjon. Elf hadde derfor to boreledere og en slamingeniør på plattformene under boreoperasjonene for å sikre ledelse av operasjonene og at boreprogrammet ble fulgt.

Foringsrør
Foringsrørene skulle sikre borehullet mot endringer i formasjonstrykk og sørge for godt feste av sikkerhetsventilen (BOP), som skulle hindre utblåsing.

Hulldiameter Foringsrør Dybde Borevæske  Sement
26" (30") 26" (30") 180 m (177 m) RKB  
23" (26") 18 5/8" (20") 450 m RKB 1.03 SG 1.50 (1.53) SG
17 1/2" 13 3/8" 950 m RKB 1.10 SG 1.55 (1.53) SG
 12 1/4" 10 3/4" 190 m RKB 1.15-1.25 SG 1.88 (1.88) SG
9 5/8" 1855 m RHB 1.15 SG 1.88 (1.88) SG
8 1/2" 7 1/2" screens 1923 m RKB

RKB = Rotary Kelly Bushing = boredekkshøyde        SG = Specific Gravity

De to første foringsrørene var forskjellige på de to plattformene. På CDP1 ble først et 26" forankringsrør drevet 40 meter ned i havbunnen og deretter ble det boret et 23" hull til 450 meter og et 18 5/8" foringsrør sementert fast. På DP2 startet en med et 30" forankringsrør fulgt av et 20" foringsrør.

Foringsrør
Skisse av foringsrør

Avviksboring
Avviksbrønnene hadde et maksimalt avvik på 31º. Oppbygging av avviksvinkelen begynte med boringen av hullet på 17 ½" (se eksempelet under). For å oppnå den ønskede vinkel, ble borekronen drevet rundt ved hjelp av en nedenhulls motor og et Sperry Sun gyroinstrument ble brukt til å måle brønnbanenes vinkel og retning. I de vertikale brønnene (en under hver plattform) ble det tatt kjerneprøver fra de nederste 70 meter.
Avviksboring

Figurene under viser spredningen av brønnene under hver plattform.

Frigg-reservoaret

CDP1
Brønnbaner fra CDP1. Klikk her: CDP1 development well targets for å se tegningen i større utgave.

DP2
Brønnbaner fra CDP1. Klikk her: DP2 development well targets for å se tegningen i større utgave. 

Sikkerhet ved boring
Sikkerheten ble ivaretatt ved at det i hver brønn var installert tre foringsrør og et produksjonsrør som var festet i brønnhodet og ventiltreet på plattformen. Brønnkontrollsystemet besto av tre ventiler i hver brønn; en automatisk sikkerhetsventil 60 meter under havbunnen, en automatisk hovedventil i brønnhodet og en manuell hovedventil på ventiltreet.

Under arbeidet med kompletteringen var det i tillegg til to boreledere også to kompletteringsledere til å overvåke arbeidet.

Alt kompletteringsarbeid ble utført med samme forsiktighet som ved boringen. Det betød at utblåsingssikringen (BOP) var installert under hele installasjonsarbeidet og at brønnen var fylt med borevæske. Før utblåsingssikringen kunne fjernes for å installere brønnhodet og ventiltreet, ble brønnen plugget nær bunnen. Deretter ble boreslammet sirkulert ut, pluggen fjernet og brønnen var klar for produksjon.

NOMG-00199Utblåsingssikring
Det ble ikke regnet med å finne grunn gass over Friggformasjonen, men så snart boringen var kommet igang under forankringsrøret og til 13 3/8" foringsrøret var satt på 950 meter, var en lavtrykks utblåsingssikring (diverter) koblet til. Fra dette punkt ble lavtrykksikringen erstattet med en utblåsingssikring (BOP) som kunne holde fullt trykk (5000 psi).

Avstand til nabobrønner
For å hindre at det ble boret inn i en produserende brønn, ble først alle forankringsrør under plattformen drevet ned til 180 meter fulgt av alle de første foringsrørene. Deretter ble alle 13 3/8" foringsrør satt ned i hver gruppe av 12 brønner (Cluster) før boringen kunne fortsette inn i reservoarlaget som inneholdt gass.




Kontrollpanel for en lavtrykks utblåsingssikring (diverter), brukt på CDP1 under boring av brønner fra 180 til 950 meter. 

Komplettering av brønnutstyr
Friggreservoaret besto hovedsaklig av sand med gode produksjonsegenskaper. Porøsiteten var 30 % og permeabiliteten en Darcy1. Gasslommen var 152 meter tykk over en oljesone på 10 meter.
Så snart produksjonstestene i den først funnbrønnen (25/1-1) var over i 1971, ble det klart at kompletteringen av produksjonebrønnene måtte inneholde utstyr for å forhindre sandproduksjon. På denne tiden eksisterte det ikke på verdensbasis utstyr som kunne hindre sandproduksjon i brønner med så høy produksjonsrate fra løs sand. Dette førte til at Elf satte i gang et storstilt utviklingsarbeide som resulterte i et design med sandfilter for brønnene på Frigg.  

Produksjonen startet i september 1977 og på våren 1978 viste inspeksjoner av prosessutstyret på plattformene at det ikke var noen sandproduskjon fra brønnene selv med en produksjonsrate på 2,2 millioner m³/dag. Som et resultat av dette, ble sandfellene i produksjonsutstyret fjernet allerede i 1981.


1Permeabilitet er et mål på hvor lett en væske eller gass strømmer gjennom en porøs sten (sand). Måleenheten er Darcy. 

Gunleiv Hadland
Lukk