Show simple item record

dc.contributor.advisorAamo, Ole Morten
dc.contributor.authorVettestad, Mia Olea
dc.date.accessioned2020-06-04T16:02:40Z
dc.date.available2020-06-04T16:02:40Z
dc.date.issued2020
dc.identifier.urihttps://hdl.handle.net/11250/2656721
dc.description.abstractÅ bore etter olje fra flytende plattformer er ofte assosiert med store utfordringer, særlig relatert til vær- og vindforhold. Under boreoperasjonen er boreplattformen hiv-kompensert ved hjelp av et system som holder borestrengen stødig i forhold til formasjonen (Kvernland et al., 2018). Dette kontrollsystemet må frakobles når borestrengen festes til riggen for tilkobling av nye borerør. Dermed følger borestrengen riggens bevegelser, noe som forårsaker en stempel-lignende bevegelse i bunnen av brønnen, noe som igjen introduserer en uakseptabel risiko for tap av borevæske og brønnspark (Landet et al., 2013). Det er særlig riggens vertikale bevegelse, hiv, som skaper ekstra utfordringer i områder der majoriteten av brønnene bores fra flytende rigger, slik som i Nordsjøen (Godhavn, 2010). Under krevende værforhold, der hiv-bevegelsens amplitude kan komme opp i over 3 meter med en tilhørende periode på 10-20 sekunder, kan trykkvariasjonene i bunnen av brønnen komme opp i 10-20 bar (Kvernland et.al., 2019). Den eneste tilgjengelige løsningen på problemet er å vente til vær- og vindforhold avtar, noe som øker den ikke-produktive tiden (NPT) og dermed også kostnadene. Nettopp denne problemstillingen motiverte (Kvernland et.al., 2019) ved Heavelock AS til å utvikle en brønn-simulator som predikerer trykkvariasjonene i bunnen av brønnen basert på en rekke input-parametere slik som borerørets bevegelse, borevæskens egenskaper, pumperate, værmeldinger og riggens bevegelser og karakteristikk. I simulatoren er riggens karakteristikk gitt som reponse amplitude operatorer (RAO), som beskriver forholdet mellom bølger og riggens bevegelser. RAOen, som kun er avhengig av riggtypen, blir direkte anvendt for å predikere riggens hiv-bevegelse, som igjen er tilknyttet trykkvariasjonene i bunnen av brønnen. RAO blir vanligvis beregnet av rigg-produsentene under designfasen (Clauss et al., 1992), men simuleringer antyder at konstante, pre-definerte RAOer kun basert på riggtype kan gi upresise prediksjoner av riggens hiv-bevegelser. I tillegg krever software programmer som WAMIT (Lee and Newman, 2006) og ShipX (Fathi), informasjon om riggens geometri og ikke minst en gyldig lisens. Formålet med denne masteroppgaven er derfor å utvikle en prosedyre for RAO estimering og hiv-prediksjon basert på tilgjengelig data fra riggen og værmeldingstjenester. En datadrevet metode for RAO estimering kan potensielt forbedre simulatorens evne til å predikere riggens hiv-bevegelse og dermed også trykkvariasjonene i bunnen av brønnen. En viktig del av oppgaven var derfor å undersøke hvilke data som er tilgjengelig på riggen, samt formatet, i tillegg til hvilke værmeldingstjenester som gir prognoser på sjøtilstand. Som et resultat ble to metoder for RAO estimering og hiv-prediksjon utviklet, én parametrisk metode som modellerer riggens hiv-bevegelse som et masse-fjær-demper system og én ikke-parametrisk metode. Begge metodene ble testet med ekte målinger i form av riggens hiv-amplitude, målt bølgespektrum og modellbølgespektrum basert på målt sjøtilstand. I tillegg ble metodene testet med modellbølgespektrum basert på meldt sjøtilstand fra værmeldingstjenester. Tallfestede beregninger av ytelse indikerer at den ikke-parametriske metoden presterer bedre med ekte målinger enn det den parametriske metoden gjør. Ingen av metodene er riktignok testet med simulatoren og det gjenstår dermed å konkludere om de foreslåtte metodene for RAO estimering og hiv-prediksjon faktisk forbedrer prediksjonen av trykkvariasjonene i bunnen av brønnen.
dc.description.abstractOffshore well drilling operations from floating rigs or drilling ships are associated with considerable challenges, especially related to weather conditions. During offshore drilling, the rig is heave compensated by a system which keeps the drill string steady relative to the formation (Kvernland et al., 2018). However, whenever the drill string is set in slips for connections of new drill pipe sections, the drill string is attached to the rig and will move along with the heaving motion of the rig. This can cause a piston-like movement in the bottom of the well, which introduces an unacceptable risk of mud loss or kick due to significant downhole pressure oscillations (Landet et al., 2013). Specifically, the heaving motion of the rig when the drill string is set in slips is an especially challenging factor in the North Sea where the majority of the subsea wells are drilled from floating rigs (Godhavn, 2010). In harsh weather, the heaving motion can have an amplitude of more than 3 meters and an associated period of 10-20 seconds, introducing downhole pressure variations in the order of 10-20 bars (Kvernland et.al., 2019). Today, the only remedy for this problem is to wait for wind and waves to subside, increasing the Non-Productive Time (NPT) and thereby costs. Therefore, (Kvernland et.al., 2019) at Heavelock AS developed a well-simulator which predicts the downhole pressure oscillations based on input variables such as drill pipe movement, drilling fluid properties, pump flow, weather forecasts and rig motion and characteristics, among others. Specifically, the rig characteristics in the simulator are given as response amplitude operators (RAO), which describes the relation between ocean waves and rig motion. The RAO, which only depends on the rig type, is used to predict the heaving motion of the rig which is related to the downhole pressure oscillations. The RAO is usually determined at the design stage by the manufacturer (Clauss, et.al., 1992). However, simulations indicates that a constant RAO only depending on the rig type can give inaccurate rig heave predictions. Moreover, software programs, such as WAMIT (Lee and Newman, 2006) and ShipX (Fathi), require information regarding the geometry of the rig as well as a valid license. Thus, the objective of this MSc project is to develop a RAO estimation and rig heave prediction methodology based on data available on the rig for the purposed-developed simulator. A data-driven method for RAO estimation could potentially improve the simulator's ability to predict rig heave motions and thereby the ability to predict downhole pressure oscillations. Therefore, an important part of this project was to determine which measurements that are available on the rig. Thus, this report presents the format of the data available on the rig in addition to weather forecasts services. Moreover, two methods for RAO estimation and rig heave prediction based on real measurements are presented. One method is categorized as parametric as it models the heaving motion as a mass-spring-damper system, while the other is non-parametric. Both methods are tested with real wave spectra and model wave spectra as well as real heave amplitude measurements. Additionally, if sea state parameters or wave spectra are unavailable, sea state parameters from weather forecasts can be utilized to predict the heaving motion of the rig. Thus, both methods are tested with model wave spectra based on sea state parameters from weather forecasts services. Furthermore, quantified calculations of the performance of the methods indicate that the non-parametric method overall performs better with real measurements than the parametric method. However, none of the proposed methods are tested with the simulator and thus it remains to conclude whether the proposed RAO estimation and rig heave prediction methodology improves downhole pressure predictions.
dc.languageeng
dc.publisherNTNU
dc.titleResponse Amplitude Operator Estimation and Prediction of Heave Motions
dc.typeMaster thesis


Files in this item

Thumbnail
Thumbnail

This item appears in the following Collection(s)

Show simple item record