Door een bezoeker van de site werd ik getriggerd om een stukje te schrijven over de Christmas Tree, en net als zo veel onderdelen in de installatie, een onmisbaar stukje equipment. Omdat een tree over het algemeen niet los gezien kan worden van diverse andere onderdelen, wordt dit een artikel over de opbouw van een “put”, zowel onder- als bovengronds. Aangezien dit best uitgebreide materie is en er vele pagina’s over geschreven kunnen worden, zal ik mijn best doen om er een begrijpbaar artikel van te maken. Ook is dit een vak apart en zal ik niet alles benoemen, iets fout schrijven of wat vergeten. Zie je iets wat echt niet klopt, een toevoeging, laat het dan weten via het contact formulier of onderaan deze pagina als een reactie. Bedankt!
Kort samengevat is een tree een verzameling van kleppen (valves), casing/annulus spoelen (casing/annuli spools) en fittingen (fittings), welke met elkaar er voor zorgen dat de put niet ongecontroleerd gas of olie uit het reservoir “spuugt”. Dit omhoog “spugen” noemen ze ook wel “Gushing”, of een “Gusher” wanneer het om 1 put gaat. Tree’s worden niet alleen toegepast bij olie of gas putten, maar ook bij bijvoorbeeld waterinjectieputten, waterafvoerputten, grasinjectieputten, condensaat putten en allerlei andere soorten putten. Zolang er iets gecontroleerd in of uit een put gehaald of gestopt moet worden wordt gebruik gemaakt van een tree.
In den beginne was er een Tree
Al vroeg in de geschiedenis van de olie en gas industrie werd er gebruik gemaakt van een tree, 10 januari 1901 voor het eerst om precies te zijn, door de gebroeders Hamill om de “Lucas Gusher” bij Spindletop (Beaumont, Texas) onder controle te krijgen. Deze eerste primitieve tree bestond uit een T-klep, met een 6-inch en 8-inch klep op de verticale pijp, en een 6-inch klep op de horizontale pijp. De verticale klep werd eerst gesloten en vervolgens de klep naar de horizontale buis. Zie onderstaande tekening van de betreffende tree.
In de loop der jaren zijn de trees enorm ontwikkeld, maar je ziet nog steeds het ontwerp van bovenstaande tree terug.
Opbouw X-mas Tree
Een tree wordt gemonteerd op een zogenoemde wellhead (letterlijk vertaald “putkop” :wacko: ), het primaire doel van een wellhead is het “dragen” van de productie tubing en casings en biedt een gasdichte overgang naar de tree. Om een beeld te krijgen met wat er bedoeld wordt, hieronder een voorbeeld van hoe een tree, wellhead, casings en productie tubing in elkaar kan zitten, ik zeg expres kan omdat er veel verschillende modellen en types bestaan en in de loop der tijd gemaakt zijn. Ook worden de woorden tree (of X-mas tree) en wellhead door elkaar gebruikt voor hetzelfde, terwijl beide totaal andere doelen hebben. Je kan namelijk ook een wellhead hebben zonder tree, dit kan je zien bij (injectie)putten waar geen druk op staat en er gebruik wordt gemaakt van pompen.
Onderstaande tree is er een zoals je offshore in de olie en gas kan tegenkomen.
Bovengenoemde afbeelding geeft goed weer hoe de gemiddelde afwerking eruit kan zien. Benamingen zoals “production casing”, “intermediate casing” en “surface casing” heet ook nog weleens A-casing (of A-annulus), B-casing (of B-annulus), C-casing (of C-annulus) en soms zelfs nog een vierde, de d-casing (of D-annulus). Later meer over de casings, we beginnen nu met de zogenaamde bovengrondse afwerking.
Wellhead
De bovengrondse afwerking begint waar de conductor ophoud, en wordt afgehangen aan de wellhead. Hangen is een groot wordt, maar de wellhead zorgt er wel voor dat de conductor en de binnen liggende casings/tubing niet verder kunnen zakken door bodemwerking en zorgen voor een stabiel anker punt. Aan het wellhead zitten vaak diverse afsluiters en (digitale)drukopnemers. Deze afsluiters dragen zorg voor het instant houden van een bepaalde druk in elke casing. Deze druk is een vooraf bepaalde waarde welke is berekend op de omliggende bodemstructuur/temperatuur etc. en is dus voor elke put anders. Middels de (digitale) drukopnemers kan met lokaal of op afstand de druk monitoren in de verschillende casings en ingrijpen wanneer deze te laag of te hoog wordt. Wanneer een casing druk te laag wordt (soms zelfs vacuüm) bestaat er de kans dat deze implodeert door de ondergrondse druk, wat er dan vaak wordt gedaan is deze optoppen (op druk brengen) middels stikstof (inert gas) maar vroeger ook wel met oil/water based mud (boorvloeistof) of brine (water met een soortelijke massa hoger dan 1) of lijnzaadolie. Bij een te hoge druk bestaat er uit juist weer de kans dat de casing explodeert met alle gevolgen van dien. Een reden van een te hoge druk kan het gevolg zijn van thermische expansie, dit is een gevolg van een producerende put. Het gas wat omhoog komt, kan soms van duizenden kilometers diep komen waar de temperatuur honderden graden kan zijn. Deze warmte werkt dan door in al het staal en de vloeistoffen die er in de casings zitten waardoor alles uitzet en zodoende de druk toeneemt. Te hoge drukken kunnen afgelaten worden via de afsluiters welke op de wellhead zitten. Dit aflaten of optoppen noemen we ook wel top-up of blow-down van een casing/annuli.
Andere oorzaken van een te hoge of te lage druk zijn ook wel dat er communicatie is tussen bijvoorbeeld de productie tubing en een casing, casing naar casing of communicatie met de omgeving naar de buitenste casing. Deze communicatie kan het gevolg zijn van een fabricage fout in het staal, een foutieve verbinding, roest of opbouw van zouten (scaling) in de productie tubing uit de formatie waardoor het staal aangetast wordt. Wanneer een van deze communicaties het geval is zal er actie ondernomen moeten worden om escalatie te voorkomen. Soms is dit niet of nauwelijks mogelijk en moet een put uit productie genomen worden tot het opgelost is.
Tree
Als we verder omhoog gaan komen we bij de tree welke bestaat uit meerdere afsluiters waarbij de benaming soms kan afwijken, maar over het algemeen wel overal hetzelfde zijn. De onderste klep heet de “Lower Master Valve” (LMV), dit is eigenlijk altijd een handbediende klep welke kan dienen als laatste barrière wanneer je andere kleppen falen (is dus altijd handmatig te bedienen). Daarna komt de “Upper Master Valve” (UMV), dit is vaak een hydraulisch gestuurde klep en wordt aangestuurd vanuit een “Wellhead Control Panel” (WHCP). Na de Upper Master kan je drie kanten op, volg je het gas, dan ga je langs de “Flow Wing Valve” (FWV), ga je naar boven kom je langs de “Swab Valve” (SV). De Swab Valve wordt vaak gebruikt bij put w.z.h. zoals wireline, slickline of coiled tubing. Tijdens normaal bedrijf zi hier vaak een manometer op de cap (top) gemonteerd om bijvoorbeeld een ingesloten putdruk af te lezen. Ga je vanaf de Upper Master Valve naar links kom je de “Kill Wing Valve” tegen, dit is vaak een aansluiting waardoor een vloeistof in de put gepompt kan worden om de put “Dood” te pompen (vandaar de naam Kill Wing Valve). Aan deze kant zit vaak een dikke pomp die onder (indien benodigd) hoge druk dusdanig veel vloeistof in de put kan pompen zodat er een vloeistof kolom ontstaat waardoor er geen gas meer kan stromen. Wordt gebruik in geval van een calamiteit.
Hieronder enkele voorbeelden van hoe een tree er op een offshore installatie uit kan zien. Ook hier zijn weer een heleboel verschillende soorten en maten (denk aan merk/type/drukklasse etc.). Enkele bekende merken zijn Cameron en Mcevoy.
De kleppen welke in een tree gebruikt worden moeten bestand zijn tegen hoge drukken (5000psi is normaal), dus niet elk type klep kan zomaar gebruikt worden. In bovengrondse put afwerkingen wordt dan ook gebruik gemaakt van zogenaamde “Gate Valves”. Zoals de naam al doet vermoeden is de werkingsprincipe ook zoals je zou verwachten, a la een poort die heen en weer kan schuiven. Hieronder een korte clip van hoe een gate valve kan werken.
Casings
De hoeveelheid casings (annuli) is afhankelijk van de grond waarin geboord wordt. Casings hebben meerdere doelen. Zo zorgt het er voor dat tijdens het boren en tijdens productie de productie tubing niet instort door de ondergrondse druk, maar voorkomt het ook dat er verontreiniging (denk aan water/zuurstof) bij de productie tubing komt, waardoor deze weer beschadigd kan raken. Wanneer een casing “ophoudt” wordt deze aan de onderkant met cement afgeplugd om invoer van water etc van onder te voorkomen, vaak wordt een casing ook gespoeld met mud en opgetopt met een vloeistof. Dit kan zijn lijnzaadolie, brine (zoutwater). De buitenste, ofwel de eerste casing wordt altijd de conductor genoemd en is over het algemeen 30 tot 46 inch. De lengte en diameter van de casings wordt bepaald door de samenstelling van de aardlagen en/of bepaald tijdens het boor proces wanneer men ziet dat er boorvloeistof kwijtgeraakt wordt.
Het is van groot belang dat de drukken in deze ruimtes goed gemonitord wordt en gerapporteerd in een beheer programma, dit is een vereiste van SoDM (Staatstoezicht Op De Mijnen). Wanneer je een vooraf bepaalde druk overschrijd ben je ten alle tijde meldingsplichtig naar SoDM. De druk welke je niet mag overschrijden noemt men ook wel “MAASP” (Maximum Allowable Annulus Surface Pressure).
Casings en productie tubing worden in elkaar gedraaid middels een schroefverbinding. Dit is de meest simpele en snelle verbinding en zorgt daarnaast ook nog eens voor een goede afdichting.
