Fagstoff

Oljebasert boreslam

Publisert: 16.12.2015, Oppdatert: 25.07.2017
  • Innbygg
  • Enkel visning
  • Lytt til tekst
  • Skriv ut

Sentralt i emnet:

  • Miljøhensyn
  • Friksjonsreduserende
  • Hindrer svelling av formasjonsleire
  • Reservoarboring

Borerør i RKB. Foto.   

Oljebasert borevæske fungerer for boring gjennom alle typer formasjoner, men brukes som regel når de tekniske egenskapene til de vannbaserte borevæskene ikke er gode nok. Dette gjelder ofte for boring gjennom reservoaret, der det er viktig at boringen gjennomføres uten problemer og med minst mulig skader på formasjonen.

Miljøhensyn 

Oljebaserte borevæskesystemer har blitt mye brukt i forbindelse med boring av brønner siden 80-tallet både på norsk og internasjonal sokkel. Grunnen er at disse systemene er svært stabile; de reagerer ikke med formasjonene som det bores gjennom. Dessuten er olje et godt smøremiddel og beskytter boreutstyret mot korrosjon.

Det er også negative sider ved bruk av oljebaserte systemer; boredekksarbeidere blir eksponert for borevæske på hud og puster inn avgasser fra oljen, som kan gi alvorlige allergier og skader.

Syntetiske borevæsker ble brukt som alternativ til oljebaserte borevæsker, særlig på 90-tallet og tidlig 2000. Med syntetisk baseolje er det lettere å påvise hydrokarboner.
Disse væskene brukes i HTHP-brønner og ofte ved boring av reservoar.

Oljebaserte borevæsker har det i praksis ikke vært tillatt å slippe ut i sjøen på norsk sokkel siden 1991. Dersom det skjer uforutsette hendelser og oljebasert borevæske kommer i havet, vet man at olje og kjemikalier fra boring kan gi både akutte og langvarige forurensningseffekter på det marine dyrelivet.

Bruken av oljebaserte borevæsker har endret seg gjennom tidene med boreaktivitet på norsk sokkel. Industrien bruker hovedsakelig to typer borevæsker: olje- og vannbaserte.

Tidligere ble diesel brukt som base for oljebasert slam, men dette ble det forbudt å bruke på 80-tallet på grunn av høyt innhold av aromater, som kan være giftige og kreftfremkallende.

Diagram av borevæsketyper på norsk sokkel. Illustrasjon.  

Boring med oljebasert borevæske økte med om lag 25 % i 2013, sammenlignet med året før. Ingenting av dette ble sluppet til sjø.

Oljebaserte borevæsker har gradvis blitt erstattet med vannbaserte borevæsker, som anses å ha liten eller ingen negativ innvirkning på det marine miljøet. For øyeblikket benyttes det altså mest vannbaserte borevæsker, men bruken av oljebaserte borevæsker har økt litt igjen i de senere år. Dette kommer av at det stadig blir vanskeligere å finne hydrokarboner, noe som gjør at man borer dypere, lengre og mer avanserte brønner.

Fordelene med oljebasert borevæske

Oljebaserte borevæsker reduserer friksjonen mellom borestreng og foringsrøret eller hullveggen, noe som kan være spesielt viktig i lange, horisontale seksjoner. 

Olje reagerer ikke med formasjonsleiren slik at den sveller. Det er fordi den er en ikke-polar væske (den har symmetrisk ladningsforhold i molekylene) og derfor ikke påvirkes av det elektriske feltet på overflaten av leirekrystallene. Vann, derimot, er en polarPolart vannmolekyl.Vannmolekyler er polare. Det vil si at de har en ladningsforskyvning, men ingen netto ladning. Vannmolekyler har en positiv og negativ side (pol) fordi oksygen og hydrogen trekker ulikt på de felles elektronparene. væske og blir absorbert på leiroverflaten.

Oljebaserte borevæsker tåler opp til 30 prosent høyere innhold av faste partikler enn vannbaserte borevæsker. Vanligvis har de veldig god bæreevne, men noe sig av faste partikler vil alltid finne sted når de står i ro over lengre tid.
Dersom det blir for stor andel av faste partikler kan borevæsken bli for viskøs og mer ustabil. Da må man enten tynne ut borevæsken eller sette i gang renseutstyr for å fjerne mindre partikler (hydrosyklon).

Oljebaserte borevæsker tåler vanligvis svært godt salt og brukes derfor i formasjoner der det er store mengder salt. Men oljebaserte væsker tåler ikke saltet magnesiumklorid (MgCl2). Ved forurensing i borevæsken av et slikt salt, brytes oljefuktingsevnen ned og de faste partiklene faller ut. Dette kan håndteres ved å tilsette oljefukterkjemikalier til magnesiumet er bundet opp.

Ulempene ved bruk av oljebasert borevæske

Borekaks vil alltid ha et vedheng av brukt borevæske. Det er ikke tillatt å slippe ut oljebaserte eller syntetiske borevæsker, eller kaks som har spor av dette, dersom oljekonsentrasjonen overstiger 1 prosent vekt. Det tilsvarer 10 gram olje per 1 kilo borekaks.

Etter bruk blir oljebaserte borevæsker og borekaks enten fraktet til land for forsvarlig håndtering, eller injisert i egne brønner i undergrunnen.

Ved tap av borevæske til formasjonen, kalt tapt sirkulasjon (loss circulation), er det vanskeligere å tette brønnveggen med oljebaserte borevæsker. Årsaken er at den naturlige reparasjonen (healing) som skjer når formasjonsmateriale sveller, som ved bruk av vannbaserte borevæsker, ikke oppstår når man bruker oljebaserte borevæsker.

Reservoarsonen

Det benyttes ofte oljebasert borevæske til boring gjennom reservoaret for å unngå reaksjon med formasjonen og fastkjøring av borestrengen. Da brukes gjerne ekstra finmalt barytt som vektmateriale for å unngå å blokkere hulrom mellom sandkorn (porene).

Schlumberger (MI Swaco) leverer et system som kalles WARP (Weighting Agent Research Product). Dette er en oljebasert borevæske med ekstra finmalt barytt, der hvert baryttkorn i tillegg er behandlet med et stoff (coating) som legger seg rundt hver partikkel og gjør at de ikke kleber seg til hverandre. Borevæsken benyttes til boring av 12 ¼”-seksjonen og reservoarseksjonen. Den er blandet med baseoljen og kan ha en egenvekt på 2,32 sg når den sendes til riggen.

Oppbygning

Oljebaserte borevæsker består av en base, som er en olje. Det tilsettes også vann i oljen, mellom 10 til 40 % er vanlig å bruke. Vannet er tilsatt et salt, som kalsiumklorid, CaCl₂ (30 – 35 %).

Når væskeløsningen (olje og vann) pumpes med høy hastighet gjennom dysene i borekronen deles (dispergeres) vannet til små vanndråper. For å holde vanndråpene separert i oljen tilsettes emulgator. Emulgatorens oppgave er å styrke emulsjonen og hindre at de dispergerte vanndråpene går sammen og danner en separat væskefase.

Vannfasen og emulgatoren gir viskositet til boreslammet, særlig i form av plastisk viskositet (PV). Vanndråpene oppfører seg som faste partikler som blir igjen i filterkaken, noe som gjør at permeable formasjoner ikke blir invadert av vann. Vannfasen bidrar også til at man oppnår optimal svelling av leiren som tilsettes borevæsken for å få viskositet.

Oljefuktere, ofte kalt sekundære emulgatorer, tilsettes borevæsken for at faste partikler som leire og barytt skal bli oljefuktet. I prinsippet virker emulgator som oljefukter, men den klarer ikke å ta seg av store mengder vektmateriale.
Oljefukter brukes når det er tilsatt lite emulgator og slammet skal vektes opp til høy densitet. Det er nødvendig med oljefuktere for at man i det hele tatt skal kunne blande vektmateriale inn i olje-/vannemulsjonen. Dersom det er for lite oljefukter i systemet, kan de faste partiklene i stedet bli vannvåte, klebe seg sammen og tette igjen åpningene i dukene på shakerne. Dersom det tilføres for mye oljefukter, kan det medføre redusert viskositet og utfelling av faste partikler.

Bentonitten som benyttes i oljebasert borevæske er modifisert med en aminogruppe (NH2) for at den skal kunne finfordeles (dispergere) i olje/vannfasen. Behandlingen omdanner leiren til en såkalt organofil leire som lar seg løse i oljefasen og gir olje/vannfasen den ønskede viskositeten, og bidrar til noe filtertapskontroll. Oftest tilsettes også filtertapsregulerende kjemikalier. 

En annen type leire som brukes er hektoritt som er temperaturstabil opp til 200 ⁰C.

Viskositeten som oppnås, er ofte avhengig av hvilken type baseolje som brukes, aromatinnholdet, og mengden av mekanisk energi som tilføres under miksingen av borevæsken. Videre vil  andre tilsetningsstoffer, som mengde og type emulgator og oljefukter, ha betydning for hvor stor utnyttelsesgrad vi får av den organofile leiren.

Det er utviklet ulike typer polymerer som er tilpasset oljefasen for å gi viskositet, for eksempel resiner (harpiks/kvae), som er lange polymerkjeder av repeterende grunnelementer.

For å minimere filtertapet, som en ønsker å holde så lavt som mulig ved bruk av oljebaserte borevæsker, finnes det flere polymerer som kan tilsettes, samt aminbehandlet lignitt (brunkull).

Temperaturens innvirkning på borevæskens egenskaper

Økende temperatur reduserer oljens viskositet, mens økende trykk øker oljens viskositet. Ved temperaturøkning fra 20 til 100 ⁰C (ved atmosfæretrykk) vil mineralolje tape det meste av viskositeten.
En kombinert økning av trykk og temperatur vil øke densiteten på oljebaserte borevæsker.

I dype brønner er imidlertid temperatureffekten mer dominerende enn trykkeffekten, og oljebaserte borevæskesystemer har derfor mindre løfteevne på bunnen av hullet. Dette tas hensyn til på overflaten ved hjelp av tilsetningsstoff som korrigerer for brønnens trykk og temperatur.