Vannbasert boreslam (WBM)

Vannbaserte borevæsker er foretrukket av myndighetene ettersom de regnes som mindre helseskadelig for borearbeidere og mindre skadelig for det ytre miljø enn oljebasert boreslam (OBM). Vannbasert boreslam kan brukes fra de øverste seksjonene til boring gjennom reservoaret.

Ulempen med vannbaserte systemer er at de kan forårsake en uønsket reaksjon i noen formasjonstyper. Det kan også lettere oppstå boreproblemer som kan unngås ved bruk av OBM.

Det finnes veldig mange ulike vannbaserte borevæskesystemer (waterbased mud – WBM) som er utviklet for ulike forhold som trykk, temperatur og reaktive formasjoner. Det brukes vanligvis mer enn ett væskesystem for å bore en brønn. Med utgangspunkt i en enkelt sammensatt væske som er brukt i øvre del av brønnen kan man utvikle en mer komplisert væske med ulike tilsetningsstoff og vektmateriale som tar hensyn til økende trykk og temperatur etter hvert som brønnen blir dypere.

Det er i hovedsak tre faktorer som er med på å avgjøre sammensetningen i borevæsken som skal benyttes i en brønn.
For det første må man vite hvilken brønn som skal bores; er det en lete- eller produksjonsbrønn? For det andre må man vite hvilke forhold som er i brønnen, som trykk og temperatur, og for det tredje hvilken utstrekning (lengde) og vinkeloppbygging brønnbanen skal ha. Jo mer data som er tilgjengelig, desto større sjanse er det for å velge en passende borevæske og dermed unngå problemer.

Vannbaserte borevæsker kan brukes til boring gjennom de fleste formasjoner. I de to øverste seksjonene (topphull) benyttes vanligvis sjøvann som borevæske.
For å få bedre hullrensing pumpes en høyviskøs pille med jevne mellomrom. Den drar med seg kaks fra bunnen av brønnen og opp til havbunnen. Dette kalles spud mud og består vanligvis av bentonitt som har svellet i ferskvann.

En inhibitiv borevæske reduserer eller stopper væskeopptak (hydrering) og svelling i leireformasjon.

En anhydrittformasjon er en bergart dannet av mineralet kalsiumsulfat.

Inhibitiv borevæske

Borevæsker som er bygd opp spesielt for å hindre oppløsning eller svelling av formasjonen og borekakset som løftes ut av brønnen, kalles inhibitive borevæsker. Dersom det ikke brukes inhibitiv borevæske, kan borevæsken flokkulere på grunn av en reaksjon med formasjonen. Det betyr at viskositet og gelestyrke øker og at man mister filtertapskontroll.

KCl-mud er en vannbasert borevæske som har kaliumklorid (KCl) og polymerer som gir den inhibitive effekten. Andre inhibitive borevæsker er mettet saltvannssystem som skal hindre utvasking av saltformasjoner, og mettet kalsiumbasert borevæske som skal hindre utvasking av gips- og anhydrittformasjoner (CaSO4).

Dersom det skal bores gjennom saltrike formasjoner, bør det byttes til en saltmettet borevæske på forhånd. Dette hindrer salt fra formasjonen fra å endre borevæskens reologi- og filtertapsegenskaper.

Borer man gjennom svelleleire må borevæsken være tilsatt kalsium, kalk, gips eller kaliumklorid som hindrer opptak av vann i leiren.

Dersom det er fare for litt kalsiumforurensing fra anhydritt- eller gipsformasjoner, kan et polymerbasert borevæskesystem være fordelaktig å bruke. Borevæsken bør være behandlet på forhånd til å takle problemer som endret reologi, høy gelestyrke og tap av fluid loss-kontroll.

Hvis det er stor fare for mye kalsiumforurensing (kalsium i form av kalk brukes i produksjon av sement og ved boring gjennom sement kan det også oppstå en kalsiumforurensing), brukes en kalsiumbasert borevæske. Graden av problemer avhenger av pre-behandling og tynner-konsentrasjonen i borevæsken. Et velbehandlet lignosulfonatsystem kan være aktuelt.

Andre faktorer fra formasjonen som påvirker borevæsken er gassen hydrogensulfid (H2S) og faste partikler. Begge vil gi økt viskositet og økt gelestyrke. De vil dessuten gi økt slitasje på borestreng og utstyr.

Vannbaserte borevæskesystemer har ulik oppbygning, fra de enklest sammensatte til de mer avanserte for boring av HPHT-brønner (High Pressure High Temperature).

I hovedsak er de vannbaserte borevæskene satt sammen av en vannfase, viskositetsmateriale, faste partikler og løselige kjemikalier.

Væskefasen

Vannfasen kan bestå av ferskvann eller brine, som er en saltlake. Ferskvann sammen med leire, som bentonitt, sveller bra og kan brukes som spud mud i de øverste topphullsseksjonene.

Brine bidrar til at borevæsken er inhibitiv og brukes ofte ved boring gjennom reaktiv skifer. Vanlige typer brine lages med kaliumklorid (KCl), kalsiumklorid (CaCl2), formater (Na⁺, K⁺) og bromider (Br^-).

Viskositetsmateriale består av leire og/eller polymerer, som cellulose- og polysakkaridprodukter.

Vektmateriale:

• kalsiumkarbonat: 2,8 sg
• barytt: 4,2 sg
• hematitt: 5,0 sg

Partikler i borevæsken

Borevæskesystemet har faste partikler som brukes for å veie opp borevæsken og utborede partikler fra formasjonen. Tilsatte faste partikler kan være kalsiumkarbonat, barytt eller hematitt som ikke reagerer med formasjonen. Kalsiumkarbonat er syreløselig og kan brukes i drill-in fluid både til oppveiing og som brobygger (bridging agent) for å tette åpninger i formasjonen.

Tapt sirkulasjonsmateriale (LCM) er også faste partikler som tilsettes, men dette brukes bare dersom man går på loss, altså mister borevæske til formasjonen. Utborede partikler kan være sandstein, kalkstein (kalsiumkarbonat, CaCO3) eller dolomitt (kalsiummagnesiumkarbonat, CaMg (CO3)2).

Barytt blir mye brukt som vektmateriale, men den kan gi problemer med blokkering i produktive permeable soner, da den ikke er løselig i syre og dermed ikke kan vaskes bort om det blir nødvendig ved oppstart av brønnen.

Løselige kjemikalier

Løselige kjemikalier tilsettes væsken for å regulere pH-verdien. Disse kan være kaustisk soda (NaOH), kaliumhydroksid (KOH) eller lime Ca(OH)2, soda ash (Na2CO3), natriumbikarbonat (NaHCO3) eller magnesiumoksid (MgO).
Dersom borevæsken er for tykk (av f.eks. reaksjon med salt), tilsettes en tynner (thinner); vanlige tynnere er lignosulfonat og lignitt.