Appendix M

BSc-speciale
Boringer i basalt på Færøerne
Øystein Patursson
Hallur Stakksund
NVDRit 2002:1

Abstract
The purpose of the thesis was to identify some of the major problems when drilling trough
basalt. This was done from two points of view: A rock mechanical and a drilling.
The rock mechanical part was both teoretical and practical. The teoretic part contains
information of the geology of the Faroese shelf, and the practical part contains finding rock
characterization parameters such as: Drillability, abrasivity, hardness, compressional strength
etc. by experiments.
The drilling part consists of: Conventional and alternative methods which posses potential of
drilling hard rock and characterization of each method. Main challenges and records where
they are available.
As a conclusion we combined the first two parts bringing up a discussion of which method is
suitable for drilling the Faroese basalt and which is not.

1 Forord
Denne opgave er udført ved Fródskaparsetur Føroya i nært samarbeide med Statoil i
Stavanger.
Vejleder for opgaven har været Knut Martin Silseth fra Statoil og fagligt ansvarlig har været
Professor Bernt Aadnøy ved Høgskolen i Stavanger. Vi vil rette stor tak til dem begge to for
hjælp til gennemføringen af opgaven.
Statoil skal have stor tak for at stille sine økonomiske ressourser til rådighed, specielt med
tanke på betaling for adgang til laboratorier hos Sintef i Trondheim.
Jardfrødisavnid (geologisk museum) og Fiskirannsóknarstovan på Færøerne skal have tak for
lån af mikroskop, og vi vil også takke Martin Heinesen og Turid Madsen for hjælp med den
geologiske del af opgaven
Vi vil til slut takke følgende personer for hjælp med opgaven: Tor Harald Hansen, Statoil,
Dave Ellis, Statoil, Anders Beitnes, Sintef, Amund Bruland, Sintef, Filip Dahl, Sintef, Reidar
Inge Korsnes, Høgskolen i Stavanger, John Grønli, Høgskolen i Stavanger, Asger Ken
Pedersen, Geologisk Museum i København, Finn Dalhoff, GEUS, John Boserup, GEUS,
Henning Jacobsen, SEV, Jólsvein Joensen, Landsverkfrødingurin.
Tórshavn 31/1 2002
Hallur Stakksund Øystein Patursson

2 Indholdsfortegnelse
1 FORORD............................................................................................................. 1
2 INDHOLDSFORTEGNELSE............................................................................... 2
3 INDLEDNING ...................................................................................................... 7
4 GEOLOGI............................................................................................................ 8
4.1 Basalt ............................................................................................................................. 8
4.2 Færøernes geologi....................................................................................................... 13
5 BJERGMEKANIK ............................................................................................. 20
5.1 Bjergarters trykkfasthed ........................................................................................... 20
5.2 Stres i borekerner....................................................................................................... 20
5.2.1 Principal stres ....................................................................................................... 23
5.2.2 Middel og deviatorisk stres .................................................................................. 25
5.2.3 Shearstyrke/kompressionsstyrke .......................................................................... 26
5.2.4 Von Mises shear styrke ........................................................................................ 26
5.2.5 Mohr-Coulomb shear modellet ............................................................................ 27
5.3 Strækstyrke................................................................................................................. 28
5.4 Elasticitet.....................................................................................................................30
5.5 Borbarhedsindeks....................................................................................................... 32
5.5.1 Drilling Rate Index DRI....................................................................................... 33
5.5.2 Bit Wear Index BWI ............................................................................................ 36
5.5.3 Cutter Life Index CLI........................................................................................... 40
5.5.4 Minitester ............................................................................................................. 40
5.6 Abrasion ...................................................................................................................... 42
2

5.6.1 Mohs hårdhedsskala:............................................................................................ 42
5.6.2 Vickers Hardness Number Rock VHNR.............................................................. 43
5.6.3 Sammenligning mellem Mohs hårdhedsskala og VHN ....................................... 44
6 TESTER ............................................................................................................ 45
6.1 Prøver ..........................................................................................................................45
6.1.1 Stenprøver ............................................................................................................ 45
6.1.2 Udformning af prøvestykker ................................................................................ 46
6.2 Brasilianske tester ...................................................................................................... 48
6.3 Kompressions tester ................................................................................................... 49
6.4 Strain ........................................................................................................................... 50
6.5 Borbarhedstester ........................................................................................................ 51
6.5.1 DRI....................................................................................................................... 51
6.5.2 BWI ...................................................................................................................... 52
6.5.3 CLI ....................................................................................................................... 52
6.5.4 Densitet, sprødhedstal og slitageværdier.............................................................. 53
6.6 Mineralogi................................................................................................................... 54
6.6.1 XRD-tester ........................................................................................................... 54
6.6.2 Tyndslib................................................................................................................ 55
6.6.3 Vickers hårdhed.................................................................................................... 60
6.7 Kommentarer til testresultater ................................................................................. 62
6.7.1 Tensionsstyrke...................................................................................................... 62
6.7.2 Kompressionsstyrke ............................................................................................. 62
6.7.3 DRI....................................................................................................................... 64
6.7.4 BWI og CLI.......................................................................................................... 65
6.7.5 Sammenligninger ................................................................................................. 66
7 BOREMETODER .............................................................................................. 70
7.1 Konventionelle boremetoder ..................................................................................... 70
3

7.2 Drag bit........................................................................................................................71
7.3 Diamant bittet............................................................................................................. 71
7.4 PDC bit........................................................................................................................ 73
7.5 Rollerbits..................................................................................................................... 76
8 ALTERNATIVE METODER .............................................................................. 80
8.1 Hammerboring ........................................................................................................... 81
8.2 Teori............................................................................................................................. 81
8.2.1 Tilført effekt ......................................................................................................... 81
8.2.2 Brugt energi.......................................................................................................... 82
8.2.3 Brugt effekt .......................................................................................................... 82
8.2.4 Frekvensen ........................................................................................................... 83
8.2.5 Borevæske ............................................................................................................ 83
8.2.6 Fordele.................................................................................................................. 84
8.2.7 Ulemper................................................................................................................ 84
8.3 AG-Itator..................................................................................................................... 85
8.3.1 Fordele.................................................................................................................. 86
8.3.2 Ulemper................................................................................................................ 86
8.3.3 Pålidelighed.......................................................................................................... 87
8.3.4 Levetid.................................................................................................................. 87
8.3.5 Prestation.............................................................................................................. 87
8.4 SDS............................................................................................................................... 87
8.4.1 Fordele og ulemper............................................................................................... 88
8.4.2 Pålidelighed.......................................................................................................... 88
8.4.3 Levetid.................................................................................................................. 89
8.4.4 Præstation............................................................................................................. 89
8.5 Wassara....................................................................................................................... 91
8.5.1 Fordele og ulemper............................................................................................... 91
8.5.2 Pålidelighed.......................................................................................................... 91
4

8.5.3 Levetid.................................................................................................................. 92
8.5.4 Præstation............................................................................................................. 92
8.6 Minidisk-bit................................................................................................................. 93
8.6.1 Teori ..................................................................................................................... 93
8.6.2 Fordele.................................................................................................................. 97
8.6.3 Ulemper................................................................................................................ 97
8.7 EEAI ............................................................................................................................97
8.7.1 Fordele og ulemper............................................................................................... 97
8.7.2 Pålidelighed.......................................................................................................... 98
8.7.3 Levetid.................................................................................................................. 98
8.7.4 Præstation............................................................................................................. 98
8.8 Boring med jet ........................................................................................................... 99
8.9 Kontinuerlig jet ........................................................................................................ 100
8.9.1 Teori ................................................................................................................... 100
8.9.2 Jet modeller ........................................................................................................ 105
8.9.3 Fordele................................................................................................................ 108
8.9.4 Ulemper.............................................................................................................. 108
8.10 Abrasive jet ............................................................................................................... 108
8.10.1 Teori ................................................................................................................... 109
8.10.2 Modeller ............................................................................................................. 111
8.10.3 Fordele................................................................................................................ 112
8.10.4 Ulemper.............................................................................................................. 112
8.11 GR & DC................................................................................................................... 113
8.11.1 Fordele og ulemper............................................................................................. 113
8.11.2 Pålidelighed........................................................................................................ 114
8.11.3 Levetiden............................................................................................................ 114
8.12 Caviterende jet.......................................................................................................... 114
8.12.1 Teori ................................................................................................................... 114
8.12.2 Fordele................................................................................................................ 117
8.12.3 Ulemper.............................................................................................................. 117
5

8.13 FlowDrill ................................................................................................................... 119
8.13.1 Tekniske data...................................................................................................... 120
8.13.2 Fordele................................................................................................................ 121
8.13.3 Ulemper.............................................................................................................. 121
8.13.4 Pålidelighed........................................................................................................ 122
8.13.5 Levetid................................................................................................................ 122
8.13.6 Prestation............................................................................................................ 122
9 ENERGIBETRAGTNINGER ........................................................................... 123
10 KONKLUSION............................................................................................. 128
10.1 Konklusioner fra testerne........................................................................................ 128
10.2 Boremetoder ............................................................................................................. 129
10.3 Fremtidigt arbejde ................................................................................................... 134
11 REFERENSER ............................................................................................ 136
Appendix A-M
6

3 Indledning
Efteråret 2000 blev de første licenser uddelt til søgen efter hydrocarboner på færøsk sokkel.
På grund af problemer med at tyde seismiske profiler under basalten, er licenserne delt op i to
grupper: De seksårige licenser er givet i det sydøstlige hjørne af sokkelen, næsten- og udenfor
basaltens udstrækning, mens de niårige licenser ligger indenfor basaltområdet.
Der bores gennem basalt forskellige steder, bla oliebrønde i Vest Grønland og Brasilien og
geotermiske brønde på Island. Disse erfaringer har vist lave borerater ved brug af
konventionelt udstyr.
Formålet med opgaven er at belyse denne problematik. Dette har vi valgt at gøre ud fra to
synsvinkler:
1) Karakterisering af det færøske basalt ud fra forsøg og geologi. Parametrene vi har set
på er: Styrke, abrasivitet, hårdhed, skørhed og borbarhed. Prøverne er udvalgt til at
repræsentere en så stor variation som muligt.
2) Belysning af potentielle boremetoder, specielt alternative metoder. Denne del af
opgaven er udelukkende litteratursøgning, hvor vi har prøvet at samle de nyeste
oplysninger om metoderne og ud fra dem vurderet om metoderne er egnede til boring i
den færøske basalt.
I konklusionen inddrages elementer fra begge dele, således at den boremetode som passer
bedst til basaltens egenskaber findes.
7

4 Geologi
4.1 Basalt
Basalt er en vulkansk bjergart, som består hovedsaglig af plagioclas feldspat, pyroxen
(hovedsagligt augit) og olivin. Denne sammensætning gør at det er en mørk bjergart. Farverne
varierer fra mørk grå, mørk grøn til mere eller mindre sort.
Basalt er som regel finkornet, men indeholder ofte strøkorn af feldspat og olivin. Disse har
som oftest en længde på nogle få mm, og feldspatstrøkornene kan i ekstreme tilfælder have en
længde på op til et par cm.
Den kemiske sammensætning af mineralerne i basalten vil være nogenlunde som vist i figur
4.1.
Figur4.1 Denne figur viser sammensætningen af feldspat, pyroxen og olivin i den Færøske basalt.
8

Foruden de ovenfor nævnte mineraler vil der i basalt findes sekundære mineraler: zeolitter,
silica mineraler, lermineraler og andre mineraler som seladonit og kalcit. Udfældninger i
porer og sprækker vil for det meste bestå af bløde mineraler som zeolitter, kalkspat, seladonit,
men der kan også findes kvartsmineraler, som kvarts og kalcedon. Særlig kalcedon og andre
mineraler af kalcedontypen er almindelige. Størrelsen på disse poreudfældninger er variabel.
Den ligger fra mikroskopisk størrelse og kan komme op på størrelse med en knytnæve, men er
ofte omkr. 1 – 2 cm. Kvartsmineraler kan også findes i lave koncentrationer i matrixen i
basalten, men dette er ikke så almindeligt. Lermineralerne, som man ofte finder i basaltens
matrix, er omdannelsesprodukter, f.eks. omdannet glas og olivin.
Basalthøjsletter er opbygget af lavastrømme, som ligger som lag ovenpå hinanden.
Indimellem dem findes ofte et lag af interbasaltiske sedimenter. De består for det meste af ler,
sand og tuf.
Basalten kan være mere eller mindre porøs. Porøsiteten kommer af, at luft og gasbobler bliver
fanget i lavaen mens den størkner. Den øverste og den nederste del af hvert basaltlag,
topslagge og bundslagge, er meget porøs og ofte, hvis basaltlaget har ligget længe eksponeret,
er topslaggen oxideret. Oxidationen kan ses på en mere eller mindre rødlig farve.
Tynde basaltbænke er ofte porøse hele vejen igennem bænken, dog er midten af dem mindre
porøs end slaggen. Tykkere basaltbænkene bliver, desto mindre porøs bliver kernen af dem.
Når man kommer over en vis tykkelse, vil man inde i bænken finde en meget tæt kerne af
krystalinsk basalt, som nærmest ikke er porøs, og bænkene er kun porøse i top og
bundslaggen. Hvis bænkene skal indeholde denne krystalinske kerne skal tykkelsen på dem
nok overstige 5 – 10 m. Dette tal vil variere alt efter viskositeten på lavaen.
9

Figur4.2 Eksempler på porøsitetsforløb for henholdsvis en tyk og en sammensætning af flere tynde
basaltbænke.
Der findes også en del sprækker i basalt. De udbreder sig i alle retninger og er ikke særlig
regulære uden når man snakker om lamellzoner eller søjleopsprækning.
Der hvor der har været særlig store tektoniske bevægelser findes lamellzoner der strækker sig
over lange strækninger. De kan være over 20 km lange og har en hældning som er tæt på
vertikal. Der findes ofte intrusive basalter i disse lamellzoner kaldet gange.
Søjleopsprækning af basalt forekommer der hvor lavaen har fået en hurtig afkølning, som
følge af sammentrækning af lavaen under afkølningen. I teorien skulle søjlerne være regulært
sekskantede, men dette ses sjælden.
10

Figur 4.3 Til venstre. En meget regulær søjledannelse. Nogle af søjlerne er sekskantede. Til højre. Denne
figur er et godt eksempel på at søjlerne står vinkelret på afkølningsfladen.
Intrusive basalter er ofte fuldstændig opsprækket i søjler.(Appendix H, prøve 3, 7 og 9). Man
går ud fra, at for at en almindelig basaltbænk skal kunne sprække op i søjler må lavaen
afkøles ekstra hurtigt, f.eks. ved at den strømmer ud i et sumpet eller lavvandet område.
Der er forskel på basalten om den kommer fra enkelte vulkaner eller den kommer fra lange
vulkansprækker, og om den bliver afkølet i luft, vand eller inde i fjeldet.
Udbrud fra enkelte vulkaner giver lavastrømme, som løber i forskellige retninger nedad
vulkanens sider og lægger sig hen over hinanden, således at vi for hvert udbrud får en masse
tynde bænke, som ikke har så stor udstrækning, over hinanden. Der strømmer som regel
meget store volumener af lava fra vulkankløfter og disse strømme lægger sig ud over
landskabet som tykke basaltlag, der dækker store områder.
Om lavastrømmene løber ud i vand, vil vi få en meget mere kompliseret sammensætning af
bjergarten. Dette skyldes bl.a. den hurtige afkølning, hvor lavaen mere eller mindre bliver
pulveriseret. Dette medfører at vi får dannet hyaloklastitter. Hyaloklastitter består for det
meste af basalt breccia og lidt ler. Sammensætningen vil være større basaltblokke (pillow
lava), op til en meter i diameter, i en mere finkornig matrix af basalt breccia. Desuden kan vi
f.eks. få mudderstrømme (lahars) nedad hyaloklastitskråningen og/eller
11

undervands/underjordiske lavastrømme. Hvordan sammensætningen bliver afhænger f.eks. af
lavamængde, strømningshastighed og mængde af tilstedeværende vand. For at få
undervands/underjordiske lavastrømme må der være store volumener af lava til stede.
Undervands lavastrømme strømmer efter havbunden, og underjordiske strømme graver sig
ned i jorden, i stedet for at flyde ud efter jorden, på grund af at lavaen har en større densitet
end den underliggende bjergart. Denne kunne så typisk være ler eller lignende. Disse
undevands/underjordiske lavastrømme ligner meget basaltbænkene som findes i f.eks. den
nederste serie på Færøerne, med lodret søjleopsprækning og en mere porøs øverste del. Den
største forskel vil være at mens tilsvarende lavastrømme, som strømmer ud på jordoverfladen,
har en oxideret scoria øverst i basaltlaget vil man her have en mere glasagtig overflade.
Basalt, som kommer fra undersøiske vulkaner, danner også pillow lava og glas breccia.
I basaltisk lava som størkner langt nede i jorden, hvor der er rimelig høje temperaturer og
lavaen størkner meget langsomt, samles de enkelte mineraler i lavaen i større krystaller før
lavaen størkner, end man ser i basalt. Disse bjergarter kaldes alt efter krystalstørrelsen for
gabbro (grovkornet) eller dolerit (finere kornet).
Hvis lavaen standser op et stykke tid på vej op gennem jordskorpen, således at enkelte af
mineralerne i lavaen får tid til at krystallisere ud, siger man at bjergarten er porfyritisk. Det er
disse krystaller man kalder for strøkorn eller phenocryster.
12

4.2 Færøernes geologi
Opbyggelse af basalthøjsletten: Tektoniske bevægelser for 110-80 mill. år siden havde med
sig at den amerikanske- og eurasiskekontinentalplade blev revet fra hinanden sydøst for
Færøerne. Denne opsplitning er i dag Færø- Shetland kanalen. Senere, ca 60 mill. år siden, da
den nordlige del af den midatlantiske ryg blev dannet, rev Grønland sig fra Færø- Rockall
plateauet. Denne opsplitning medførte kraftig vulkanisme hvor en basalthøjslette, med
udstrækning fra Øst Grønland til Skotland, blev dannet. Spredningen foregik videre (og gør
det endnu i dag) og den Grønlandske del af højsletten blev revet bort fra den Færøske del.
Den del af højsletten som kan ses på Færøerne kan deles op i tre dele: Nederste-, midterste-
og øverste basaltserie. Mellem den nederste og den midterste serie findes først en kulførende
sekvens og ovenpå den en tuf og agglomeratzone. Til slut findes der så også intrusive
dannelser: Sille, gange og uregelmæssige intrusive dannelser.
Nederste basaltserie: Tykkelse ca. 900m over havet og ca. 2500m under havet. Denne serie
består af tykke sammenhængende basaltbænke omkr. 20 – 30m tykke. Tykkelsen kan være
meget mindre og meget større op til 50m på Suðuroy og 70m på Mykines. Imellem
basaltbænkene er sedimentære lag med en tykkelse på omkr. 1 – 4m. Basaltbænkene består af
hård og tæt krystalinsk basalt, som ofte er sprækket op i søjler med tyk top- og bundskoria.
13

Figur 4.4 Nederste del af den midterste serie og øverste del af den nederste serie, og i midten den
kulførende sekvens (Geology of the Faroes).
En almindelig mineralsammensætning i den nederste serie kan være [9]:
Plagioklas 36 %vol
Clinopyroxen 44 %vol
Malm 11 %vol
Glas og grønne forandrings produkter 9 %vol
Olivin og pseudomorfer efter olivin 0.2 %vol
Den kulførende sekvens har en tykkelse på omkring 10m. Der er dog stor variation i tykkelsen
(0 – 20m). Sekvensen består af kul og ler. Kullet er delt op i to bånd, og det er tilsammen lidt
over en meter hvor det er tykkest.
Tuf- og agglomeratzonen er meget varierende i tykkelse, fra 0 til 50m. Den består af vulkansk
sprængmateriale: Aske, lapilli og bomber.
14

Midterste basaltserie: Tykkelse ca. 1350m. Denne serie består af tynde basaltbænke som ikke
altid er sammenhængende. Basalten er mere varierende end i den nederste serie. Dog er den
gennemsnitlig mere porøs. Der er tæt basalt, feldspatporfyritisk og olivinporfyritisk basalt.
Der findes ikke mange sedimentære lag i denne serie. De er mere almindelige i den øverste
del af serien, og de som findes er tynde. Bænkene er som regel kun adskilt med en
slaggedannelse. Tykkelsen af basaltbænkene er som regel 1 – 2m eller mindre, de kan dog
komme op mod 10m. De er tyndere i den nederste del af serien og tykkere i den øverste del.
Figur
4.5 Typiske basaltbænke i den midterste serie.
En typisk mineralsammensætning i den midterste serie kan være [9]:
Plagioklas 45 %vol
Clinopyroxen 41.4 %vol
Malm 7.2 %vol
Glas 6.4 %vol
Her
er der dog også stor mulighed for at finde basalter med et stort olivinindhold, helt op til
20 %
Øverste
Basaltserie: Tykkelse ca. 675m. Man regner med at der har været nogle få hundrede
meter basalt ovenpå denne serie. Basaltbænkene har en varierende tykkelse omkr. 5 – 10m og
op til 25m. De sedimentære lag er tyndere end i den nederste serie, omkr. 1m. Der findes dog
ret tykke lag indimellem, men de er mere sjældne. Basalten i bænkene er en mellemting
15

mellem den nederste serie og den midterste serie, med både porfyritisk og tæt basalt. Dette
kommer af den ringe tykkelse på basaltbænkene. De tykkere bænke har en tæt og hård
krystalinsk kerne, og de tyndere strømme består af en mere porøs og ikke så hård basalt,
som
ligner den midterste serie. Dog kan man sige at som regel er basalten hårdere i den øverste
serie end i den midterste. Søjlebasalter er ikke særlig almindelige, men de kan forekomme.
Det er almindeligt med både feldspat- og olivinporfyritisk basalt
Figur 4.6 Basaltbænke i den øverste serie.
En almindelig mineralsammensætning i den øverste serie kan være [9]:
Plagioklas 38.3 %vol
Clinopyroxen 44.7 %vol
Malm 6.6 %vol
Olivin 10.2 %vol
Grønne forandrings produkter 0.2 %vol
I tuf og konglomerat zonen findes der uregelmæssige intrusive dannelser. Dette er tætte
basalter,
som er ret hårde. Disse findes også til dels i den kulførende sekvens.
Der findes også andre intrusive dannelser: Gange og siller.
16

Gange: Dette er basalter som er løbet op i sprækker i basalten. Gangene er mere eller mindre
lodrette og kan strække sig over lange strækninger, mere end 20km længde. Bredden ligger
fra 1m op til 20m.
Sille: Disse er store intrusive
dannelser der ligger mere og mindre parallelt med de
omkringliggende lag, figur 4.7.
Figur 4.7 Skitse af en sillintrusion.
Både
sille og gange er ofte opsprækket i søjler vinkelret på afkølingsretningen. Gangene på
tværs og sillene op og ned.
I 1981 blev der boret en brønd i Lopra med en dybde på 2178 m TVD. Boringen blev udført
af Orkustofnun, med Føroya Landsstýri som opdragsgiver. Formålet med brønden var at få så
mange oplysninger som muligt om de ældre formationer under basalterne som man kan se
over havniveau på Færøerne. Derfor blev brønden placeret så langt nede i den nederste
basaltserie som muligt. Lokationen man valgte var Lopra på Suðuroy (Appendix A). Toppen
af casingen havde en højde på 8,52 m over havoverfladen.
Boringen
blev genoptaget i 1996 af 23 forskellige olieselskaber efter henvendelse fra
Oljumálastýrinum (Oliedirektoratet på Færøerne) og boret ned på 3565 m TVD.
Undersøgelser
fra Loprabrønden viser at den nederste serie ikke har været særlig meget
begravet. Dette tyder på at den nord-østlige del af Færøerne er sunket hurtigere end den syd-
17

vestlige. Således at den midterste og den øverste serie har lagt sig mere på den nord-østlige
del af Færøerne og at det mere eller mindre kun har været den nederste serie der dannede den
sydvestlige del af øerne.
Når man borede i Lopra blev
man klar over at der under den nederste basaltserie fandtes
hyaloklastitter.
Man borede gennem ca. 1100m af dem, men kom ikke igennem. Disse
hyaloklastitter viste sig at være meget velkonsoliderede. Der var for eksempel ikke stor
forskel på boreraten i hyaloklastitterne og i den masive basalten. Vi har aflæst følgende
egenskaber for hyaloklastitterne i brønden fra loggerne:
Lydhastighed (P-bølger): ca. 5000 til 6000 m/sek
ulk-densitet ca. 2.7 til 2.95 g/cm 3
B
Disse værdier ligner meget det som man måler i masiv
basalt.
Man går ud fra at hyaloklastitterne på denne lokation hurtigt er blevet begravet under et meget
tykt
lag basalt. De ligger på ca 2500 m TVD, og riggen var plaseret nederst i den nederste
serie, så her har før været endda mere basalt ovenpå. Den nederste basaltserie har en tykkelse
på ca. 3400 m tilsammen, og denne tykkelse må man nok regne med at der har været ovenpå
hyaloklastitterne.
Længere ude på sokkelen
tyndes basalten ud. Man går ud fra at her findes der også
hyaloklastitter
under basalterne. Det er dog ikke sikkert at de har samme konsistens, som de
som man borede igennem i Loprabrønden, fordi de ikke har været ligeså dybt begravede.
Der
vil f.eks. være mulighed for at de ikke er særlig godt konsoliderede.
Man kan på nogle steder øst for Færøerne se på seismik, at basaltbænke
slutter, og at længere
ude
slutter så bænken ovenfor osv. Men man kan ikke se nogen reflektor som de slutter ned
mod. Dette tyder på at det er basaltbænke som er løbet ud i vand, fordi det er svært at se
overgangen fra massiv basalt til hyaloklastitter. Dette er på grund af at de består af det samme
materiale og er der derfor ikke nogen særlig forskel i lydhastighed. Det kunne også tænkes
at
bænkene sluttede fordi underlaget gik opad bakke, men denne grænse ville sandsynligvis ses
på seismikken.
18

Spørgsmålet er så hvad det er for nogen basalter. Det kan nok ikke være fra midterserien,
fordi basaltbænkene her er for tynde til at de kan ses på seismik. Det kunne tænkes at
eftersom
den nederste serie har så tykke bænke, så ville de være strømmet ud over lange
afstande, og at det er denne serie som dækker hele området. Men basalterne strømmer ikke
længere end til de rammer vand, så det kan også være at den nederste serie har banet vej
for at
de andre serier kunne strømme ovenpå og at det er basaltbænke fra den øverste serie man kan
se på seismikken.
19

5 Bjergmekanik
5.1 Bjergarters trykkfasthed
Når der skal måles trykfasthed i bjergarter, bruges der oftest aksielle tryktester. Disse udføres
på cylindriske bjergartsprøver, med en længde på omkr. to gange diameteren. Testerne kan
være enaksielle eller triaksielle. Forskellen er at man ved de triaksielle tester har et
omsluttende tryk på prøvens sideflade (confining pressure). Dette øger prøvens aksielle
brudstyrke, og svarer bedre til nedihuls situationer.
5.2 Stres i borekerner
Stres defineres som kraft pr. areal og har enheden pascal (Pa) i SI-systemet. Stres normalt på
en flade kaldes normal stres (σ ) og stres langs en flade kaldes shear stres (τ ). Disse er
defineret således:
dF
dA
n σ = og
dF s
τ =
(5.1)
dA
Når der trykes på en prøve må den være i kraftbalanse dvs. at et aktions stres på toppen af
prøven må balanseres af et reaktions stres fra bunden af prøven.
Hvis man lægger et imaginert plan igennem prøven, kan streset over dette plan deles op i to
komponenter, normal stres og shear stres (fig 5.1).
20

Figur 5.1
Hvis man belaster en cylindrisk prøve som har endearealet A med kraften F, får man et stres
på et plan vinkelret gennem prøven på:
Figur 5.2
F
σ =
(5.2)
A
Hvis man lægger et plan m-n gennem prøven som har vinkelen θ i forhold til det vinkelrette
planet (fig 5.2), så er arealet på dette plan:
A
Amn = (5.3)
cosθ
21

Kraften F på planet kan deles op i to komponenter en der står vinkelret på planet (N) og en
der følger planet (S) (fig 5.2). Størrelsen på disse kraftkomponenter er:
N = F cosθ
og S = F sinθ
(5.4)
Normal stres og shear stres som virker på planet m-n bliver så:
N F cosθ
2
σ mn = = = σ cos θ
(5.5)
A A cosθ
mn
S F sinθ
τ mn = = = σ sinθ
cosθ
(5.6)
A A cosθ
mn
Ved at omforme ligningerne ved hjælp af trigonometriske funktioner fås følgende ligninger
[3]:
1
σ mn = σ ( 1+
cos 2θ
) (5.7)
2
1
τ mn = σ sin 2θ
(5.8)
2
Ved at plotte disse to ligninger i et τ, σ diagram får man en sirkel med diameteren σ. Denne
sirkel kaldes Mohr’s circle og er vist i fig 5.3.
Figur 5.3
22

5.2.1 Principal stres
Den generelle definition af stres er i 3 dimensioner og ser sådan ud:
[ ]
⎡στ τ ⎤
x xy xz
⎢
⎥
= ⎢⎢ xy y yz ⎥
τ xz τ yz σ ⎥
z
σ τ σ τ
⎣ ⎦
⎡σx τxy τ ⎤ xz ⎡σx 0 0 ⎤
⎢ ⎥
σ = τxy σ y τ
⎢
yz 0 σ y 0
⎥
⎢ ⎥ =
⎢ ⎥
⎢τxz τ yz σ ⎥
⎣ z ⎦
⎢⎣ 0 0 σ ⎥ z ⎦
(5.9)
En sådan stres matrise kan transformeres i rummet indtil der kun er normalstres tilbage, dette
er definitionen af principal stres, dvs:
[ ]
(5.10)
En løsning til dette ligningssystem findes ved at finde egenværdierne til matrisen til venstre.
Dette gøres ved at flytte matrisen på højre side over til venstre, tage determinanten og derefter
løse den ligningen. Determinanten ser sådan ud:
σ −σ
τ τ
x xy xz
τ σ − σ τ =
xy y yz
τ τ σ −σ
xz yz z
og udregnet ser den således ud:
hvor:
σ σ σ
I
I
1
3 2
−I1 −I2 − I3
= 0
2
= σ + σ + σ
x y z
= τ + τ + τ −σ σ −σ σ −σ
σ
2 2 2
xy xz yz x y x z y z
0
2
I 3 = σ x ( σσ y z −τ yz ) −τxy( τxyσz − τxzτ yz ) + τxz( τxyτ yz −τxzσ
y )
(5.11)
23

I1, I2 og I3 kaldes invarianter på grund af at de for en given stres tilstand er konstante uanset
hvordan koordinatsystemet er orienteret. Ligningen har altid tre reelle rødder. Det er disse
rødder der kaldes principal stres, og de vælges sådan: σ1 < σ2 < σ3.
De tilhørende retninger
findes ved at finde egenvektorerne til stresmatrisen, som hører til prinsipal streserne. Således:
⎡σx−σiτxy τ ⎤ xz ⎡ni1⎤ ⎢ ⎥
τxy σ y σiτ ⎢
yz n
⎥
⎢ − ⎥⎢
i2
⎥
=
⎢ τxz τ yz σzσ ⎥⎢
⎣ − i ⎦⎣n⎥
i3
⎦
[ 0]
Hvis vi arbejder i to dimensioner i stedet for, vil stresmatrisen se sådan ud:
[ σ ]
xy y
(5.12)
⎡σx τ xy⎤
= ⎢
⎣τσ ⎥ (5.13)
⎦
Invarianterne fra ligning (5.11) reduseres til:
I
I
I
1
2
3
= σ + σ
= 0
x y
= τ −σσ
2
xy x y
Ligningen til at finde prinsipal stresserne bliver:
og rødderne til den er:
2 ( ( x y) ( xy x y)
)
σ σ − σ + σ σ − τ − σ σ = 0
1 1
σ1,2 = σ + σ ± ⎜ σ − σ ⎟ + τ
2 ⎝2 ⎠
( ) ( ) 2
⎛ ⎞
x y x y
2
xy
Dette er ligningen for Mohr’s sirkel som den er vist i fig 5.4.
(5.14)
24

Figur 5.4
Denne ligning bruges i Mohr Coulomb kriteriet.
5.2.2 Middel og deviatorisk stres
Middel stres defineres som:
(
1
σ m = σx + σ y + σz)
(5.15)
3
Ligning (5.9) kan dekomponeres som følgende:
[ ]
( − )
⎡σx τxy τ ⎤ xz ⎡σm 0 0 ⎤ ⎡ σx σm τxy τ ⎤ xz
⎢ ⎥ ⎢ ⎥
σ = τxy σ y τ
⎢
yz 0 σm0 ⎥
⎢ ⎥ =
⎢ ⎥
+ ⎢ τxy ( σ y −σm)
τ yz ⎥ (5.16)
⎢τxz τ yz σ ⎥
z 0 0 σ ⎢ ⎥
⎣ ⎦
⎢⎣ ⎥ m ⎦ ⎢⎣ τxz τ yz ( σz−σm) ⎥⎦
Matrisen længst til højre er deviatorisk stres. Ved at se på ligning (5.16) og ligning (5.10), kan
man se at løsningen til den deviatoriske stres matrise er den samme som for ligning (5.10),
bortset fra at x
σ skal byttes med ( σ σ )
− [3]. Løsningen kan altså findes ved at erstatte
x m
normal stresserne i invarianterne (ligning (5.11)). De deviatoriske invarianter bliver så [3]:
25

J
1
= 0
1
2 2
2
J2
= ⎡( σ1− σ2) + ( σ1− σ3) + ( σ2 −σ3)
⎤
6 ⎣ ⎦
1 2 3
J3 = I3 + I1I2 + I1
3 27
(5.17)
Middel stresset representerer på en måde hydrostatisk tryk, det kan forandre volumet på
legemet, men ikke formen. Det deviatoriske stres forandrer derimod formen på legemet og
giver på den måde anledning til shear stres. Derfor bruges det deviatoriske stres til
fejlkriterier. I von Mises fejlkriterium bruges ligningen for J2 til at definere en fejllinje.
5.2.3 Shearstyrke/kompressionsstyrke
Bjergartens brudstyrke findes ved at øge det aksielle stres på prøven indtil den går i stykker.
Det aksielle stres på prøven i brudtidspunktet er dens brudstyrke, og findes det ved at dele
kraften i aksialretningen med prøvens areal på endefladen, ligning 5.2 og bliver for en
cylindrisk prøve:
4F
σ = (5.18)
2
π d
Hvor σ er brudstyrken, F er kraften på prøven og d er prøvens diameter. Der bruges som
regel prøver som har en længde som er omkring det dobbelte af diameteren.
Når der udføres triaksielle tryktester på et cylindrisk prøvestykke bliver de to lavere principal
stresses lig med omslutningstrykket ( σ 2 = σ 3)
og det største principal stres ( σ 1 ) bliver lig
med aksial stresset. Dette forenkler ligningerne for fejlkriterierne lidt.
5.2.4 Von Mises shear styrke
Den anden deviatoriske invariant fra ligning (5.17) kan så skrives således:
26

1
= − 3
(5.19)
3
J ( σ σ )
2 1
Denne plottes op mod middel stresset fra ligning (5.15), som kan skrives på denne måde:
1
σ σ σ
3
( 2 )
m 0 1 3
P − = + − 0
P (5.20)
Ved at lave flere tester ved forskellige omslutningstryk, kan man få grafer som fig.5.5.
Figur 5.5
5.2.5 Mohr-Coulomb shear modellet
I dette fejlkriterium finder man en fejllinje ved at plotte flere Mohr’s sirkler for samme
materiale ind i et diagram og trække en linje som vist i figur 5.6.
27

Figur 5.6
Mohr’s sirkel har følgende specifikationer:
1
Radius = ( σ x −σ
y
2
1
Sentrum = ( σ x + σ y
2
Og tegnes som vist i fig 5.4.
)
)
(5.21)
(5.22)
Svigt opstår hvis materialet kommer i en strestilstand hvor Mohr sirkelen kommer at ligge ud
over fejllinjen.
5.3 Strækstyrke
Bergarters strækstyrke er interresant når man ser på opsprækning af borehuller. Denne kan
måles på flere måder. En måde er at direkte spænde prøven op og strække indtil brud. Denne
metode giver strækstyrken direkte, men da bjergarter har meget svag strækstyrke, skal der kun
ganske små skævheder til for at ødelægge testresultatet. Testen har ikke været meget brugt,
men bruges mere og mere.
28

En mere indirekte metode til at måle strækstyrke, er den brasilianske test. Denne test er meget
lettere at udføre. Testen foregår på den måde at et kort stykke af en kerneprøve trykkes som
vist i fig 5.7.
Figur 5.7 Brasiliansk test
Når der trykkes på prøven på denne måde bliver den ellipseformet, og der opstår en stor
strækkraft inde i prøven, og den vil, når trykket bliver stort nok, knække som vist på fig 5.7.
Ved at måle kraften, som der trykkes på prøven med ved brud, kan man regne bjergartens
strækstyrke med denne formel:
2F
σ t = (5.23)
πDL
Hvor F er kraften, D er prøvens diameter og L er prøvens længde.
Opsprækking af bjergarten har meget stor indflydelse på testresultatet. Prøver med sprækker
tværs over hele prøven har faktisk ingen strækstyrke. Hårde bjergarter er som regel mere eller
mindre opsprækkede, og på grund af det siger man ofte når man arbejder med downhole
situationer at bjergarter ingen strækstyrke har. Disse sprækker er som regel så langt fra
hinanden at de ikke kommer i betragtning når man tager de små prøver af bjergarten som
29

uges til slige tester. Især når man laver brasilianske tester er det nemt at finde prøver uden
sprækker som mindsker om strækstyrken, pga. at man kan vende prøvestykket sådan at
sprækkerne går vinkelret på prøvens brudflade. Dette må man tage til eftertanke når man skal
bruge testresultaterne.
5.4 Elasticitet
Når der trykkes på et legeme forandres dimensionerne. Disse dimensionsforandringer
beskrives af strain (ε ), som er længdeforandring i forhold til oprindelig længde. Når vi ser på
en kerneprøve beskrives dimensionsforandringerne af to tal, aksialstrain ( ε aksial ) og
radialstrain ( ε radial ). Disse defineres således:
∆l
ε aksial = og
l
∆d
ε radial =
(5.24)
d
Hvor ∆l er længde forandringen, l er oprindelig længde, ∆d er forandringen af diameter og d
er den oprindelige diameter.
Poisson’s ratio (ν ) er defineret som forholdet mellem radial og aksial strain således:
ε νε ν
ε
radial
radial =− aksial ⇔ =− (5.25)
ε aksial
Minustegnet er indsat for at poisson’s ratio skal være positivt, idet at radial strain og aksial
strain altid har forskellige fortegn. Poisson’s ratio er konstant indtil der begynder at dannes
sprækker i prøven. For lineært elastiske og isotropiske bjergarter ligger værdien af Poisson’s
ratio mellem 0 og 0.5, og bliver ofte antaget at være 0.25.
Elastisitetsforholdet mellem stres og strain i aksialretningen kaldes Youngs modulus (E) og er
det defineret således:
σ
σ =
aksial
aksial = Eε
aksial ⇔ E
(5.26)
ε aksial
30

Radial strain kan derfor også udtrykkes således:
σ
ε ν
E
aksial
radial =− (5.27)
I det ovenfor nævnte er der brugt engineering strain definitionen. Her bruges de oprindelige
længder til strain udregningerne gennem hele testen. Der findes også en anden definition af
strain, scientific strain. Her bruges de egentlige længder gennem hele testen. På grund af at
det er mere besværligt at udføre målingerne på denne måde er dette ikke meget brugt.
31

5.5 Borbarhedsindeks
Drilling Rate Index (DRI) og Bit Wear Index (BWI) er baseret på laboratorieforsøg. DRI og
BWI blev udviklet på institutt for geologi på NTH (nuværende institut for geologi og
bergteknikk på NTNU) i årene 1958 – 61. Cutter Life Index (CLI) blev udviklet på institutt
for anlægsteknikk på NTH (nuværende institutt for bygg- og anlægsteknikk på NTNU) i årene
1980 – 83.
Der arbejdes for tiden med at erstatte BWI med VHNR (Vickers Hardness Number Rock), da
dette indeks ser ud til at svare bedre overens med det man kan se i felten.
Med begrebet borbarhed menes i denne sammenhæng bjergartens generelle egnethed for
boring (DRI), samt bjergartens slidende virkning på boreudstyret (BWI og CLI).
Borbarhedsindeksene beregnes ud fra resultaterne fra 3 forskellige tester, sprødhedstallet
(S20), Sievers J-værdi (SJ) og slitageværdi (for hårdmetal: Abrasion Value (AV) og for
kutterstål: Abrasion Value Steel (AVS)). VHNR regnes ud fra bjergartens
mineralsammensætning.
Når testerne udføres som standardtester i Sintefs laboratorium skal der bruges ret meget
bjergartsmateriale af rimelig stor størrelse. Da prøver af denne størrelse kun kan hentes ved
kerneboring, hvilket er meget dyrt, er testerne ikke særlig attraktive indenfor olieindustrien.
Derfor udvikler Sintef nedskalerede tester, som kan bruges på borekaks.
Der er i formelgrundlaget indlagt en naturlig sammenhæng mellem DRI og BWI, således at
en bjergart med lav DRI gives højt BWI og omvendt. Dette er for at tage hensyn til at lav
borehastighed (dårlig borbarhed) medfører øgt slitage på boreværktøjet.
32

Figur 5.8
Det viser sig at geologien har stor betydning for borbarheden. I figur 5.8 er der vist resultater
fra borbarhedstester på ca. 200 forskellige bjergartsprøver [17], og viser den typiske
variationsområder for de forskellige bjergarter. Det fremgår af figuren at der er tydelig
sammenhæng mellem mineralogi/petrografi og borbarhedsegenskaber. Bjergarterne i gruppe
1 ( høj borehastighed og lav slitage) betegnes let borbare, mens bjergarterne i gruppe 4 (lav
borehastighed og høj slitage) betegnes meget tungt borbare. Basalt forventes at ligge i gruppe
3 med lav borehast. og ikke så høj slitage på boreudstyr på grund af det lave indold af kvarts.
5.5.1 Drilling Rate Index DRI
DRI regnes ud fra resultaterne af to laboratorietester, sprødhedstallet S20 og Sievers J-værdi
SJ. Dette indeks siger, som navnet også siger, noget om borehastighed.
Brittleness test (faldprøve): Denne test giver en god måling af bjergartens motstandsevne mod
nedknusning som følge af gentagne stød. Testen udføres som vist i figur 5.9.
33

Figur 5.9 Prinsippet for faldprøven
Prøvematerialets volumen tilsvarer 500g af et materiale med densitet 2.65g/cm 3 og er sigtet til
fraktionen 16 - 11.2mm. Sprødhedstallet S20 er vægtprosent materiale som passerer 11.2mm
sigten efter at have fået 20 slag i morteren, og bestemmes som middelværdi af 3 – 5
parallelforsøg.
Sievers’ Miniature Drill Test: Denne test giver en måling af bjergartens overfladehårdhed
eller indpresningsmodstand. Testen udføres som vist i fig. 5.10 i et tilsavet bjergartsstykke.
34

Figur 5.10 Prinsippet for måling af Sieverts J-værdi
Sievers J-værdi SJ er huldybden målt i 1/10mm efter 200 omdr. med miniatureboret og
oppgives som middelværdien af 4 – 8 hul. Hvis bjergarten er lagdelt bores der almindeligvis
parallelt med boreretningen.
Bestemmelse af DRI: DRI kan opfattes som et sprødhedstal, som er korigeret for SJ. For SJ
lig med 10, en værdi som er almindelig for f.eks. granit eller kvarts-syenit, er DRI lig S20.
Denne korigering er vist i fig. 5.11.
35

Figur 5.11 Diagram for bestemmelse af DRI
5.5.2 Bit Wear Index BWI
BWI beregnes ud fra DRI og en målt slitageværdi AV. Indekset siger noget om slitage af
borekroner når der bores, men fordi slitageværdien regnes ud fra slitagen på et stykke
36

tungsten carbide, giver indekset sandsynligvis bedst korrelation overfor bit med inserts af
tungsten carbide.
Abrasion Value: Dette indeks giver en måling af slitagen fra nedknust bjergartsmateriale på et
tungsten carbid stykke. Princippet for testen er vist i figur 5.12.
Figur 5.12 Prinsippet for måling af slitageværdi
Nedknust bjergartsmateriale tilføres under det belastede hårdmetalstykke. AV er
hårdmetalstykkets vægttab i mg efter 100 omdr. af ståltallerkenen. 100 omdr. svarer til 5 min.
rotationstid.
Bestemmelse af BWI: BWI bestemmes ud fra DRI og AV som vist i fig. 5.1.
37

Figur 5.13 Diagram for bestemmelse af BWI
Der er en sammenhæng mellem DRI, BWI og mineralsammensætning. Nedenfor er en figur
som viser sammenhængen mellem DRI, BWI og kvartsindhold.
38

Figur 5.14 Sammenhæng mellem DRI, BWI og kvartsindhold
39

5.5.3 Cutter Life Index CLI
CLI beregnes ud fra SJ og slitageværdien AVS (Abrasion Value Steel). Værdien giver et
udtryk for levetid for cutterringer af stål ved fuldprofilboring.
Abrasin Value Steel: Denne test udføres på samme måde som når AV skal findes. De eneste
forskelle er, at der i stedet for et tungsten carbide stykke bruges et stålstykke fra en ubrugt
cutterring, og at der bruges 20 omdr. med ståltallerkenen i stedet for 100 omdr.
Bestemmelse af CLI: CLI bestemmes således:
5.5.4 Minitester
0.
3847
⎛ SJ ⎞
CLI = 13. 84⎜
⎟ (5.28)
⎝ AVS ⎠
Når der skal udføres minitester er der visse opstillinger der må forandres (nedskaleres).
Brittleness test (faldprøve): I den nedskalerede test har man valgt at forandre følgende:
Prøvematerialet er sorteret i fraktionen 2 – 4 mm i stedet for 11.2 – 16 mm.
Prøvevægten er reduceret fra 500 g til 15 g (for en bjergart med densitet 2.65 g/cm 3 ).
Vægten på morterlåget er reduceret fra 4025 g til 115 g.
Vægten på faldvægten er reduceret fra 12 kg til 390 g.
Højde- breddeforholdet inde i morteren er holdt konstant, og andre parametre er ikke
forandret.
40

Sievers’ miniature drill test: Her reduceres bortykkelsen fra 8.5 mm til 2.5 mm og vægten på
prøvestykket fra 20 kg til 5.9 kg. Andre parametre er ikke forandret.
Man har problemer med at udføre testen i borekaks, fordi dette oftest ikke er af tilstrækkelig
størrelse, til at man kan bruge et enkelt stykke til testen. Forsøg er lavet med at støbe stykker
af borekaks ind i forskellige materialer og siden bore i denne matrix. Disse materialer har
været cement mørtel, epoxy og gips. Testene med mindre stykker støbt ind en matrix har
hidtil ikke været nogen succes [11], men boring i et tilskåret bjergartsstykke, som i den
oprindelige test, og boring i et stykke med d >> 2.5 mm fastholdt i cement mørtel har givet
pålidelige resultater.
De hidtidige resultater ser lovende ud. Korrelationen mellem standardtesten og den
nedskalerede test er rimelig god. For faldprøven er den R 2 = 0.8 og for Sievers’ J-værdi, ”når
der bores med 2.5 mm bor i et stykke med d >> 2.5 mm, er den R 2 = 0.97.
Det nedskalerte drilling rate indeks, mini-DRI, består på samme måde som standard-DRI af
en brittleness-value og en SJ værdi. Brittleness-value, som her bruges, er en beregnet værdi,
som representerer standard brittleness-value. Den er fundet ved normalisering af den
nedskalerede værdi mod standardværdien. SJ værdien kan, som nævnt ovenfor, bestemmes på
to måder, enten ved boring i et enkelt stykke, som i standardtesten, eller ved boring i en
matrix bestående af bjergartsfragmenter støbt ind i cementmørtel eller lignende. DRI
bestemmes i begge tilfælde ved brug af diagrammet vist på figur 5.11.
Mini-DRI viser sig at svare godt overens med standard-DRI, når SJ værdien bestemmes ved
boring i et enkelt bjergartsstykke, men der må stadig regnes med en større usikkerhed end ved
standardtesten, idet der ikke er lavet så mange parralellforsøg endnu.
Når SJ værdien bestemmes ved boring i fragmenter indstøbt i en matrix, kan man sige, at det
derfra bestemmede DRI kan sige noget om borbarheden af bjergarten, men der må regnes med
en meget høj usikkerhed.
Der arbeides stadig på at finde en passende matrix at støbe bjergartsfragmenterne ind i [11].
41

5.6 Abrasion
Abrasivitet afhænger af hvilken evne mineralkornene i bjergarten har at skrabe/skære i
materialerne der bruges til at bore med. Der findes forskellige former til at måle mineralers
hårdhed. Her er to eksempler.
5.6.1 Mohs hårdhedsskala:
Denne skala er opkaldt efter en mineralogist fra Østrig, Friedrich Mohs. Han udvalgte de 10
mineraler som skalaen består af.
De 10 mineraler som Mohs hårdhedsskala består af er, når man starter med det blødeste og
slutter med det hårdeste:
1. Talk Talc
2. Gips Gypsum
3. Kalkspat Calcite
4. Fluorit Fluorite
5. Apatit Apatite
6. Feldspat Feldspar
7. Kvarts Quarts
8. Topas Topaz
9. Corund Corundum
10. Diamant Diamond
Nummeret på mineralerne kaldes for relativt hårdhedstal og representerer hårdheden af
mineralet. Der skal dog bemærkes at intervallerne mellem de relative hårdhedstal ikke er
konsistente. Skalaen bruges på den måde at de mineraler som har et højt relativt hårdhedstal
kan skrabe i alle mineraler med lavere relativt hårdhedstal. Skalaen er derfor ikke så velegnet
til at sige noget spesifikt om hårdheden af mineralet, men den er beregnet til at være et
hjælpemiddel når man skal identifisere diverse mineraler, ved hjælp af skrabetester.
42

5.6.2 Vickers Hardness Number Rock VHNR
VHNR er en slitageparameter, som bestemmes ud fra bjergartens mineralsammensætning,ved
at man buger et vejet middeltal af mineralernes vickers hårdhed (VHN, Vickers Hardness
Number). Man bruger de enkelte mineralers andel i bjergarten til at vægte VHN med. En liste
med VHN for almindelige mineraler er givet i Appendix E.
VHN for mineraler findes ved fysisk testning. En lille probe, helst af diamant, presses ind i
overfladen på et stykke af mineralet, med en bestemt kraft. Ud fra at undersøge aftrykket kan
man give en værdi for VHN.
Beregning af VHNR for en granitisk gneis er vist i tabel 5.1.
Mineral Andel
Mineralhårdhed Andel samlet hårdhed
%
VHN
Kvarts
30
1060
318
Feldspat
63
800
504
Amfibol
2
600
12
Glimmer
5
110
6
Samlet hårdhed, VHNR 840
Tabel 5.1
VHNR ser ud til at give en bedre sammenhæng med levetid for borekroner end indeksene
DRI og BWI.
Institutt for bygg- og anlægsteknikk NTNU er i gang med udvikling av nye sammenhænger
for levetider af borestål, men talmaterialet er endnu ikke stort nok til at vise sikre
samenhænger mellem levetid og VHNR. I referance [37] er der vist sammenhænge mellem
levetid af borekroner og VHNR.
43

5.6.3 Sammenligning mellem Mohs hårdhedsskala og VHN
Ved at plotte VHN mod Mohs hårdhedsskala kan man se at der er en rimelig god
sammenhæng, men på grund af at man til Mohs hårdhedsskala har valgt at bruge almindelige
mineraler og givet dem ralative hårdhedstal som er hele tal, kan punkterne ikke følge en
tendenslinje (se figur 5.15). Der mangler VHN værdier for topas og diamant. Disse vil måske
forandre på den gode korrelation.
VHN (kg/mm2)
2500
2000
1500
1000
500
Figur 5.15
VHN against Mohs Scale
y = 2,6505x 3 + 2,3159x 2 + 17,815x
R 2 = 0,9962
0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
Relative Hardness Number
44

6 Tester
6.1 Prøver
Når vi skulle vælge prøver til at udføre tester på, ville vi helst have prøver som kunne
representære alle scenarier. Dvs. at vi ville have prøver fra den hårdeste basalt og den blødeste
basalt. Desuden ville vi se på mere specielle ting, som intrusive basalter og lidt fordelt
imellem de hårde og bløde prøver.
Det vi valgte at gøre, var at tage nogle prøver fra midterserien, som de bløde, og nogle fra den
øverste serie som et mellemting, her er dog også nogle af de hårdeste basalter. Desuden valgte
vi at tage en hård prøve fra den nederste serie, for at se lidt på forskellen på den øverste og
den nederste serie, og nogle prøver fra intrusioner. Intrusionsbasalterne, som vi valgte at tage
med, var så gangbasalter og sillbasalter, som begge er ret almindelige. Disse intrusiver skal
være ret hårde.
6.1.1 Stenprøver
3 Prøve fra Streymoyarsyllin (Appendix H). To prøver uden synlige sprækker.
Placeringen er oppe på den hylde som kan observeres på billedet ret under den lyse
del af sillin. Trykstyrke 169 Mpa og E-modul 78 * 10 3 Mpa [39]
4 Prøve fra Vágatunnilin (Appendix H). Fra midterste basaltserie. Denne prøve var af
den mest homogene basalt ved denne lokation.
5 Prøve fra Vágatunnilin (Appendix H). Fra midterste basaltserie. Denne prøve var af
den mindst homogene basalt ved denne lokation.
7 Gangen mellem Kvívík og Stykkið (Appendix H). Bjergartstype: Feldspatporfyritisk
basalt med store listeformede strøkorn som er orienteret i gang- eller flyderetningen
[44].
9 Prøve fra gangen på Sundshálsur (Appendix H). Vandret basaltsøjle. Bjergartstype:
Tæt basalt uden strøkorn [44]
10 Prøve fra Sundshálsur (Appendix H). Denne prøve er et stykke af bjergarten uden om
gangen på Sundshálsur. Dette er en del af den øverste basaltserie. Bjergartstype:
45

Porøs basalt med små feldspatkorn. Det øverste af bænken er meget porøst og
porerne er fyldt med zeolitter, særlig chabasit, og grønjord (seladonit).
12 Prøve fra Boðanes, forladt stenbrud. Denne prøve er taget fra en tyk basaltbænk med
basalt af meget god kvalitet i den øverste basaltserie. Bjergartstype tæt basalt med
meget små strøkorn. (Appendix H)
13 Prøve fra Porkeri, stenbrud. Tæt basalt (Appendix H). Nederste basaltserie.
14 Prøve fra Vágatunnilin. Den hårdeste basalt som er fundet i tunnelen (Appendix H).
15 Prøve fra Hundsarabotnur, stenbrud (Appendix H). Meget tæt basalt. Den bedste
basalten som hidtil er fundet på Færøerne til brug i slidlaget i vejasfalt. Bliver ikke
brugt mere fordi der ikke er mere i stenbruddet. Andre steder er det for besværligt at
få fat på.
6.1.2 Udformning af prøvestykker
Prøverne bestod af basaltstykker af varierende størrelse. De mindste omkr. 1-2kg og de største
omkr. 25kg. Af hver prøve havde vi omkr. 8kg og mere. Op til ca 25kg.
For at kunne udføre brasilianske tester og enaksielle kompressionstester var vi nødt til at bore
kerner ud af prøverne. Kernerne blev boret på kridtlaboratoriet på højskolen i Stavanger, i en
søjleboremaskine som almindeligvis bliver brugt til boring af kerner af kalk og sandsten.
Boremaskinen havde et hårdmetal kernebor med vandkøling.
Det ene bor knækkede, så vi var nødt til at bore med to forskellige bor med lidt forskellig
diameter(ca. 38 og 39mm).
Prøverne lå løse på et gummiunderlag når kernerne blev boret. De blev fastholdt ved at de
blev presset ned i gummiunderlaget af matingen på boret. Dette fungerer sikkert meget godt
når der bores i kalk, men matingen er meget kraftig når der bores i basalt. Dette medførte at
kernerne blev lidt skæve, særlig i starten før matingskraften var blevet konstant. Dette
problem var størst når vi borede i de små prøvestykker, idet vi ikke kunne skære det skæve
stykke af kernen væk.
Når kernerne var boret skulle de saves til. Dette blev gjort med en diamantsav på byg- og
anlægsavdelingen på højskolen i Stavanger. Saven var ikke helt i vinkel. Dette førte med sig
46

at endefladerne på kerneprøverne ikke var helt parallelle. Prøverne til de brasilianske tester
kunne vi dreje således at endefladerne var retvinklede gennem den linje som tensions stresset
er størst over, figur 5.7. Når vi udførte kompressionstesterne kunne planen på pressen vippes
så denne skævhed blev elimineret. En skævhed vil føre til en asymetrisk fordeling af stresset i
prøven og føre til tidligt svigt.
Vi savede prøverne til kompressionstesterne omkr. 70 mm lange (fra prøve nr. 14 fik vi dem
kun ca. 58 mm lange) og prøverne til de brasilianske tester ca. 25 mm lange. Resterne af
prøverne, efter at kernerne var boret ud, blev brugt til borbarhedstesterne. De blev slået til
håndstykker, som passede ned i kæftetyggeren, og så var de klare til testerne.
47

6.2 Brasilianske tester
De brasilianske tester blev udført i en hydraulisk presse i kridtlaboratoriet, højskolen i
Stavanger, som kunne trykke 230 kN. Trykket blev reguleret af en datastyret hydraulisk
pumpe, som kunne trykke 60 Mpa. Vi fandt kraften som pressen trykkede med således:
4 St
π
F P A P D
2
= ⋅ = (6.1)
Hvor P er olietrykket over stemplet og Dst er diameteren på stemplet.
Prøvens strækstyrke findes ved at bruge formel 5.23. Kraften som sættes ind i formelen er
makskraften som opnås ret før prøvestykket sprækker. Resultaterne er vist i Appendix B og
en sammenfatning er vist i grafen nedenfor.
Strækstyrke (MPa)
30
25
20
15
10
5
0
Brasilianske tester af basalt
3 4 5 7 9 10 12 13 14 15b
Prøve nr.
Figur 6.1 Resultater fra de brasilianske tester. Toppen og bunden af linjerne er højeste og laveste værdi.
Punktet på linjen er middel af alle testerne.
Der er lidt variation i resultaterne fra de enkelte prøver, men det er naturligt når man arbejder
med et materiale som ikke er homogent.
48

6.3 Kompressions tester
De tre første kompressionstester blev udført med den samme presse som de brasilianske
tester, men vi fandt hurtigt ud af at denne presse var for svag. Resten af testerne blev udført
med en meget kraftig presse på Byg- og anlægsafdelingen på højskolen i Stavanger. Pressen
klarede ca. 3000 kN, så vi var lidt i tvivl om den var nøjagtig nok ved de forholdsvis små
kræfter som vi skulle bruge. Vi afprøvede den ved at lægge en lastcelle i pressen i stedet for
stenprøven. Lastcellen og kraftmåleren på pressen viste sig at svare ret godt overens (indenfor
1 – 2 %) i det kraftinterval som vi skulle bruge (115 – 439 kN), så det syntes vi var godt nok
og resultaterne som vi har opgivet er fra kraftmåleren på pressen. Denne presse registrerede
selv når prøverne knækkede, og gemte makstrykket. Kopressionsstyrken på prøven blev så
regnet ud ved at bruge formel 5.18. Når vi brugte pressen på kridtlaboratoriet regnede vi
kompressionsstyrken (σ ) ud således:
σ
F P⋅A A A
st
= = (6.2)
p p
Hvor P er trykket over stemplet, Ast er arealet på stemplet og Ap er arealet på prøven.
Resultaterne er vist i Appendix B og et sammendrag af resultaterne er vist i figur 6.2.
49

Yield stress (MPa)
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Kompressionsstyrke
3 4 5 7 9 10 12 13 14 15a 15b
Figur 6.2 Resultater fra kompressionstesterne.
Der er ret stor variation i resultaterne for nogen af prøverne. Dette kan skyldes at brudene ikke
var samme slags. Efter vores mening så det ud som pressen måske var lidt for hurtig at
standse kompressionen af prøverne i enkelte tilfælde. Hos flere prøver opnåede vi langt fra
fuldt brud (Appendix J).
6.4 Strain
Vi prøvede først at måle aksielt og radielt strain, som funktion af trykket på prøven, men dette
var lidt besværligt at få til at fungere. Vi gjorde en opstilling med måleure, som målte
tøjningen i aksialretningen med en nøjagtighed på 0.01 mm, for at finde ud af aksial strain.
Dette fungerede godt, men når den ene prøve knækkede eller nærmere eksploderede fik
måleurene en så hård medfart at de blev ødelagte.
Vi kunne have målt tøjningen i begge retninger ved brug af strain gages, men vi vurderede at
tidsforbruget ville være for stort i forhold til oplysningernes værdi.
Prøve
50

6.5 Borbarhedstester
Borbarhedstesterne blev udført på laboratoriet for bergteknikk hos Sintef i Trondheim, som
forklaret i afsnit 5.5.
Det anbefales at prøverne består af ca 10 kg bjergartsmateriale, men vi havde kun 8 kg af to af
prøverne, så vi var lidt i tvivl om der var nok materiale til at udføre alle testerne med
tilstrækkelig kvalitet. Dette viste sig dog ikke at være noget problem, fordi spredningen i
resultaterne fra hver enkelt prøve var meget lille.
6.5.1 DRI
Resultaterne for DRI lå for det meste på medium eller lav. De to prøver fra den midterste serie
(prøve nr. 4 og 5) lå indenfor det høje område og en af gangbasalterne (prøve nr. 9) lå
indenfor det meget lave område. Se figur 6.3.
DRI
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Figur 6.3
Extremely high
Very high
High
Medium
Low
Very low
Extremely
low
Drilling Rate Index (DRI)
3 4 5 7 9 10 12 13 14 15a 15b
Samples
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
51

6.5.2 BWI
Værdierne for BWI var også lave. Vi ser at de prøver som har høj/lav DRI har lav/høj BWI.
Se figur 6.4.
BWI
70
60
50
40
30
20
10
0
Figur 6.4
Very high
High
Medium
Low
Very low
Extremely
low
6.5.3 CLI
Bit Wear Index (BWI)
3 4 5 7 9 10 12 13 14 15a 15b
Samples
CLI resultaterne er meget varierende, men som regel meget høje. Se figur 6.5.
70
60
50
40
30
20
10
0
52

CLI
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Figur 6.5
Extremely high
Very high
High
Medium
Cutter Life Index (CLI)
3 4 5 7 9 10 12 13 14 15a 15b
Samples
6.5.4 Densitet, sprødhedstal og slitageværdier
Foruden DRI, BWI og CLI fik vi også værdier for sprødhedstal, Sievers J-værdi, AV og AVS
ud af testerne som det står forklaret i afsn. 5.5. Desuden måtte vi også foretage en
densitetsmåling, for at kunne bestemme hvor meget materiale vi skulle komme op i morteren
til målingen af spødhetstallet. Densitetsmålingen blev udført ved brug af et vandpyknometer.
Prøverne var ikke tørkede.
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
53

Densitet (g/cm 3 )
3,10
3,00
2,90
2,80
2,70
2,60
2,50
2,40
2,30
2,20
Densitet
3 4 5 7 9 10 12 13 14 15a 15b
Figur 6.6 Densiteten for prøverne som vi har testet
Prøve nr.
Talværdierne for disse og resten af resultaterne i forbindelse med borbarhedstesterne er vist i
Appendix C:
6.6 Mineralogi
For at kunne sige noget om abrasiviteten, må man kende mineralsammensætningen i
bjergarten. Derfor har vi fået foretaget røntgendiffraktionsanalyser (XRD-test) af to af
prøverne, og fået prepareret tyndslib af dem alle sammen. Ud fra XRD-testene får man
mineralsammensætningen i bjergarten. Det samme får man fra tyndslibene, men her håber vi
at kunne sige noget om krystalstrukturen også.
6.6.1 XRD-tester
Resultaterne fra XRD-testene er disse:
54

Prøve 12 15a
Plagioklas 35%vol 18%vol
Klinopyroxen 61%vol 80%vol
Olivin *
Ilmenit * *
Pyrit 2%vol
Klorit 2%vol 2%vol
* Ilmenit og olivin er ikke taget med i beregningerne fordi vægtfaktorerne for disse
mineralerne ikke er kendte
XRD-testerne giver en anden mineralsammensætning end den vi kan se når vi ser på
tyndslibene. Dette kan komme af at der er forskel på mineralerne i basalt og andre bjergarter,
f.eks. granit. Dette medfører at toppene i et XRD-diagram for et mineral i en basalt er
forskudt i forhold til toppene for det samme mineral i en anden bjergart. Hvis man ikke er
vant til at tolke XRD-diagrammer for basalt, kan dette medføre at man tolker XRD-analysen
forkert.
Vi har fået bemærkninger fra laboranten som har udført testerne, og han siger at grunden til at
de giver så forkert resultat er at matrixen i basalten er for finkornet til at alle mineralerne kan
opfanges på XRD-testen. Dette vil altså sige at man får phenocrysterne og zeolitterne, hvis
der er nogen af dem, med i målingen, og enkelte større korn fra matrixen.
En mulig forklaring på det store pyroxen indhold som XRD-testen viser er at pyroxen kornene
er som regel tykkere end plagioclas kornene. Der er så en mulighed for at en del af pyroxen
kornene i matrixen er kommet med i målingen, mens der af plagioclas kun er kommet
phenocryster med i målingen. Malm og lerkornene er for såvidt også rimelig store korn, men
de udgør ikke nogen stor del af matrixen.
6.6.2 Tyndslib
Ud fra tyndslipene har vi gjort et skøn over mineralsammensætningen i prøverne, og vi har set
lidt på strukturen i dem. Der skal dog bemærkes at vi har selv analyseret tyndslipene. Dette er
noget vi ikke har gjort før, så resultaterne er ikke alt for pålidelige og nøjagtige, men vi synes
at de er gode nok til det som vi skal bruge dem til. Vi har fået hjælp fra Morten Sparre
Andersen, Fródskaparsetur Føroya med tolkningen.
55

6.6.2.1 Mineralsammensætning
Eftersom vi ikke havde nogen som helst erfaring i at analysere tyndslib, valgte vi at ikke gå
for dybt i bestemmelse af mineraler. Vi har for det første set lidt på hvor stor del af prøven
består af phenocryster og hvor stor del af prøven består af zeolitter eller andre udfældte
mineraler og resten har vi så defineret som matrix. Derefter så vi på sammensætningen af
matrixen og på strukturen i den.
Vi fandt ud af at der næsten kun fandtes plagioklas phenocryster, der var muligvis enkelte af
olivin (prøve nr. 3), men dette var så lidt at vi valgte at se bort fra dem.
Vi følte ikke at vi var i stand til at skelne imellem de udfældte mineraler og betegnede dem
alle som zeolitter.
Matrixen har vi valgt at dele op i følgende mineraler:
Plagioklas.
Pyroxen, dette vil nok næsten udelukkende være augit.
Lermineraler, vi går ud fra at det for det meste er klorit.
Malm, denne vil bestå af enten ilmenit eller magnetit.
Oxider, disse ved vi ikke noget særligt om.
Mineralsammensætningen er vist i nedenforstående tabeller. Der skal lægges vægt på at der er
meget stor usikkerhed omkring de tal vi har opgivet, og at især prøve nr. 5 er mere eller
mindre et gæt, fordi den indeholdt så mange mørke/sorte mineraler at vi havde svært ved at
skelne imellem mineralerne.
56

100%
90%
80%
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
Figur 6.7
100%
80%
60%
40%
20%
0%
Figur 6.8
Prøvernes sammensætning
3 4 5 7 9 10 12 13 14 15a 15b
Prøve nr.
Matrix Plagioklas phenocryster Zeolitter
Matrixens mineralsammensætning
3 4 5 7 9 10 12 13 14 15a 15b
Prøve nr.
Plagioklas Augite Ler Malm Oxider
57

100%
80%
60%
40%
20%
0%
Figur 6.9
Hele prøvens mineralsammensætning
3 4 5 7 9 10 12 13 14 15a 15b
Prøve nr.
Plagioklas Augite Ler Malm Oxider Zeolitter
Næste trin var at se lidt på kornstørrelse, forvitring og struktur. I nedenforstående tabel er der
vist kornstørrelse af plagioklas og pyroxen korn og forvitringsgrad.
Kornstørrelsen er en middelstørrelse. Der vil for de fleste af prøverne være en meget stor
variation i kornstørrelse, og plagioklas kornene vil for det meste være lange listeformede
korn, mens pyroksen kornene vil være mere kubiske eller runde.
Når vi har set på forvitringsgrad, er det for det meste forvitringen af plagioklas kornene vi har
set på, særlig phenocrysterne. Vi har selv lavet en skala, hvor ingen forvitring er 0 og 5 er
forvitringen på den mest forvitrede prøve som som vi har fået til at være prøve 5.
Dataene er præsenteret i nedenforstående figur og tabel.
58

Kornstørrelse (mm)
1,6
1,4
1,2
1
0,8
0,6
0,4
0,2
0
Middel kornstørrelse længste akse
3 4 5 7 9 10 12 13 14 15a 15b
Figur 6.10 Prøvernes kornstørrelse
Prøve nr.
Plagioklas
Augite
Prøve 3 4 5 7 9 10 12 13 14 15a 15b
Forvitring 0 4 5 0 0 3 1 0 0 0 0
Tabel 6.1 Forvitring
6.6.2.2 Struktur
Nedenfor er vist en sammenfatning af det som vi fik ud af at se på strukturen i tyndslibene.
3 Meget grovkornet. Kan nok kaldes for en dolerit. Pyroxen kornene har mange
forskellige former. Det ser ud som de udfylder mellemrummet mellem
plagioklaskornene. Muligvis findes der enkelte olivin phenocryster.
4 Plagioklasporfyrisk basalt med enkelte phenocryster af pyroxen. Plagioklas
phenocrysterne som har en størrelse på nogle mm hænger sammen i klynger. De er
forvitrede.
5 Plagioklasporfyrisk vesiculer basalt, meget forvitret og oxideret. Små phenocryster,
som hænger lidt sammen i klynger. Porerne er fyldte af sekundære mineraler.
7 Meget store plagioklas phenocryster, >1 cm. Hænger sammen i klynger. Ellers er
matrixen finkornet, homogen og ikke specielt sammenflettet.
9 Grovkornet, kornene hænger mange steder flere sammen. Dette gælder både for
plagioklas og pyroxen. Der findes enkelte semiphenocryster af plagioklas.
59

10 Plagioklasporfyrisk vesiculer basalt. Phenocryster nogle mm. Lidt forvitrede. Porer
fyldte af sekundære mineraler. Matrix finkornig og mineralerne ligger adskilt fra
hinanden.
12 Plagioklasporfyrisk basalt med masser af mindre og større plagioklas phenocryster som
hænger sammen i klynger. De er muligvis lidt forvitrede. Matrix lidt finkornig og ikke
så tæt pakket. Dog er nogle af plagioklas kornene sammenhængende.
13 Afyrisk basalt. Lidt finkornet og meget homogen matrix. Matrixen ser noget
sammenflettet ud og plagioklaskornene er rimelig sammenhængende.
14 Afyrisk basalt, med enkelte små porer, som er delvis eller helt fyldt med et lerlignende
mineral. Grovkornet matrix og plagioklas er ret sammenhængende.
15a Afyrisk basalt. Enkelte semiphenocryster. Ikke særlig grovkornet matrix, men den er
nærmest fuldstændig sammenvokset
15b Afyrisk basalt. Enkelte semiphenocryster. Ligner meget 15a, men er ikke så
sammenflettet og der kan ses små oxider mange steder.
6.6.3 Vickers hårdhed
Når vi skulle til at bestemme Vickers hårdhed for prøverne var vi nødt til at lave nogen
antagelser.
Vi vidste ikke rigtigt hvilke lermineraler vi havde med at gøre, dog havde vi en mistanke om
klorit ud fra XRD-analysen, som har VHN = 50. Vi valgte dog at sætte VHN for
lermineralerne til VHN = 100 for at være på den sikre side. Serpentine f.eks. som er et
omdannelsesprodukt efter olivin, har VHN = 175.
Malmen består helst enten af ilmenite eller magnetite. Disse har henholdsvis VHN = 625 og
VHN = 730. Vi valgte at bruge VHN = 670, som er nogenlunde midt imellem.
Oxiderne ved vi ikke noget særligt om. Vi har dog fået oplyst at de er ikke særligt hårde. Dem
har vi sat til VHN = 300.
Zeolitter har en relativ hårdhed på mellem 3.5 og 5.5 på Mohs hårdhedsskala. Dette svarer til
VHN ca. mellem VHN = 200 og VHN = 600. Dog kan man regne med at en stor del af det
60

som vi beskriver som zeolitter er kalkspat, som har en relativ hårdhed på 3 ~ VHN = 150.
Derfor har vi valgt at bruge VHN = 300 for zeolitterne.
Vi bestemte VHNR på ved at bruge vejet middel af VHN i forhold til mineralindholdet som
vist i afsnittet om Vickers hårdhed i bjergmekanik delen. Resultaterne er vist i
nedenforstående figur og talværdierne findes i Appendix D.
VHNR
800
700
600
500
400
300
200
100
0
VHNR for prøverne
3 4 5 7 9 10 12 13 14 15a 15b
Figur 6.11 VHNR for prøverne
Prøve nr.
61

6.7 Kommentarer til testresultater
6.7.1 Tensionsstyrke
Der er ikke meget mere at sige om disse tester. Andet end at tensionsstyrken for basalt ser ud
til at være høj i forhold til andre bjergarter.
6.7.2 Kompressionsstyrke
Der er stor spredning, men dette kan jo som sagt skyldes at ikke alle brudene var shearbrud.
Dog er det lidt mistænkeligt at de tre tester som er udført i pressen på kridtlaboratoriet, har
lavere resultat end prøve nr. 5.2. Dette kan man dog ikke give nogen bestemt forklaring på.
Nedenfor er vist en evaluering af brudene. De kan også studeres på billederne i Appendix J.
Prøve 3: Dette ligner ikke noget shearbrud, men ligner mere en afskalling. Måske findes der
shearsprækker inde i prøven som ikke ses, men det er der ikke noget særligt der tyder på.
Dette tyder på at testen viser en for lav kompressionsstyrke. Dette er et eksempel på at
pressen måske var lidt for hurtig til at standse sammenpressningen af prøven.
Prøve 4: Disse tester er udført i samme presse som de brasilianske tester. Vi har ikke billeder
af testerne, men de så alle ud til være gode shearbrud. Man skal nok være lidt forsigtig med at
sammenligne resultaterne med resultaterne fra testerne lavet i den anden presse.
Prøve 5: Den første test blev udført i samme presse som de brasilianske tester. Vi har intet
billede af den, men den så ud til at være et shearbrud. Den anden (5.2) har, som man kan se på
billedet, et meget godt udviklet shearbrud.
Prøve 7: Denne prøve var meget opsprækket før vi startede testen. Igen ses der bare en lille
afskalling
Prøve 9: Den første af disse prøver kunne godt se ud til at have udviklet et shearbrud, men på
grund af at den var så hård fløj stykkerne meget hurtigt ud af pressen, så det er lidt svært at
62

sige. Den anden prøve (9.2) havde et mere veldefineret brud, men styrken var meget lavere
end hos den anden prøve. Dette brud er ikke et rigtigt shearbrud. Der er et shearagtigt brud i
den ene ende men i den anden er en lodret opsprækning.
Prøve 10: Meget godt udviklet shearbrud.
Prøve 12: Det er lidt svært at sige noget særligt om den første prøve. Der er kun en lille
afskalling, men det ser ud som om den er opsprækket og opsprækningen ser lidt shearagtig
ud. Den anden prøve har et brud som ser ret shearagtigt ud, men der ses også nogle brudflader
som går i aksialretningen. Prøverne har meget ens styrke så jeg går ud fra at dette er rimelig
gode målinger. (Svarer nogenlunde overens med målinger foretaget af Portland sement.
Appendix F)
Prøve 13: Den første af disse prøver kunne godt se ud til at have udviklet et shearbrud. Keglen
som kan ses midt på billedet tyder i hvert fald på det. Den anden prøve har kun en lodret
afskalling, så her må vi nok gå ud fra at det er resultatet på den første prøve som skal bruges
videre. (Svarer nogenlunde overens med målinger foretaget af Portland sement. Appendix F)
Prøve 14: Begge prøver ser ud til at have udviklet gode shearbrud, men disse prøver er lidt
kortere end de andre, hvilket fører til at testen nok giver en lidt for høj styrke i forhold til de
prøver som er længere [26].
Prøve 15a: Denne prøve skulle være den stærkeste [39], men vores tester giver for denne
prøve en væsentligt lavere styrke end for prøve 13. Dette skyldes, som man kan se på
billederne, at brudene ikke er shearbrud.
Prøve 15b: Denne prøve har en brudflade som ser ud til at gå gennem et svaghetsplan.
Bruddet er ikke særlig stort, så her må man nok gå ud fra at prøven er stærkere end det som
testen viser.
Der må tages forbehold for de tester der ikke er vellykkede hvis man skal bruge resultaterne i
et videre arbejde.
63

Hvis man kun tager de resultater med som viste gode shearbrud og som er udført i den store
presse ender man op med dette.
Kompressionsstyrke (MPa)
400
350
300
250
200
150
100
50
0
Kompressionsstyrke
5 9 10 12 13 14
Figur 6.12 Kompressionsstyrken fra de regulære brud
Det er kun disse værdier som bruges videre i rapporten når der laves sammenligninger mellem
kompressionsstyrke og andre testresultater.
6.7.3 DRI
Prøve
Basalten viser sig at være svær at knække. Dette viser sig ved at man får et lavt sprødhedstal.
Man går ud fra at knusningen i morteren når man udfører faldprøven består for det meste af
tensionsbrud [17]. Dette verificeres af den gode korrelation mellem sprødhedstal og
tensionsstyrke. Se figur 6.13.
64

Sprødhetstal
70,0
60,0
50,0
40,0
30,0
20,0
10,0
Figur 6.13
Sprødhetstal mod tensionsstyrke fra brasilianske tester
y = -17,841Ln(x) + 83,183
R 2 = 0,931
0,0
0 5 10 15 20 25
Tensionsstyrke (MPa)
Basaltens tensionsstyrke viser sig også at være temmelig høj (se figur 6.1) så disse to forsøg
stemmer godt overens med hinanden.
Basalten viser sig også at være let at skære i, når man ser på miniaturebor forsøget (SJ-
værdien). Der skal dog lægges mærke til at mens SJ-forsøget udføres vil æggen på boret
slides ned og boret borer hurtigere de første omdrejninger end de sidste. Denne slitage på
boret vil være lille når der bores i basalt, som ikke er særlig abbrasivt, i forhold til når der
bores i andre mere abrasive bjergarter.
6.7.4 BWI og CLI
Slitagetesterne (AV og AVS) viser næsten ingen slitage (Appendix C). Dette vil nok hænge
sammen med at der findes praktisk taget ingen kvarts i basalten. Dette medfører et lavt VHNR
og derved et lavt BWI og høj CLI.
65

6.7.5 Sammenligninger
En almindelig sammenligning når man snakker om bjergarters styrke, er at sammenligne
kompressionsstyrke med tensionsstyrke. Dette gøres ofte ved at se på forholdet mellem
kompressionsstyrken og tensionsstyrken, og man går ofte ud fra at dette forhold skal være
konstant. Ved at plotte kompressionsstyrke mod tensionsstyrke fås følgende:
Kompressionsstyrke (MPa)
400
350
300
250
200
150
100
50
Figur 6.14
Kompressionsstyrke mod tensionsstyrke
y = 16,039x
R 2 = 0,8738
0
0 5 10 15 20 25
Tensionsstyrke (MPa)
Dette kunne tyde på at forholdet mellem kompressionsstyrke og tensionsstyrke var
nogenlunde konstant. I dette tilfælde ca. 16.
Hvis man sammenligner kompressionsstyrke og DRI får man dette forløb:
66

Kompressionsstyrke (MPa)
400
350
300
250
200
150
100
50
Kompressionsstyrke mod DRI
y = 871,53e -0,0307x
R 2 = 0,9171
0
0 10 20 30 40 50 60 70 80
Dette ligner meget det som man kan se for granit på figur 6.15. Dog er hældningen på linjen
lidt større. Det passer fint med at basalt ikke indeholder nogen kvarts, eller andre hårde
mineraler, idet de hårde mineralerne spiller en rimelig stor rolle i Sievers J-værdien.
Figur 6.15 Enaksiel trykstyrke mod DRI
Ved at plotte BWI mod DRI, figur 6.18, ser man at tendenslinjen her ligner det man kan se for
et meget lavt kvartsindhold i figur 5.15.
DRI
67

BWI
50
45
40
35
30
25
20
15
10
5
Figur 6.16
BWI plottet mod DRI
y = 10245x -1,6491
R 2 = 0,8853
0
0 10 20 30 40 50 60 70 80
Det viser sig som regel at den hårde basalt har en større densitet end den bløde. Ved at plotte
kompressionsstyrke og DRI op mod densiteten kan man se at der er en rimelig god korrelation
herimellem (figur 6.17).
DRI
68

Kompressionsstyrke (MPa)
400
350
300
250
200
150
100
50
Figur 6.17
DRI
80
70
60
50
40
30
20
10
Figur 6.18
Kompressionsstyrke mod densitet
y = 0,2294e 2,4015x
R 2 = 0,9171
0
2,40 2,50 2,60 2,70 2,80 2,90 3,00 3,10
Densitet (g/cm3)
DRI mod densitet
y = -120,3x 2 + 597,7x - 673,52
R 2 = 0,7604
0
2,40 2,50 2,60 2,70 2,80 2,90 3,00 3,10
Densitet (g/cm3)
Densitet er en parameter som er let at måle ved logning og ude i felten uden brug af det store
udstyr.
69

7 Boremetoder
7.1 Konventionelle boremetoder
Der findes et utal af forskellige borekroner til forskellige boresituationer på markedet. Valg af
rigtig borekrone, kombineret med rigtige boreparametre er meget afgørende for hvor hurtigt
man kan bore. Ved at se nærmere på de enkelte borekroner er det lettere at forstå hvilken vil
fungere optimalt i hårde formationer.
Borekronerne på markedet, placeret efter mest brug, er:
1. Rulleborekronen, til bløde til hårde formationer.
2. PDC borekronen, til bløde til medium hårde formationer.
3. Diamant borekronen, til hårde og abrasive formationer.
4. Impregneret diamant borekrone, til hårde til meget hårde og abrasive formationer.
Generelt vil en borekrone til hårde formationer have mindre og flere tænder og arbejde
mindre aggresivt, end en borekrone til bløde formationer. En borekrone til bløde formationer
vil være udformet med store dyser og effektive vandvejer til god rensning af borekronen,
samtidig som tænderne kan bestå af hærdet stål hvis formationen er meget blød. I hårdere lag
består tænderne af diamant, tungstencarbid eller PDC.
Måden formationen penetreres på er også forskellig for de enkelte borekroner. Der findes tre
hovedmekanismer som bryder stenen.
1. Knusing af formationen (Rulleborekronen)
2. Slibning/pulverisere/komprimere (Diamant- og imprigneret diamantborekrone)
70

3. Skæring (PDC borekronen)
7.2 Drag bit
Fælles for denne type bit er de skærende dele som er integreret i bittets krop og roterer
sammen med strengen. Drag bittet har således ingen løse dele. Design trækkene er: Antal og
form af skærelegemer, størrelse og placering af vandbanerne og de metallurgiske egenskaber
hos bit og skærelegemer. Selve boringen foregår ved fyisk pløjning af formationen, hvor
skærelegemerne presses ned i bunden af brønden og tvinges rundt af den roterende
borestreng.
Bit med stålcuttere, diamant bit og polycrystalline diamond compact (PDC), hører til drag bit
klassen. For en dyb brønd, med betraktelige rigomkostninger, hvilket er gældende for de
fleste brønder i dag, har den førstnævnte ikke været brugt i lang tid.
7.3 Diamant bittet
Diamant bittet, fig 7.2, består af en tungsten carbid matrix, hvori der er støbt mange små
diamanter, fig 7.1.
Figur 7.1
Formen er afgørende for hvordan bittet borer og må tages i betragtning når der vælges
borekrone. En matrix med runde indstøbte diamanter vil være bedst egnet til hårde
formationer.
Hvis de rette boreparametre bruges er det kun diamanterne som har kontakt med formationen,
så der vil være plads mellem bit kroppen og formationen. Det, sammen med indstøbte
71

vandbaner, sørger for en effektiv køling. I skøre materialer vil matrix overfladen til tider
komme i kontakt med formationen, hvilket får boret til at brænde op. Diamant bittene yder
derfor bedst i faste, ikke-skøre materialer, med en plastisk opsprækning.
Figur 7.2 To typer diamantbit
Et vigtigt design træk, er bit profilen, fig 7.2. Et bit med en lang tilspidsning fremmer en
retlinet boring og tillader højere bit vægt, fordi en tilspidset profil har større areal end en flad
(projekteret) og den samme kraft vil derfor påføre det tilspidsede bit et mindre tryk. På den
anden side vil det større areal betyde at den hydrauliske energi spredes mere, hvilket igen
betyder mindre rensning og køling. Stor tilspidsning bruges til bløde formationer og lille
tilspidsning til hårde. Figur 7.2.
Formationens hårdhed er også afgørened for antal og størrelse af diamanter. Til hårde
formationer bruges mange små diamanter (0,07-0,125 karat), mens der i bløde formationer
bruges relativt få og store diamanter (0,75-2 karat). Rigtig størrelse er meget vigtig: Bruges
for store diamanter, vil kun spidsen trænge ned i formationen. Når hele vægten hviler på
diamanternes spidser vil der generes så megen lokal varme at de brændes over eller slibes
runde. Er diamanterne for små vil de presses helt ned i formationen, hvilket forhindrer
effektiv køling af dem og bittet kan brænde over, eller diamanterne eksploderer ud af
matrixen på grund af volumenøgning.
Diamant bittene er designet til en given væskerate og givet trykfald over bittets overflade.
Eksperimentelt er en hydraulisk effekt på 2-2,5 hhp/sq in fundet nødvendig for en effektiv
rensning og køling af bunden, hvis trykfaldet er ca 500-1000psi. Den nødvendige rate bliver:
72

P( effekt )
tryk )
A
q ⋅ P(
= (7.1)
A
Indsættes værdierne ovenfor fås nødvendig rate til, her antaget at det største trykfald kræver
den bedste rensning:
−4
2
[ 2, 12 − 3,
38]
⋅10
D
q =
⋅
2
D = Bitdiameter, inch
q = Rate, m 3 /sek
(7.2)
Er trykfaldet ukendt kan det for en given rate bestemmes som forskellen i trykket når bittet
ikke når bunden og når det borer.
Fordi diamanterne er meget små (penetrationen pr omdrejning meget lav), knuses formatioen
i så små stykker (nærmest pulver) at den aldrig bruges til ledeboringer, hvor tolkning af
litologien, i stort omfang sker ud fra cuttings. Diamantbittets lave penetration pr omgang
medfører at det altid bruges sammen med turbine.
7.4 PDC bit
PDC bittene er specielle ved deres skærelegemer som består af kunstig diamant. Selve bit
kroppen består af hårdmetal hvori der er fastsat små elementer af tungsten carbid, som er
dækket af kunstig diamant på den side der arbejder mod formationen, fig 7.3.
73

Figur 7.3 PDC kutter
Der findes flere variationer af bit, men de nyeste og mest almindelige er de som er vist på fig
7.4. Selve diamantlaget, som kun er ca 0,4 mm tykt og påføres under højtryk og høj
temperatur, består af flere sammenbundne diamant krystaller som har tilfældig orientation i
forhold til skærefladen. Dette for at forhindre at det enkelte krystals brud ikke spredes over
hele belægningen [4].
Figur 7.4 PDC bit
PDC bittet egner sig bedst til bløde og medium hårde formationer, mens det i hårde og
specielt vekslende hårde og bløde formationer hyppigt forårsager: Tab af diamantlag,
opsprækning af diamantlag og tab af tænder. Når PDC bitet borer fra bløde til hårde lag vil
der virke ulige kræfter på tænderne på grund af deres ulige placering på bittet og de ujævne
kræfter på tænderne vil få bittet at springe op og ned. Det medfører store momentane kræfter
på tænderne og derved hyppige brud. I uniformt hårde lag vil reaktions kræfterne fra
formationen være koncentrerede på kanten af tænderne (figur 7.5), og derfor vil PDC kutterne
74

være mere udsat for brud end ved boring i bløde formationer, selv med de samme
boreparametre.
Figur 7.5
På grund af tændernes størrelse er inddriften beskeden pr. revolution. Derfor bruges PDC bit
sammen med mudmotorer. PDC bittene er endnu under udvikling og anvendes på stadig flere
områder hvor de oprindelig blev betragtet uegnede, men hårde og/eller abrasive bergarter er
endnu uegnede for PDC bittene.
[18] bruger kompressionsbølge gangtiden i formationen som mål for hvornår PDC bit er
brugbare. Nyere generations PDC-bit hævdes at kunne anvendes hvor gangtiden overskrider
213 µsek/m (lavere gangtid = tættere bjergart). Kompressionsbølgehastigheden i den færøske
basalt (nedre serier) ligger ml 5000 og 6000 m/s, med maksimumværdier så høje som 6800
m/s. Det tilsvarer gangtider ml 200 og 167 µsek/m (minværdi 147)[16], hvilket gør PDC-bit
uanvendelige i den færøske basalt.
75

7.5 Rollerbits
Rollercone bit er lavet sådledes at tænderne sidder på konuser, som drejer rundt af det
moment der skabes mellem hulbunden og tænderne når borekronen presses ned mod
hulbunden og borestrengen drejes rundt.
Rollercone bit kan have en til fire konuser, dog oftest tre, og deles op to klasser: milled tooth
bits og insert bits.
Milled tooth bits: konusen og tænderne er fræset ud af samme stykke og derefter hærdet.
Denne hærdningen laves på to måder:
Hard facing: Der lægges et slidstærkt lag på den ene side af tænderne feks. tungsten carbide,
mens den anden side er relativt blødere. Da den blødere side vekselvirker med formationen
slides den hurtigere end den hårde side og tanden holder sig relativ skarp. Tænder med hard
Figur 7.6 To forskellige selvskærpende mekanismer
facing bruges til boring af relativt bløde bergarter [4].
Case hardened: Tænderne bliver gennemhærdet, på en speciel måde. Disse tænder har tendens
til at flække (chipping) i stedet for at afrundes når de slides og forbliver skarpe på den måde.
Case Hardened tænder bruges til boring af relativt hårde bjergarter [4].
76

Figur 7.7 Forskellige typer inserts
Insert bits: Konusen er lavet i et stykke med huller til at sætte tænder (inserts) i. Disse laves af
tungsten carbide, og presses ind i hullerne i konusen. Til bløde formationer er tænderne lange
og mejselformede, og til hårde formationer er de korte og mere afrundede [4].
Der laves også flade inserts, disse bruges til indsætning i borekronens og konusernes sider, for
at forhindre at disse slides på ydersiderne og huldiameteren bliver for lille (undergauge).
Tandpositionering: Tænderne på konuserne er plaseret i rækker. De indre rækker er forskudt i
forhold til hinanden, sådan at tandrækkerne går ind imellem hinanden. Forskydningen: 1)
Figur 7.8 Tandrækkernes placering
Giver større konuser og derved plads til større lejer. 2) Gør at bittet delvis renser sig selv når
konuserne drejer rundt.3) Gør at bittet dækker en større del af hulbunden med et givet tand
antal, figur 7.8.
Tænderne i den yderste række på konuserne (heelteth) er ikke forskudt i forhold til de andre
konuser. Dette kommer delvis af at disse tænder har et meget større arbejde at udføre end de
andre tandrækker, og delvis af at konusen har to konusvinkler (se afsn. konusvinkler).
77

Arbejdet som de yderste tænder skal udføre er større end det som tænderne nærmere midten
skal udføre, fordi bjergarten er meget sværere at knuse ude ved kanten af hullet.
Nogle af tænderne er ofte designet med interruptions eller identations. Dette giver cuttings der
er mindre end mellemrummet mellem tænderne, og letter derved rensningen af bittet [4].
Konusvinkler: Konuserne er lavet med to vinkler, figur 7.9. Dette medfører at tænderne ikke
bare presses ned i bjergarten, men også skraber i bjergarten. Bare det at skæringspunkterne
ikke går gennem borekronens centerlinje medfører også denne skrabebevægelse, fordi at
tændernes periferihastighed ikke er lineært afhængige af kronens radius.
Figur 7.10 Konusens vinkler
Offset: Når konuserne har offset går deres omdrejningsakse ikke gennem borekronens
Figur 7.9 Offset
78

centerlinje, men ligger mere eller mindre foran denne. Dette medfører også en skrabende
bevægelse hen over hulbunden, figur 7.10.
Både forskel i konusvinkler og offset medfører i mange bjergarter øget ROP. Dette er særlig
de bløde bjergarter, men det medfører også øget tandslid. Derfor har borekroner til hårde
bjergarter kun lidt eller intet offset. Der er også lille eller ingen forskel i konusvinklerne i
disse borekroner og skæringspunket mellem konusvinkelen og konusernes centerlinje går tætt
på borekronens centerlinje.
Spulesystem: Det mest almindelige er at der sidder en dyse i hvert mellemrum mellem to
konuser. Dysens funktion er at rense konuserne og at rense hulbunden. Der findes også andre
dysesystemer.
79

8 Alternative metoder
Af alternative boremtoder findes der mange mere eller mindre futuristiske, men vi har valgt
tre realistiske som er blevet testet i olieboring og dertil er almindeligt brugte i andre
sammenhænge. Den grundigere gennemgang af disse i forhold til de konventionelle metoder
skyldes at der allerede findes så megen litteratur om sidst nævnte og at opgaven ville blive for
omfattende skulle de konventionelle metoder lægges samme vægt. Rigtigheden i valgene af
metoder styrkes yderligere af reference [34].
Hammerboring: Er valgt, fordi denne teknologi ligger på grænsen til at være kommercielt
anvendelig til olieboring og med nuværende udviklingstempo sandsynligvis vil være det i en
nær fremtid. Hammerboring har længe været brugt i mineindustrien.
Minidiskboring: Er specielt valgt fordi boremetoden har en meget effektiv boremekanisme og
følgelig stort potentiale. Konseptet er imidlertid ikke kommet så langt i udviklingen som f.eks
hammerboring, men har længe været brugt i tunnelindustrien og er næsten enerådende på
dette område i dag.
Jetboring: Der findes tre praktsikt brugbare variationer af jetboring og de er alle taget i
betragtning. Jet delen fylder meget mere end de to første metoder. Det er der primært tre
grunde til: 1) Det er meget lettere at skaffe materiale om den, 2) At hydraulisk krafttilførsel
altid har været brugt i olieindustrien, 3) Det er en effektiv måde at tilføre energi til bittet på.
80

8.1 Hammerboring
Som med al teknik under udvikling findes meget forskellige data om hammerborings
præstationer, men i dette afsnit vil kun de nyeste og fungerende prøver og tester være belyst,
da andre er uinteresante for præstation og ofte knyttet til begyndervanskeligheder, idet
systemet stadig er under udvikling. Perkusionsboring eller hammerboring, hvor et stempel
slår ned på borekronen, har vist særligt høje borerater i hårde stenarter. Det gælder generelt at
hammerboring ved øgende formationsstyrke, har en øgende effektivitet.#Tekn…BE#. Der
findes flere varianter af hammere fordi forskellige firmaer udvikler dem i konkurrence med
hinanden. Dog findes der kun to konsepter, så vidt vides. De systemer som er kommet længst
og hvor materiale har været tilgængeligt er AG-Itator, SDS og Wassara. AG-Itator er
grundlæggende forskellig fra de andre to som principielt er ens.
Der findes igen flere typer bit til hammerne, nogle er kombatible med almindelige bit, mens
nogle bruger et specielt hammerbit.
De enkelte detaljer i hammerens mekanismer er ikke grundigt belyste fordi der her
hovedsagelig er lagt vægt på borepræstationer og potentiale.
8.2 Teori
Som allerede nævnt har det været svært at finde teori om hammerboring. Det som
nødvendigvis må findes hos producenterne er sensitivt. Dette skyldes at deres hammer-
boremodeller, foruden teori, delvist er baseret på praktiske prøveresultater. Hammerboring er
en ren knusende boring så nogle generelle formler kan sættes op:
8.2.1 Tilført effekt
Da hammeren drives af et trykfald i borevæsken gennem den, er den tilførte energi:
Ptilført = q⋅∆ P(
tryk )
P tilført = Tilført hydraulisk effekt, W
(8.1)
81

q = Væskeraten, m 3 /sek
P(tryk
∆ = Trykforskellen mellem borestreng og annulus i bunden af brønden, Pa
)
En typisk rate for en 4’’ Wassara hammer er på 200 l/min med et trykfald på 180 bar. Den
3
−3
m 5 N
tilførte energi bliver: 3,3 ⋅10 ⋅180⋅ 10 = 60kW
2
sek m
8.2.2 Brugt energi
Den brugte energi er den stopenergi ambolten påfører borekronen.
m stempel = Stemplets masse, kg
1
2
Epåført = mstempel ⋅ vstempel
(8.2)
2
v stempel = Stemplets hastighed, m/sek
Stemplet for en 4’’ Wassara hammer vejer ca 8 kg og har en hastighed mod kronen på 9 m/s.
Den påførte energi bliver således:
8.2.3 Brugt effekt
2
1 2 1 ⎛ m ⎞
stempel stempel 8 9 324
E = m ⋅ v = ⋅ kg⋅
⎜ ⎟ =
2 2 ⎝ sek ⎠
Effekten findes fra energien og frekvensen:
J (8.3)
1
2
P= E⋅ f = mstempelvstempel f
(8.4)
2
f = Hammerens frekvens, 1/sek
4’’ Wassara hammeren i regneeksemplet ovenfor har en maks frekvens på 60 Hz
1
P = E ⋅ f = 324 J ⋅ 60 = 19,
4kW
sek
Forholdet mellem tilført- og brugt effekt, siger om boremetoden udnytter energien godt eller
ikke. I dette specielle tilfælde (4’’ Wassarahammer) udnyttes kun godt 19 , 4 / 60 ⋅100%
≈ 30%
af energien til boring. Ifølge [22] er dette tallet 40% for en ny hammer. Brug medfører slitage
og reduceret energiudnyttelse. Den nyeste generation Wassara hammere skal udnytte ca 60%
82

af effekten til boring, samtidig som trykket sænkes og raten øges (formel 8.1), hvilket er
gunstigere for fjerning af borekaks.[25]
Fordeles effekten på bittets areal fås:
P spec
=
P
A
=
19400W
2
= 1,
9W
/ mm . Det er vigtigt at bemærke at denne energitæthed ville
2
⋅π
( 115/
2)
knuse enhver rulleborekrone.
8.2.4 Frekvensen
Har meget stor betydning for hammerens ROP (hvilket kan ses direkte af 8.4). ROP’en
afhænger imidlertid ikke lineært af frekvensen. Dobbelt hammer frekvens betyder at
formationen slås dobbelt så ofte. Det betyder at hvis amplituden af svingningerne er
uforandret må bittet bevæge sig dobbelt så hurtigt, hvilket igen betyder at bittets kinetiske
energi firedobles. Antaget lineært forhold mellem tilført energi til formationen og ROP,
firedobles ROP’en, hvis frekvensen dobles.
Øges frekvensen for meget, øges kontaktkraftens middelværdi med en øget WOB til følge.
Det betyder at borestrengen må sænkes langsommere ned for at opnå konstant WOB og
dermed lavere ROP.
8.2.5 Borevæske
I hammerboring spiller borevæsken en lige så stor rolle som hammeren selv, fordi hammerens
komponentlevetid er direkte afhængig af væske kvaliteten. Hammere deles op i to grupper.
De som drives af klart vand vil normalt bestå af højkvalitets hærdet stål med passende
overfladebehandling. Dette gør dem til et lavpris alternativ som er velegnet til kendte
væskeegenskaber. Mud hammere er betydelig mere tolerante overfor aggresive kemikalier og
partikler i borevæsken. Dette opnås almindeligvis med at bruge tungstencarbid til
komponenterne som er i kontakt med borevæsken. En øvre grænse for aggresive kemikalier
vil imidlertid oftest bestemmes af andre komponenter end hammeren selv (feks pumper og
rør).
83

8.2.5.1 Partikler i borevæsken
For vandhammere er en øvre grænse for partikler i vandet 0,1 vægt%, hvis abrasiviteten af
partiklerne tilsvarer gneis (VHNR ca 840, se afsnit 5.6.2). Et tilsvarende tal for mud-hammere
findes ikke, men må forventes at ligge betydeligt højere. Partiklernes geometri spiller også en
vigtig rolle. Runde partikler passerer let gennen apparatet, mens skarpe partikler forårsager
betydelig skade.
Eftersom en hammer nødvendigvis må have et meget effektivt rensesystem, som er designet
til at frasortere meget små partikler ville et sådant system være meget effektivt når der bores
gennem vulkanske bjergarter. Dette fordi partiklerne ville være meget større end hvis der
bores i sedimæntere bjergarter. Yderligere specifikationer for rensesystem kan læses i [19].
8.2.6 Fordele
Fordelene og ulemperne gælder generelt for perkussionsboring
Høje ROP’er sammenlignet med konv. metoder, specielt i hårde formationer.
Lav WOB, typisk på omkring 2-5 ton.[43]
Stort borekaks. Det betyder at ekstra energi ikke bruges til at knuse formationen yderligere.
Letter desuden tolkning af lithology.
Kan bruges på konventionelle platformer.[10]
Præcis styring, også i hårde formationer.
8.2.7 Ulemper
Få fuld skala tester er udført med hammer. Det betyder at data om pålidelighed, optimering af
boreparametre og konseptets duelighed i andre end de testede formationer, mangler.
84

Hammere skaber kraftige vibrationer. Disse kan imidlertid elimineres med thrustere.
Risiko for bit balling, fordi hammeren presses ned i formationen.
Meget følsom overfor borevæsker med højt indhold af partikler pga erosion af de mange
bevægelige dele. Kræver derfor stor mængde højkvalitets borevæske eller meget effektivt
rensesystem.[19]
Kræver specialdesignet bit.
Høj hastighed i annulus for effektivt at løfte store cuttings [10].
Fordi systemet kører på en trykforskel over hammeren, reduceres effektiviteten relativt til
konv. metoder, på store dybder, hvor annulustrykket er stort. Den relativt værre ROP skyldes
formentlig også reduceret rensning af bunden.
8.3 AG-Itator
Er det nyere navn for FHDS (Andergauge Fluid Hammer Drilling System), ofte kaldt
Andergauge. Systemet er ikke en egentlig hammer, fordi AG-Itator’en ikke er et stempel som
slår på bittet. I stedet sørger en roterende ventil for en trykopbygning i apparatet som bevirker
en lav WOB. Når ventilen drejes frigives trykket og en høj WOB påvirker bittet, og processen
begynder forfra.
Ved brug af rollerbits er det normalt muligt at øge WOB’en til det maximale som bittet tåler,
uden en betydningsfuld øgning af torque’en. Derfor udnyttes AG-Itator’ens fulde potentiale
ikke, da dette ville føre til forhastet bit svigt.
85

8.3.1 Fordele
Ved meget hård formation, hvor perkussion er mere effektiv, er det teoretisk muligt at
modificere AG-Itator’en til en så lav minimumsvægt at der er tale om perkussion (Der er ikke
lavet tester med dette endnu).
AG-Itator’en kan bruges sammen med konventionelt boreudstyr. Kan bruges både med motor
og PDC bit og til tricone bit.
Uden komplicerde ventilsystemer, men i stedet en simpel rotationsventil som skaber
trykfluktationerne.
Højt tryk i borestrengen, hvilket giver en rensende jet effekt af bunden [10]
Kombatibelt med alle MWD systemer [42]. Pulserne fra apparatet filtreres med rimelig lethed
da der er tale om pulser af konstant amplitude og frekvens og at de er direkte proportionale
med flowraten.
8.3.2 Ulemper
Ved brug af AG-Itator er det meget vigtigt at foretage korrekt valg af borekrone og at
estimere formationen rigtigt. Bruges en bit med korte tænder, eller er formationen blødere end
ventet, kan tænderne totalt begraves i formationen, med et drastiskt fald i ROP og slitage
mellem tænderne som følge (Bit balling). I dette tilfælde kan vekselvirkningen af WOB føre
til en kompression af formationen i stedet for at brække den.
Svingninger op gennem borestrengen.
Fungerer bedst i borevæske uden partikler.
86

8.3.3 Pålidelighed
AG-Itator synes at fungere godt, og specielt fordi den består af så få bevægelige dele
(roternde ventil) er den meget pålidelig. Den har dog lidt af det samme problem som SDS og
Wassara hammerne har med partikler i borevæsken.
8.3.4 Levetid
AG-Itator’en har fra de første systemer vist en betragtelig øgning i levetid. Andergauge
lavede en fuld skala test hvor deres AG-Itator system viste sig at fungere optimalt når
testboringen blev standset efter 47 cirkulationstimer, med en normal borevæske indeholdende
1,5% sand. Ventilerne viste minimal erosion og de andre komponenter viste ikke overdrevet
slid. Systemet regnes for at være kommersielt.
8.3.5 Prestation
Ifølge [42] forbedres ROP’en omtrent 1,5-2 gange ved brug af AG-Itatoren, men dybde og
formation var ikke specificeret. Kilden taget i betragtning må denne prestation ikke pålægges
for stor vægt.
8.4 SDS
SDS Digger Tools Ltd, Australiasom har udviklet mudhammere i borhulsdiametre mellem 5-
1/2’’-15’’. SDS hammeren er i modsætning til AG-Itator’en en ægte perkusions hammer,
forstået således at hammeren har et stempel som med en passende frekvens slår på bittet.
Bittet er specialdesignet til hammeren. Det består primært af hærdet stål med sfæriske inserts
af tungsten carbid placeret strategiskt på det svampeformede bit, figur 8.1.
87

Figur 8.1 Hammerbit til hårde formationer
For specielt hårde formatiner kan instertene være dækket af diamant. Selve hammeren drives
af et trykfald over sig, skabt af borevæsken, hvor flowraten bestemmer frekvensen. Dens
perkusive bevægelser bryder formationen ned, typisk i stort kaks ( ≥ 7mm)
, som skylles væk
af borevæsken. Rotationshastigheden er lav sammenlignet med tricone bit, mellem 15 og 45
rpm. Større bittet er lavere er omdrejningshastigheden (12-1/4’’ bittet kører med 15-25 rpm).
Det er muligt med lav rotation fordi den kun tjener to formål: 1) at flytte tænderne til ”frisk”
formation og 2) at undgå stuck pipe. Skærende mekanismer fra tænderne er af sekundær og
minimal betydning. [10]
Effektudnyttelsen kendes ikke, men hammernes drivtryk er 170 bar (maks udnyttelse), men
fungerer ned til 100 bar.
8.4.1 Fordele og ulemper
Fordele: De samme som for generel perkusionsboring, afsnit 8.2.6, men der bliver desuden
udviklet to systemer for “casing while drilling”. Disse er dog ikke færdige endnu [43].
Ulemper: De samme som for generel perkusionsboring, afsnit 8.2.7.
8.4.2 Pålidelighed
SDS hammeren består af mange bevægelige dele, hvilket betyder at systemet er meget sårbart
for partikler, afsnit 8.2.5.1. SDS hammeren bliver i dag (’01) markedsført som kommeciel
88

specielt hvor det er dyrt at bore pr dag og når formationen samtidig er hård. SDS digger tools
har fået kontrakter på brønde hvor konventionelle tricones har vist meget lav ROP.[43]
8.4.3 Levetid
De nyeste dataene fra SDS Digger Tools Ltd, viser en levetid på 40 operationstimer i mudder
og 50-60 timer med flocculeret vand.[43]
8.4.4 Præstation
Præstatioen hos SDS hammeren har vist sig betydeligt større end tricone bit, hvilket tydeligt
fremgår af figur 8.2. De forskellige grafer tabel 8.1 viser resultater taget fra [43]. Kilden taget
i betragtning må disse selvfølgelig ses på med forbehold, men de siger alligevel en del om
potentialet hos hammeren.
Punta de Mata, Nord Venezuela Chetwynd, British Columbia
Formation Hård abrasiv sandsten Hård sandsten, skifer og flint
Dybde 4350 m 610 m
Borevæske Oliebaseret Flocculeret vand
SDS Tricone SDS Tricone
ROP 6 m/t 1,5 m/t 5 m/t ½-3 m/t
Tabel 8.1
89

Figur 8.2
Generelt har SDS hammeren en ROP mellem 2 og 5 gange tricone ROP i hård formation.
90

8.5 Wassara
Wassara hammeren fungerer prinsipielt på samme måde som SDS hammeren, med et stempel
som slår på et specialdesignet bit, drevet af et trykfald over apparatet. Forskellen består
hovedsagelig af at Wassara hammeren specielt er udviklet til vand uden partikler (men gerne
salt vand) og at deres mud-versioner ikke er udviklet til SDS’s stadie. Wassara AB er dog
Figur 8.3 Wassara hammeren
allerede i gang med at udvikle mudhammere til olieindustrien i størrelserne 5’’-12’’. Wassara
hammeren har også en noget mindre WOB (~2 ton) og større RPM (optil 90 for en 4’’).
8.5.1 Fordele og ulemper
Fordele: De samme som for generel perkusionsboring, afsnit 8.26.
Ulemper: De samme som for generel perkusionsboring, afsnit 8.27, desuden er borekrone
udviklingen faldet lidt bagud for hammerudviklingen.[21]
8.5.2 Pålidelighed
Wassara hammeren har en meget høj pålidelighed. De forskellige størrelser borer tilsammen
flere 100.000 m pr år, men det er i dybder fra 0 til ca 800 m. Mudhammeren er pr nov 2001
ikke komerciel til olieboring, men vandversionen er det.[21]
91

8.5.3 Levetid
Er som allerede nævnt i afsnit 8.2.5, meget afhængig af borevæskens kvalitet. Levetiden for
en vandhammer er 1500 m, hvis vandet har et partikkelindhold mellem 0-200 mg/l. Er
partikkel udskillelsen dårlig kan levetiden nå under 100 m. Dette skyldes som før nævnt at
vandhammerens indre komponenter består af stål og ikke tungsten carbid, for prisens skyld.
Interne komponenter kan skiftes ud efter et vist interval, hvis partiklerne er meget slidende.
Mudhammerens levetid ligger mellem 10 og 100 timer, alt efter materialet de indre
komponenter er udført i og kvartsindholdet i borevæsken.[21]
8.5.4 Præstation
Vi har ikke fundet materiale om specifikke boreoperationer, så derfor bliver ROP
oplysningerne meget uspecificerede. Ifølge [21] er en mudhammers ROP i ”hårde bjergarter”
i olie/gas/geotermiske brønder ~10-30 m/t. For regne-eksemplet i afsnit 8.2 bliver ROP’en 30
m/timen i granit og 120 m/timen i kalksten (Ikke specificeret dybde, eller borevæske).
92

8.6 Minidisk-bit
Disk-kuttere blev først indroduceret i tunnelindustrien hvor de umiddelbart blev en succes
pga. rekordhøj ROP. I dag er prinsippet vidt udbredt i tunnelindustrien, og er derfor godt
underbygget teoretisk. Disse forhold fik ”Excavation Engineering Associates Inc” (EEAI i
teksten) at udvikle et minidisk-bit til brug i oljeindustrien. Der er imidlertid store forskelle i
anvendelsesområderne: Trykket i brønden er betydeligt større end hvor normal tunnelboring
foregår, men langt vigtigere begrænsninger er pladsrestriktionerne i brønden.
Figur 8.4 Minidisk-bit
8.6.1 Teori
Boring med disker er en form for roterende, knusende boring. Disken bliver presset ned i
formationen med stor kraft, samtidig som den roterer. For hver omdrejning trænger disken ca
1-15mm ned i en typisk hård bergart. i , som er penetrationsraten målt i mm pr omdrejning af
borekronen som en middelværdi af flere omdrejninger.
0
93

Figur 8.5 Skærende disk
En model beskriver i således:
0
b
M B
i
M ⎟ ⎛ ⎞
= ⎜ 0 (8.5)
1
M
B
i 0 = Penetrationsrate, mm/omdr
⎝
⎠
WOB ⋅ g
= (8.6)
n
M B = Brutto middel tryk pr disk, kN/disk
d
M 1 = Kritiskt tryk for en penetrationsrate på 1mm/omdr
b = Penetrations konstant
g = Tyngdeaccelerationen,
n d = Antal disker på bittet
WOB = Vægt på bittet, kg
m
2
s
Ud fra disse kan ROP’en beregnes følgende:
⎛WOB
⋅ g ⎞
ROP =
⎜
⎟ ⋅ RPM ⋅ 0,
06
⎝ M 1 ⋅ nd
⎠
b
(8.7)
94

ROP = Borerate, m/time
RPM = Omdrejninger, RPM
M og b er konstanter for en speciel formation og kan findes på følgende måde: ( )
1
sættes op imod ( ) . M og b findes fra ligningen af den reulterende graf:
log10 M 1 1
log10 i0
y = α x + β
(8.8)
b = α
(8.9)
−
β
α
M = 10
(8.10)
1
Selve boremekanismen er følgende: I kontaktzonen mellem disken og formationen knuses
formationen til pulver pga af de høje stres. Fra denne zone udvikles sprækker radielt fra
diskens rand og formationen brækkes af i grove fliser langs disse. Denne opsprækning
sidelæns, er resultatet af en formationssprækning langs principal stressets bane, som er det
mindst energikrævende sammenbrud for et materiale, figur 8.6. Yderligere giver denne
opsprækning relativt stor størrelse af borekaks.
Figur 8.6 Diskens boremekanisme
Ved denne boremetode er det specifikke energiforhold mellem det knuste materiale under
disken og det som brydes ved opsprækning 9:1. Heri ligger konseptets overlegenhed.[13]
95

8.6.1.1 Trykket
Fordi konseptet specielt bruges indenfor tunnelboring, er dets præstation og arbejde under
høje ydre tryk ikke belyst fra denne industri. Tester har dog vist, at når trykket øges reduceres
ROP’en. Den prosentvise reduktion har en sammenhæng med porøsiteten i den borede
formation, fordi borevæsken under tryk vil trænge ind i porerne og øge formationens effektive
styrke og derved tærskeltrykket hvormed formationen lader sig bore.[10] En anden forklaring
kan være at differentialtrykket mellem pore og annulustrykket holder fliserne på plads.
Figur 8.7 ROP’ens afhængighed af trykket
96

8.6.2 Fordele
Reduceret pris, fordi bittet kan genbruges når diskene er skiftet.
Sammenlignet med en konventionel tricone bit er den mindre tilbøjelig til bit balling, på
grund af boremetoden.
De store cuttings fremmer geologisk tolkning af litologi.
Mindre specifik energi sammenlignet med konventionelle bit, fordi metoden ikke spilder
energi på at nedbryde formationen mere end nødvendigt.[10]
8.6.3 Ulemper
Meget lidt erfaring med konseptet.
Borevæskens rheologiske egenskaber må tilpasses de store cuttings.
Design og geometri svær at tilpasse til lille diameter.
8.7 EEAI
Er så vidt vides de eneste som har arbejdet med en diskkutter tilpasset til oljeboring. De havde
kun kørt nogle få tester i USA før deres fuld skala test med et 8-1/2’’ bit med fem 3-1/4”
disker i Montrose i Skotland. Pålidelighed, levetid og præstation er baseret på denne
prøvekøring da ingen andre data har været tilgængelige
8.7.1 Fordele og ulemper
Er begge de samme som for generel minidisk-kutter boring (afsnit 8.6.2 og 8.6.3).
97

8.7.2 Pålidelighed
Må siges at være meget lav da de to prøveboringer på Skotland tilsammen borede 11,5 ft før
lav ROP sluttede testen. Årsagen hertil er uden tvivl at teknologien endnu er i sin fødsel og at
denne prøveboring var den første fuld skala boring med minidiskkuttere i oljeborings
sammenhæng.
8.7.3 Levetid
Levetiden for diskkutteren er ukendt, men ud fra middel ROP i bestemte intervaller er den for
den længst varende boring i Montrose, Skotland ca 4 timer.[10] Nyere tester har haft ”bedre
held”, men de specifikke tal på operationstimer eller borede meter er ukendte.[24]
8.7.4 Præstation
Fordi koseptet ikke har en lang historie bag sig er det meget svært at dømme udelukkende fra
testerne i Montrose, Skotland, hvor resultaterne ikke var specielt opmuntrende, ca 3,2 m/hr.
EEAI udvikler dog fremdeles bittet og den seneste test blev udført med et 8-1/2’’ bit i
Catoosa, Oklahoma i høsten 2001 i ”meget hård sten” [24]. Det er ikke lykkedes at få fat i
dataene, enten fordi rapporten ikke er færdig, eller fordi test sponsoren (Petrobras) ikke har
givet tiladelse, men testen var ifølge [24] betydeligt mere vellykket end Montrose.
98

8.8 Boring med jet
Af de alternative boremetoder er boring med hydraulisk kraft en af metoderne med størst
potentiale, specielt fordi hydraulisk energi er en af de få muligheder at tilføre boret energi på.
For jetternes vedkomende kommer energien udelukkende fra overfladepumperne i form af
højtryk. Den tilgængelige boreenergi er trykket fra pumpen minus friktionstryktabet, minus
bundhulstrykket.
Prinsippet er generelt meget enkelt: Borevæsken sættes under et meget højere tryk end
normalt praktiseret. Det store tryk i annulus skaber et relativt stort trykafald over dysen, og
derved opstår en jet effekt, som bruges til at bryde formationen. Det betyder at betydeligt
større mængder energi kan overføres til at bryde formationen op, end med konventionelt
boreudstyr.
Dens berettigelse som alternativ metode med stort potentiale, er de mange tester der er udført,
som alle indikerer en betydelig øgning i ROP i alle slags formationer. Problemet med disse
tester er: De for manges vedkomende er meget ens udført og derfor bedrager med meget lidt
nyt, de fleste er udført i laboratorier og at vand hovedsagelig er brugt som borevæske. Nogle
få tester er lavet i fuld skala, men de virker til gengæld meget lovende.
Der findes to forklaringer på hvorfor boring med jet øger borehastigheden: 1) Jetten fungerer
som et aktivt boreredskab enten ved at assistere en mekanisk bor ved at skære en fure i hullets
(yderkant) eller ved at bore hullet selv; 2) Jetten ”super”renser bunden og tillader det
mekaniske bors tænder i hele tiden at gribe fat i frisk formation.
Der findes flere varianter af jetter, men det generelle prinsip er det samme. Her vil de tre
bedst dokumenterede metoder blive beskrevet: Kontinuer, abrassive og caviternde jetter i den
rækkefølge. Pulserende og perkusive jetter betragtes ikke som potentielle boremetoder pga
praktiske ting ved deres virkemåde.
99

8.9 Kontinuerlig jet
Selv om de kontinuere jetter i dag bruges i alle almindelige borekroner, bruges de til forskel
fra de her omtalte jetter ikke til at svække eller bryde formationen, men kun til rensning og
fjerning af borekaks. Der er to indlysende grunde at belyse de kontinuere jetter først: 1) Der er
lavet flest tester med disse, 2) alle de andre er variationer af denne, hvilket betyder at de
uafhængige parametre er de samme.
For at en jet kan bryde en formation må den overvinde formationens tærskeltryk. Alligevel
findes der flere formationer som lader sig bore igennem med et tryk lavere end tærskeltrykket.
Grunden er at der spiller flere ting ind end kompressionsstyrke, for eksempel permeabilitet,
porøsitet, elastisitet m.fl. Det er muligvis årsagen til at der i litteraturen findes så vidt
forskellige bud, på nødvendigt tryk for en jet at bore, som 100MPa [2] og 700Mpa.[15]
8.9.1 Teori
8.9.1.1 Tilført energi
Den tilførte hydrauliske energi er raten gange tryforskellen inde i borestrengen og på bunden,
dvs trykket som pumperne tilfører borevæsken på overfladen.(formel 8.1)
P = q⋅∆ P
tilført ( tryk )
Spildet i systemet er primært friktionen i borestrengen og annulus og væskens indre friktion.
Væsken udfører også et arbejde på formationen (tabt cirkulation).
8.9.1.2 Brugt energi
Der antages at al den tilførte effekt er kinetisk energi fra jetten:
3
1 2 ρq
P = qρ
v =
(8.11)
2
2 2A
ρ = Væskedensitet, kg/m 3
100

q = Væskerate, m 3 /sek
A = Areal, m 2
Jethastigheden er her regnet ud fra pumperaten og dysearealet. Dysearealet er her en meget
stor usikkerhedsfaktor dels på grund af erosion og derfor ikke-konstant størrelse og at den
indgår i anden potens i nævneren. For at slippe for dysearealet i udregningerne findes
eksperimentelle formler som forudsiger jethastigheden udelukkende ud fra trykket.[40] og
[41] viser at forholdet mellem jettens hastigihed og jettrykket er:
v= C P
(8.12)
C = Konstant mellem 8,8 og 12,5
v = Jethastigheden, m/sek
P = Trykket, bar
På grund af konstantens variation og at effekten afhænger af hastigheden i anden potens
(hvilket giver et yderligere spænd) er brugbarheden af formel 8.12 meget tvivlsom.
Energitilførselseffektiviteten kan findes fra division af 8.11 med 8.1, den første af disse var
dog gjort med nogle urealistiske antagelser, feks vil der være en friktion i dyserne som ikke er
lineært afhængig af væskestrømmen.
ROP’en afhænger lineært af effekten (se afsnit 8.14) og derfor ifølge 8.11, af raten i tredje
potens (Antaget inkompressibel væske og nul erosion på dyserne) :
3
P q
ROP = − C = − C2
(8.13)
C C
2
1 3
8.9.1.3 Hydraulisk kollisionskraft
Kollisionskraften fra en jet kan beskrives ud fra impulsbevaring, hvor der antages ingen
vertikal hastighed efter kollision:
101

∆(
m ⋅ v)
m
•
⎛ ⎞
F = ≅ ⎜ ⎟ ⋅ ∆v
= m⋅
v = q ⋅ ρ ⋅ v
∆t
⎝ ∆t
⎠
ρ = Væskedensitet, kg/m 3
q = Væskerate, m 3 /sek
v = Jethastighed, m/sek
8.9.1.4 Dyse-afstand
(8.14)
På grund af turbulens bliver en opdukkende jet fra en dyse delvist opblandet med dens
omgivende væske, hvilket fører til hurtig spredning af jettens kinetiske energi. Partikler fra
den omgivende væske suges med jetten og forårsager en øgning i masseflowen i jetretningen.
Følgelig spredes jetten og dens hastighed aftager inverst af afstanden mellem dysemunding og
formation. [30] finder dette forhold til:
v
jet
vid
n
= 6,
2
(8.14)
x
v jet = Jethastigheden til afstanden x , m/sek
v i = Jethastigheden ud af dysemundingen, m/sek
d n = Dysediameter, cm
x = Afstand mellem formation og dyse, cm
2
1
Energien, som er ∝ v , aftager således ∝ . Dette forhold indikerer vigtigheden af en kort
2
x
afstand mellem dysemunding og formation, da det er energien og ikke hastigheden som
bruges til at bore med. [41] fandt, at i praksis afhænger furedybden i formationen
asymptotiskt med afstanden, med lille trykreduktion indenfor 0-2tommer intervallet, fordi
jettens ”kerne” er intakt i dette interval . En afstand af 5 dysediametre er også foreslået som
afstand, hvor jetten bevarer sit exittryk Generelt holdes dysen dog altid så tæt som praktiskt
muligt på bunden.[32]
102

8.9.1.5 Trykket
Den almindelige opfattelse er at trykket er forbundet lineært med den gennemtrængde dybde.
Der er imidlertid årsager for ikke at følge den lineære model: 1) De laterale hastigheder efter
anslaget viser sig at være op til 30 gange større end indgangshastigheden [40], 2) det fjernede
volumen viser sig at øge mere end lineært, på grund af, at en større del af jetten pr diameter
når op til det tryk der er nødvendigt for at erodere formationen, for store tryk har væskens
kompressibilitet også en effekt, idet den udvider sig efter dysemunding og derved øger jettens
diameter. Den lineære sammenhæng er derfor tvivlsom i løse formationer, men mere
sandsynlig i hårde.[14] Generelt gælder dog at øget tryk betyder dybere fure, indtil en vis
grænse. [40] hævder at denne grænse er ved P = 35σ
c .
Figur 8.8 Skæredybden som function af trykket
En
tommelfingerregel om tærskeltrykkets størrelse er ½ af ”unconfined” kompressionsstyrke.
En øgning i ”overbalance” trykket giver en øgning i tærskeltrykket for inpermeabel
formation.[32]
8.9.1.6 Travhastighed
Travhasigheden er meget vigtig for dybden af furen, på den ene side må jetten have en vis tid
at bryde formationen, men på den anden side øges afstanden til formationen efterhvert som
furen bliver dybere. For en typisk jetassisterende bor, hvor jetten er placeret i bittets yderkant
er hastigheden:
103

U
N
D
N
U = ⋅π
⋅ 0,
0254 ⋅ D
(8.15)
60
= Trav hastigheden, m/sek
= Omdrejninger, RPM
= Diameter, inch
Der er enighed i litteraturen om at den første tid af impaktet er den vigtigste, specielt fordi der
opnås
vandhammereffekt fra jetten, figur 8.9, midterste figur.
Figur 8.9 Tre “bore” mekanismer hos en jet
Dette
underbygges yderligere af tester lavet med perkusive jetter, som konstant leverer
impakt.
De har i laboratorietester bevidst sig langt effektivere end kontinuere jetter.
104

Figur 8.10 Skæredybden som function af trav-hastigheden
Figur 8.10 viser sammenhængen mellem travhastighed og furedybde. Der findes i litteraturen
også tilnærmede asymptotiske sammenhænge. For et 9-7/8’’ bit, med en RPM på 50 vil trav
hastigheden ifølge formel 8.15 være ca 0,66 m/s. Det vil fra figur 8.10 tilsvare lavest mulige
asymptotiske furedybde.
8.9.2 Jet modeller
Der findes modeller som beskriver dybden af en fure i en formation som jetten traver over.
Det er imidlertid tale om forsimplede modeller fordi der findes et væld af uafhængige
parametre, dels fra væsken, dels fra jettens dimensioner og dels fra formationen. Simplifices
problemet til en sirkuler dyse, hvor afstanden mellem dyse og formation holdes indenfor
jettens diffusionsafstand (det område hvor jetten er ”samlet”) og travhastigheden lav, kan den
generelle jetborings ligning anvendes [5], som viser en sammenhæng mellem furedybde og
påført tryk.
d ⎛ ⎞⎛
n π σ y
h =
⎜
⎜
⎜1−
⎟ 1−
e
2c
⎝ ⎠
⎜
f 2P
⎝
−4C
P
f
πηU
Hvis afstanden også varieres kompliceres ligningen yderligere:
⎞
⎟
⎟
⎠
(8.16)
105

−4C
f Pβ
d ⎛ ⎞⎛
⎞
n Rx 2 σ
3
y
=
⎜ πηU
h 0 , 297 ψ
− ⎟
⎜
⎜1−
⎟ 1 e
(8.17)
c ⎝ ⎠
⎜ ⎟
f xc
2Pβ
⎝ ⎠
Hvor ψ og β defineres følgende:
⎛ σ ⎞⎛
x ⎞ ⎛ xc ⎞
2
ψ = 1−
⎜ ⎟ ⎜
⎟ , β = 2⎜ ⎟(
0,
5 − 0,
57ψ
+ 0,
2ψ
)
⎝ 2P
⎠⎝
xc
⎠ ⎝ x ⎠
h = Højde (dybde) af furen, cm
x = Afstand mellem dyse og formation, cm
c f = Hydrodynamisk friktions koeffecient
d n = Dyse diameter, cm
x c = Afstand fra dysen hvor jettens ”kerne” er bevaret, cm
σ y = styrke, Pa
σ c = Formationens kompressive styrke, Pa
U = Jettens travhastighed, m/sek
P = Jettens tryk, Pa
η = Dæmpnings koeffecient
x c
, > 1
x
Varieres travhastigheden må den deles i intervaller som betragtes uafhængigt. Denne vil for
en almindelig bor uden motor eller turbine ligge i intervallet hvor formlerne 8.16 og 8.17 er
gældende.
Selv om simplificeret indeholder disse formler variabler hvis størrelser sjældent kendes i
borekronens laterale placering. Derfor findes der en del simplere empiriske formler bestemt
ud fra eksperimentelle data og statistikker.
Antaget:
2,
5 2,
2
d n v
0,
22 0,
38
h = 0,
19
(8.18)
x U σ
c
106

10 < x < 100mm
, 5 < U < 100 mm sek , 325 < v < 700 m sek , 0 , 69 < < 1,
03mm
[2]
h = Højde (dybde) af furen, mm
x = Afstand mellem dyse og formation, mm
d n = Dyse diameter, mm
σ c = Formationens kompressive styrke, Pa
U = Jettens travhastighed, m/sek
En noget forenklet og meget brugt model finder følgende sammenhæng [7]
a b
Pdn
h= k (8.19)
c
U
Ifølge [7] er konstanterne a, b og c 1, 1,5 og 1/3 henholdsvis (normal antagelse). [1] fandt
eksperimentelt disse konstanterne til 1,548, 1,586 og 0,438. I virkeligheden er jet-
boringsmekanismen en meget kompleks proces hvori der indgår langt flere parametre end
formlerne 8.16 til 8.19 indeholder, feks dysegeometri, formationsegenskaber og
væskeegenskaber.
Der findes ingen ligninger i litteraturen hvori alle disse indgår, men flere er undersøgt bedre
end andre. De som er mindst undersøgt er dem vedrørende formationsegenskaberne. Mange
artikler ignorerer disse, ved at betragte en bestemt bjergart, som feks 8.18 og 8.19. Deres
relevans er særlig knyttet til boremekanismerne. Jetten udviser stor forskel på et porøst
medium, med tendens til at smuldre, hvor den så at sige kan knuse det indefra i forhold til et
massivt hård medium. De andre parametres sammenhæng er i litteraturen oftest fundet for tos
vedkomende, mens de andre holdes konstant, ud fra et grafiskt plot, feks furedybden som
funktion af afstanden mellem dyse og formation. Følgende er nogle af de vigigste
sammenhænge, men ikke alle, belyste.
d n
107

8.9.3 Fordele
Den største fordel er at der foruden mekanisk energi tilføres hydraulisk energi til
boreprocessen.
Bedre rensing af bunden.
Jetten har ingen direkte kontakt med formationen og slides derfor ikke af denne.
8.9.4 Ulemper
Hvis højtrykket bliver påført på overfladen udgør dette en betragtelig risiko for mandskabet
på boredækket.
Erosion på bit fra reflekteret jet.
Kræver stor pumpekapacitet.
Systemet er følsomt overfor partikler i borevæsken, pga erosion på dysen (større
dysediameter).
8.10 Abrasive jet
Prinsippet med abrasive jetting, dvs tilførsel av abrasives/ små hårde legemer til borevæsken,
har længe været brugt industrielt i form af sandblæsning bla. brugt til fjerning af gammel
maling og generel rensning af rør m.m. Fordelen i en boreproces, fremfor en ren væskejet, er
evnen til at bryde langt hårdere formationer med et lavere tryk.
Abrasive jets findes i to versioner: Injektion jet og suspension jet.
Figur 8.11-højre forestiller injektionsjetten. Tørre abrasives bliver tilført fra siden og ført
foran væskestrømmen som tager partiklerne med sig når den forlader blandingskammeret.
108

Fordelene med denne metode, imod suspension jetten, er: Slitage fra abrasiverne er begrænset
til blandingskammeret og systemet kan bruges sammen med vanlige højtrykspumper.
Figur 8.11 Suspension jet til højre og injection jet til venstre
I suspensions jetten, fig 8.11-venstre, er abrasiverne tilført borevæsken før den pumpes ned i
borestrengen. Dennes fordele er: Effektivere skæring. Praktiske forsøg viser at ved samme
hydrauliske kræfter skærer suspensions jetten dobbelt så dybe furer som injektionsjetten.
8.10.1 Teori
Foruden de samme parametre som har indflydelse på en kontinuerlig jet, må abrasiverne her
tages i betraktning. Deres energi er lineært proportional med væsketrykket:
2
P v
+ Z + = C1
γ 4g
8.20 sammen med 8.2 fås:
For negligeret Z
P= C E + C
2 kin 3
(8.20)
(8.21)
Ligesom væskens egen energi er det (8.1) vil energien for en abrasive jet være lineært
proportional med det påførte væsketryk. Kont. jettens forhold med tærskeltryk gør sig dog
også gældende her.
109

De andre parametre viser også samme forhold, som dem gældende for den kontinuerlige jet.
[6], andre parametre specielle for abrasive jet, er: Abrasiv rate og abrasiv egenskaber såsom:
materiale, størrelse og facon.
8.10.1.1 Abrasiv rate
Furens dybde tiltager med øget koncentration af abrasiver indtil en maksværdi er nået. Øges
konc. videre reduceres furedybden (fig 8.12), fordi andelen af højhastighedspartikler
reduceres. Der tabes mere moment, end der opnås ved flere anslag på formationen.[6]
Figur 8.12 Skæredybde som funktion af abrasiv tilførselen
Det er imidlertid vigtigt at fig 8.12 gælder for en injektionsjet og at en tilsvarende figur for en
suspensionsjet muligvis flader ud for en højere tilførsel, fordi partiklerne er bedre fordelte i
væsken.
8.10.1.2 Abrasivernes egenskaber
Flere tester har vist, at de mest effektive abrasives er stålkugler, figur 8.13 [20]. De er ikke
bare hårde, men de er også relativt billige og kan i modsætning til sand eller granat udskilles
meget effektivt med magnetiske skillemaskiner.
110

Figur 8.13 Skæring af dolemit. Boret areal i forhold til trav-hastigheden
Dette
er vigtigt fordi der må tages hensyn til resirkulering: Sand har en tendens til at
degradere fuldstændig i småpartikler for hver sirkulation, så der kontinuerligt må tilsættes
ny
sand for stadig at opnå en virkning. Efter en tid vil der være urimelig mange småpartikler i
borevæsken. Af stålkugler derimod, vil kun 1-2% være ubrugelige for hver sirkulation.[36]
Nogle
tester har vist at kantede abrasives skærer bedre end runde, men de nedbrydes også
hurtigere og påfører udstyret større slitage, så sammenlagt foretrækkes sfæriske partikler.
8.10.2 Modeller
Der findes to modeller som beskriver abrasive jetten: En simpel og en indeholdende langt
flere parametre. Praktiske førsøg [ref1] har vist at den simple model er tilstrækkelig præsis:
h = CS
⋅
P
U
Modificeret med tærskeltryk, Pt og traverse eksponent, f :
t
S f
U
(8.22)
P − P
h = C ⋅
(8.23)
111

h
U
P
= Dybden af furen, cm
= Abrasiv jettens travhastighed, cm/sek
= Jettrykket, Pa
CS
er en proportionalitets faktor som indeholder egenskaber fra materialet som skæres, såsom
resistance
mod abrasiverne, mikroskærende mekanismer og flere. f udtrykker energitabet af
jetten når den strømmer gennem furen. Dybere fure, større energitab.
8.10.3 Fordele
Fordelene og ulemperne
for en kontinuer er gældende for abrasiv jet. Der er desuden nogle
fordeler og ulemper specielt gældende for aabrasiv jet.
Lavere tryk nødvendigt for at jetten skærer.
Effektivere skæring (dybere), ved samme hydrauliske
kraftbrug.
8.10.4
Ulemper
dels fra 4 vol% stålkugler (180 kg/m 3 Mudvægten øges,
), dels på grund af at højviskøse
midler må tilsættes borevæsken for at løfte stålkuglerne, hvilket skaber ekstra friktion og
derved tryktab (ca 156 kg/m 3 ).
Nødvendigt med gode centrifuger
for at fjerne de store mængder fine partikler fra mudderet.
Kræver en del specialudstyr oppe på overfladen for håndtering af abrasiverne.
Mangel
på velegnet mudder til abrassive boring. [36]
Dyseindgang udsat for impakt slidtage.
Dyseudgang udsat for erision fra richoterende
abrasives.[10]
112

8.11 GR & DC
Gulf Research & Development Co er de eneste som har lavet fuld skala boretester med en
suspensionsjet, men det er over 30 år siden. Alligevel opnåede de betragtelige ROP øgninger
og brugte færre bit, med abrasiv boring.[36]
Test 1
Test 2 Test 3
Dato 18/7/64-24/7/64 30/3/67-28/4/67 10/9/69-13/10/69
Sted Monahans, Monahans, Fort Stockton,
Texas
Texas
Texas
Interval boret med
jet
2223-2348m 701-2627m 3226-4364m
Totalt med jet 125m 1926m 1138m
Lithology D olomit, skifer,
Dolomit, skifer,
Skifer, vekslende
kalk
sand og kalk skifer og kalksten
Rotations timer 22,95 214,7 136
Antal brugte bit 5 14 10
Bit diameter 6’’ 7’’ 9’’
Pumpe effekt 2386 kW 3281 kW 8352 kW
Sirkulationsrate 32-38 dm / sek 2
3
3
8-41
dm / sek
3
39-51 dm /sek
Overfladetryk 41-52 MPa 41-62 Mpa 76-103 Mpa
Trykfald over dyser 35-45 MPa 33-46 Mpa 55-76 Mpa
Bit effekt 1491 kW 3281 kW 8352 kW
Vol% abrasives 4%, 20-40 mesh 4%, 20-40 mesh 2-11%,
20-40 mesh
sand
stålkugler stålkugler
Borevæske
7% bentonit 3% attapulgit og 3% 3% attapulgit, 3%
(masse%)
papirstykker træfibre, 10% diesel
Maksimum ROP 11,3 m/time 39,6 m/time 24,4 m/time
Samm enlign. med konv. boremetoder, alt andet lige
Rater med mud 4-5 x hurtigere 1,5-5 x hurtigere 2,3-6,5 x hurtigere
Rater med vand 1,2-2,5 x hurtigere - -
Antal bit ½ antal bit 1/3 antal bit ½ antal bit
Tabel 8.2
8.11.1 Fordele og ulemper
Er begge de samme som for generel abrasiv boring.
113

8.11.2 Pålidelighed
GR&DC oplevede især problemer med pumper og ventiler pga suspensions jettens abrasiv
indhold. For det bedste forsøg var levetiden på bittene i middel ca. 140 boremeter eller en 3
gange så god levetid som konventionelle bit (1967 standard).
8.11.3 Levetiden
Som før nævnt var flaskehalsen pumper og ventiler. Det var ikke oplyst hvor lang levetid
disse havde.
8.12 Caviterende jet
De caviterende jetter har den fordel over kontinuere jetter, at de inducerer et meget højere
stres (trykfald) end trykfaldet over dysen hos en kontinuer jet. Prinsipielt er disse to helt ens
untagen hvad dysen angår. Den caviterende dyse stimulerer mikrobobler af uopløst gas
(væske i gasfase), som findes i enhver væske, til at vokse, ved at reducere trykket. Disse
bobler føres med jetstrømmen til eller nær formationen,
hvor en kraftig trykøgning forårsager deres kolaps. Disse kolaps, el implosiner, skaber
koncentrerede, meget høje stres over det ramte område og er specielt effektive i skøre, ikke
elastiske materialer, såsom klippe.[28] En teori er at disse implosioner skaber mikrorevner
som svækker området som skal bores. [38] Det er værdt at bemærke at alle konventionelle
dyser producerer cavitation, men at disse er utilsigtete og i langt mindre mængder.
Der findes flere metoder til at opnå cavitation på, men kun de færreste har virkeligt potentiale
indenfor dybe olie/gas boringer. Den som er omtalt fremover skaber cavitation ved hjælp af
dysens design.
8.12.1 Teori
Cavitation opstår som sagt fordi trykket i væsken falder, f.eks. i indsnævringer. Bernoulli’s
lov beskriver trykfaldet[ref8]:
114

δv
δP
ρv = −
(8.24)
δl
δl
ρ = Væskedensiteten, kg/m 3
v = Jethastigheden, m/sek ( v er ikke en vektor, men en størrelse)
P = Trykket, Pa
8.24 beskriver trykfaldet langs en strømlinje over afstanden l . For ikke-roterende strøm,
reduceres 8.24 til:
1 2
ρ v + P = konst
2
Dvs i indsnævringer (f.eks i dysen) reduceres trykket samtidig som hastigheden øger. Nær
eller på det ramte område bremses jetten og trykket øges tilsvarende, det sammen med det
statiske tryk i annulus forårsager de ønskede implosioner. Effekten er meget markant. En
kontinuer jet skaber trykfaldet:
P t
P t er trykafaldet over dysen [2]
2
ρv
= (8.25)
2
En caviterende jet derimod har et (eksperimentelt fundet) anslagstryk, Pa
, på:
2
3α
Pt
Pa
= e
(8.26)
6,
35
α er forholdet mellem gassens (væskens) partialtryk og trykfaldet over dysen til begyndende
kolaps, dvs gas i forhold til væske ratio. α ligger typisk i intervallet 1/10 til 1/6, hvilket ifølge
[ref15] giver:
α
a
( 8,
6til
) Pt
P = 124
(8.27)
En vigtig parameter i forbindelse med cavitation er cavitationsns parameteren, σ, som
defineres som:
115

P A
σ ≅
(8.28)
∆p
P A = Trykket i anulus, Pa
∆ p = Trykfaldet over dysen, Pa
Den specifikke værdi, hvor cavitation fremtræder, defineres som:
⎛ P ⎞
⎜ ⎟
⎝ ∆p
⎠
A σ i ≅
(8.29)
Når cavitation fremtræder
Hvis omstændighederne er σ σ < 1 , intræder cavitation, ellers ikke.
i
σ i ønskes så stor som mulig, da større σ i , muliggør større boredybder.
8.12.1.1 Dysens udforming
Et vigtigt forhold for σ i er det mellem tilførsels diameteren og dysediameteren, D/d, fig 8.14.
Høje værdier af σ i kræver at D/d > 4. Pladsrestriktioner i en borekrone begrænser dels dette
forhold.
116

Figur 8.14 Cavitationstallet og dets afhængighed af dysens geometri
Som det også ses på figur 8.14 har dysens udformning en del at sige. Reynolds tal er for
incompresibel strøm over konstant areal direkte proportional med hastigheden. Der er ikke
fundet andre artikler som beskriver dysens geometri og cavitationseffekt.
8.12.2 Fordele
Fordelene ved cavitating jets fremfor kontinuere jets er:
Induction af mikrorevner i formationen
En højere ROP som følge af disse
8.12.3 Ulemper
Ulemperne er:
At stresset fra implosionerne også påvirker tænderne, dog har disse en mindre effekt på
elastiske materialer med en glat overflade, såsom metal.
117

Den simple cavitationsteknik umuliggør operationer på store dybder, fig 8.15. Der findes
andre metoder at fremkalde cavitation på, såsom at tilføre gasser ved overfladen [2]og
aukustiske metoder [29] Den sidste som har et meget stort potentiale, har dog den ulempe at
der endnu ikke findes et oscillator system som fungerer under de forhold der eksisterer ved
borekronen.
Figur 8.15 Cavitationseffektens afhængighed af brønddybden
Figur 8.15 viser at en bestemt dyse har størst effekt ved ca 1750 ft, eller 533m dybde, hvilket
sædvanligvis er alt for lidt med tanke på olieboring. Et argument for alligevel at bruge disse
specielle dyser er at når effekten fra cavitationen aftager fungerer dysen videre som en
konventionel dyse.
118

8.13 FlowDrill
FlowDrill og Kongsberg er så vidt vides de eneste som indenfor de sidste 10 år har arbejdet
med jetassisteret boring, men FlowDrill er det firma som er kommet længst og har lavet flest
fuld skala tester.
Det nyeste materiale tilgængeligt er fra oktober ’97, hvor de lavede fuld skala tester i øst
Texas og på Rogaland, med deres anden generations prototype ultra-high pressue down hole
pump. Desværre er det ikke lykkedes at finde nyere materiale, så rent faktiskt vides ikke om
FlowDrill arbejder videre med pumpen eller er stoppet.
Før deres DHP (down hole pump) var alle jetassisterede førsøg lavet med overfladepumper
som påvirkede hele væskesøjlen med en trykøgning. Foruden omrokkering af overfladeudstyr
og kostbart pumpeudstyr, skabte det høje tryk på overfladen problemer med pumper,
mekaniske led og pakninger, alt hvilket gjorde jetassisteret boring kommercielt uattraktivt.
Ydermere er højtryksvæske meget risikofyldt for personalet på boredækket.[10]
Overfladeudstyret er konventionelt, men fordi de interne komponenter i DHP’en er meget
følsomme over for slid fra partikler, må borevæsken renses bedre end ellers. Dette medfører
flere hydrocykloner og/eller centrifugal rensning, såsom dekantcenrtifuger. [31]
DHP konseptet, benytter en vekselvirkende trykforstærkerpumpe, en akkumulator til at
opretholde trykket når pumpen skifter retning, et selvrensende filter og et ventilsystem.
Størrelsen af DHP’en er omtrent den samme som en tilsvarende diameter drillcollar, og
”behandles” af platformen på samme måde.
119

Figur 8.16 FlowDrill
Selve pumpen drives af et trykfald over den på ca. 1500-2000 psi (~100-140 bar), som må
tilføres ekstra på overfladen.
8.13.1 Tekniske data
8.13.1.1 Trykket
Højtryksdysen har et teoretiskt tryk på 30000psi (2000bar), men i praksis skaber pumpens
vekselvirkning, på trods af akkumulatoren, trykfluktationer som varierer bølgeformet over tid
med en periode på ca. 1 sek, fig 8.17 Trykket variererer ca 8% fra en middelværdi lidt under
30000. Trykfaldet over de konventionelle dyser er mindre end normalt.
Figur 8.17 DHP’ens trykfluktationer
120

8.13.1.2 Væskerate
Når DHP’en benyttes ændres væske-densitet og sammensætning ikke, men raten reduceres en
smule fordi der kræves en højere ydelse af overfladepumperne. Som figuren viser er det kun
en del af borevæsken som sættes under højtryk, resten går gennem almindelige dyser. Af
300gpm rate går ca. 7% eller 20gpm til UHP dyserne, mens resten går gennem de almindelige
dyser.
8.13.1.3 Kraftoverførsel
DHP’en fokuserer de fleste hhp til UHP jetten, resulterende i en kraft tæthed på 5,25 HSI (hhp
pr sq. inch) fra dem. Resten, 1,15 HSI, går til de konventionelle dyser. Totalen bliver 6,4 HSI,
eller 50% mere end normalt brugt. Effekten fra DHP’en er ca. 75%.
8.13.2 Fordele
Lavere omkostninger end for et overflade system.
Kan bruges sammen med konventionelle boresystem, fordi kun drillcolleren må udskiftes.
Stor markeds potential.
Kan bruges videre som konventionelt boreudstyr når pumpen svigter.
Konstant højt tryk.
Høje ROP.
God rensning af bunden.
8.13.3 Ulemper
Høj afhængighed af partikler i systemet.
121

Kort levetid.
Dysens diameter meget afgørende for ydelsen. Det er derfor vigtigt den ikke udsættes for
erosion.
Trykfluktationerne kan skabe vibrationer som forplanter sig op til boredækket i korte brønde.
DHP’en har ingen sensor som bekræfter når den ikke fungerer.
8.13.4 Pålidelighed
DHP’en fungerer godt, så længe borevæsken ikke indeholder abrasive partikler, men er som
levetiden antyder særdeles afhængig af disse.
8.13.5 Levetid
Laboratorieundersøgelser med DHP’en har opnået mere end 40 timer levetid, med en
laboratorie borevæske. I felten har en borevæske imidlertid ikke konstante parametre og med
en generel øgning af partikler slides DHP’en ret hurtigt. Med en brugt borevæske har den en
levetid på ca. 10 timer, med ventilerne som svageste led og et betragteligt slid på dynamiske
forseglinger i ”the drive section”. FlowDrill’s forventede feltlevetid er beregnet til 25 timer ud
fra et statistisk pålideligheds model.
8.13.6 Prestation
Felttesterne blev primært udført for at teste funktionsdygtigheden af DHP’en og dens levetid,
ikke ikke selve konseptet med mekaniskt assisteret jetboring. Af samme grund var dyserne
kontinuere, ”fully submerged”, ikke-caviterende og placeret tæt ved hullets kant (Det simplest
mulige system). De vidste alligevel en ROP øgning på 1,5 i forhold til rollerbits ved boring i
granit.[33]
122

9 Energibetragtninger
Store mængder energi går til boreprocessen. For en bor at trænge gennem formationen, må
energi tilføres fra overfladen ned til boret. Problemet er at ikke al den tilførte energi er
tilgængelig for boret pga friktion og andre diverse energitab, samt at ulige metoder ikke borer
lige energivenligt. Det er derfor både et spørgsmål om at kunne tilføre størst mulig energi og
at en så stor del af denne er tilgængelig for boret fordi ROP’en øger når energitilførselen øger.
De forskellige metoder borer ikke alle lige effektivt, men hvis energitilførselen er meget stor
spiller boreeffektiviteten en mindre rolle. Denne tilfærte energi kan beskrives som aksiel
forskydning (WOB), rotationsenergi og hydraulisk energi. Hvilken af de tre typer energi som
er vigtigst er situationsafængig.
Behandles boreprocessen som et mekaniskt energibalanceret system er specifik energi,
mekanisk energi og boreeffektivitet nøglefaktorer.
Den specifikke energi er forholdet mellem energitilførsel og volumen bjergart, energien har
fjernet og siger derfor hvor effektiv en bestemt metode borer.
E spec
E spec = Specifik energi, J/cm 3
P = Tilført effekt, W
Energiinput
P
= =
(9.1)
Fjernet volume pr tid dV dt
dV dt = Volumen bjergart fjernet pr tid, cm 3 /sek
ROP-en og Espec
hænger sammen på følgende måde:
P = Tilført effekt, W
P
ROP = (9.2)
AE
spec
A = Arealet af boren, cm 2
123

Formel 9.2 er teoretisk bestemt og er gældende uanset boremetode. Formelen kan imidlertid
ikke anvendes direkte i praksis. F.eks er det urealistisk at der ikke er en grænseeffekt som må
overskrides for overhovedet at opnå boring (Bergartens styrke kunne være en mulighed).
Derfor kan der argumenteres for at der skal trækkes en konstant fra 9.2. Mere praktiske
formler er også udviklet [18], feks formel 9.3, som bruges for al skærende boring (PDC-bit og
til dels aggressive rollerbits med stor offset og diamantbit).
E spec
WOB 120πNT
= +
A A⋅
ROP
(9.3)
⎛
⎞
⎜
1 1
ROP = 120π N ⋅T
− ⎟
(9.4)
⎜
⎟
⎝ Espec
⋅ A WOB ⎠
ROP = Penetrationsraten, ft/time
E spec = Specifik energi, psi
T = Bit torque, ft-lbf
A = Bit areal, in 2
WOB = Kraft, lbf
N = Rotationshastighed, RPM
Som ses i 9.3 er den specifikke energi opgivet i tryk. Det er derfor naturligt at nedre
grænseværdi for er bergartens enaksielle kompressionsstyrke, C :
Espec, min
0
Espec = C
(9.5)
, min
9.5 er kun gældende for 9.4
0
Lignende praktiske formler, indeholdende specifik energi og ROP, for knusende boring og
boring med jet er ikke fundet. Der kan imidlertid defineres nogle teoretiske størrelser
gældende for jetassisteret boring. Som nævnt før anvendes jetten særlig til skære en fure i
brøndens yderkant og derfor defineres begrebet ”fure” energi, dvs energien som kræves at
skære en fure af bestemt volumen.
124

Pmin
dbU
Espec ker = (9.6)
P min = Minimum nødvendig effekt, W
d = Furens dybde,
b = Furens bredde,
cm
cm
U = Travhasigheden, cm sek
Travhasigheden findes fra 8.15, som med SI enheder forenkles til:
U = π ⋅ D ⋅ N
(9.7)
Formel 9.6, er som 9.2 teoretisk og må derfor tages med forbehold. Et problem med formel
9.6 er at den kan give samme resultat for en dyb smal fure, som for en lav bred fure. Det er
selvfølgelig ønskeligt med en smal dyb fure, da denne vil afstresse formationen mere og
skabe en flade hvor sprækker kan forplante sig. [2]. Det er derfor ønskeligt med en mere
anvendelig definition på ”fure” energi, nemlig den specifikke kerfing energi:
P
=
dU
ES . K.
(9.8)
Den samme formel som 9.6, undtagen division af furens bredde. Enheden bliver således
2
J cm . Da en dyb fure har et meget større overfladeareal end en lav, bliver den specifikke
”fure” energi mindre i sådanne tilfælde. I det specielle tilfælde hvor hvor en fure ønskes i
yderkanten af borehullet bliver effektkravet:
⎛ ROP ⎞
= ES
. . π D⎜
⎟ (9.9)
⎝ 36 ⎠
P K
D = Borehullets diameter, cm
ROP = Borerate, m/time
E = Specifik ”fure” energi, J/cm 2
S.K
.
E må bestemmes eksperimentelt, helst i felten for realistiske værdier.
S.K
.
125

Hydrauliske jetter alene er, omend potentiale for det, ikke i en nær fremtid en mulighed som
boremetode indenfor oljeindustrien. Af indlysende årsager kan nævnes: Samtidig med at en
normal væskerate opretholdes, for at løfte borekakset i annulus, skal en tilstrækkelig stor del
af raten være over formationens tærskeltryk. Dette kan kun gøres ved at påføre det
nødvendige tryk på overfladen fordi en nedihulspumpe har for lidt kraft til alene at bore. Et så
stort overtryk på overfladen kan meget let medføre komplikationer og krav til ekstra-udstyr.
Det er derfor antaget at de jet metoder nævnt foran bruges sammen med mekaniske borer.
Som allerede nævnt bruges jetten primært til at skære en fure i formationens yderkant, og
derved afstresse formationen, mens boret borer det midterste stykke ud. Førsøg har vist at
borehasigheden øges når formationen ikke er under stres og at hul boret i stresset bergart er
ovale, mens de er sirkulære i afstresset bergart.[2]
Formel 9.2 kan modificeres til at dække flere metoder i samme hul:
1
ROP =
A
P
n
i
∑
i= 1 Espec,
i
Hvor tilsvarer effekttilførselen til den metoden. [2].
Pi E spec,
i
For jet assisteret boring gælder:
1 ⎛ Pj
= ⎜
P
ROP +
A ⎜
⎝ E j E
m
m
⎞
⎟
⎠
I de fleste praktiske tilfælder vil P j E j

127

10 Konklusion
10.1 Konklusioner fra testerne
Som forklaret i afsnit 4.2, er basalten på Færøerne opbygget i tre serier: Nederste, midterste
og øverste. Disse serier har forskellige egenskaber, og derfor må der drages individuelle
konklusioner.
Nederste serie: Denne serie er kun repræsenteret af prøve nr. 13. Vi målte den største
kompressionsstyrke på denne prøve, men den er taget fra et stenbrud som ligger i et specielt
hårdt lag, og er ikke repræsentativ for hele serien. Prøve nr 13 er taget fra den krystalinske
kerne i basaltlaget, se figur 4.2. Styrken aftager med voksende porøsitet, dvs. at styrken er lav
i top- og bundskoriaen. De sedimentære lag har en meget lav styrke i forhold til basalten. Med
tanke på lagtykkelsen (afsnit 4.2), vil en stor del denne serie have en lignende styrke. DRI for
denne prøve var som vist i figur 6.3 meget lav.
Midterste serie: Fra denne serie har vi prøver nr. 4, 5 og 14. De viser alle en relativ lav styrke,
figur 6.2. Prøve nr. 14 skulle være en af de hårde prøver i denne serie (krystalinsk basalt),
mens nr. 4 og nr. 5 er repræsentative for basalten i den midterste serie. Nr. 5 er taget fra
topskoriaen. Prøverne har ret høj DRI. Ud fra tunnelarbejder og testerne er den midterste serie
meget let at bore i. Ud fra figur 4.2 vil der forventes en variation i styrke p.g.a. variation i
porøsitet, men ud fra testerne ser det ikke ud til at styrken i denne serie varierer så meget
mede porøsiteten.
Øverste serie: Denne serie er repræsenteret af prøver nr. 10, 12, 15a og 15b. Her har vi en ret
stor variation i styrke. Forklaringen ligger i tykkelsen på basaltlagene. De tykke lag har som
regel en hård krystalinsk kerne og ligner den nederste serie mens de tyndere lag ligner mere
den midterste serie. Dvs. at denne serie vil have et forholdsvis stort indhold af hård basalt,
dog vil det være lavere end det man ser i den nederste serie. DRI har ligesom styrken ret stor
variation.
Intrusioner: Disse er repræsenteret af prøver nr. 3, 7 og 9. Der er stor variation i styrken og
der er en tendens til lavere styrke for tykkere intrusioner. Man kan forvente at intrusionen er
128

ensartet i styrke, på grund af at der ikke er nogen skoria, men de forskellige intrusioner kan
have meget forskellig styrke. DRI er middel til lavt.
Generelt kan man sige at basalten på Færøerne har en middel til meget høj tensions- og
kompressionsstyrke, men slitagetesterne viste næsten ingen slitage. Der ser ud til at være en
sammenhæng mellem slitage og kornstørrelse, hvor større kornstørrelse, specielt
phenocryster, giver større slitage. Næsten alle prøverne var i stand til at slide på cutterstålet,
men kun nogle få var i stand til at slide på hårdmetallet. Der er således tale om en meget lidt
abrasiv bjergart.
Alt i alt kan man sige at boring i basalten på Færøerne kan belyses ved følgende punkter:
1) Høj styrke. Der skal stor kraft til for at knuse/trænge ind i formationen.
2) Meget vekslende styrke. Den krystalinske basalt har en styrke på op til mere end 400
MPa, mens skoriaen har en meget lavere styrke, under 100 MPa, og sedimenterne har
fra næsten ingen styrke til måske 100 MPa.
3) Liten abrasivitet
4) Inhomogen skoria. Porerne i skoriaen er oftest fyldte med sekundære mineraler, som
kan være meget bløde (zeolitter o.l.) eller hårde (kvartsmineraler).
5) Hulstabiliteten vil for det meste være meget god, men der kan opstå nogen problemer i
de interbasaltiske sedimenter pga. lerindholdet.
10.2 Boremetoder
Diamantbit: Bruges specielt i meget abrasive formationer, hvor slitagen er for stor for rulle-
og PDC bit. Problemet med basalten er imidlertid ikke abrasiviteten, men styrken. Det
sammen med prisen på bittet gør dette til en mindre atraktiv boremetode. Diamantbittet har
været brugt gennem basalten på Vest Grønland med rimelig stor succes (5 m/t), men dette var
en kerneboring med bitdiameter på 60-122 mm og gik kun ned til ca 700 m. Basalten på Vest
Grønland kan bedst sammenlignes med de midterste serier på Færøerne (KONF) som ikke
volder boreproblemer. Kerneboringen på Lopra (nederste serier) havde ikke samme succes.
PDC-bit: PDC bittet er ikke egnet til hårde bjergarter og er specielt uegnet for vekslende
formationsstyrke (afsnit 7.4). Basalten på Færøerne er særdeles vekslende i styrke og der er en
129

del store porer fyldt med enten bløde mineraler eller hårde kvartsmineraler. Dette medfører at
PDC bittet er uegnet for boring i disse formationer.
Rollerbit: Det største problem for rollerbittene er basaltens høje styrke. På grund af
rollerbittenes knusende boring, er det nødvendigt med en meget høj bitvægt. Der er to
problemer forbundet med dette: 1) Hvis der er nok vægt tilrådelig stiller denne store krav til
lejerne 2) Det er ofte vanskeligheder med overhovedet at få tilstrækkelig vægt på bit (Specielt
for lange og ikke-vertikale brønder). På grund af basaltens skøre egenskaber bores den bedst
med en vis hammereffekt. Erfaringer fra to forskellige bit brugt offshore uden for Færøerne i
basaltsektion viser også at bittet med mindst offset og flest små tænder havde højere ROP, 1-6
m/t imod ½-1. Dette er nogenlunde samme borerate man observerede ved boringen af Lopra
brønden. Der var ingen tydelige tegn på slitage. Smith [ref geir børresen] anbefaler, med
erfaringerne fra de to bit, et bit med stort offset og så mange tænder som muligt. Smith har
erfaringer med boring i basalt fra Brasilien, men opbygningen af den Brasilianske basalt er for
os ukendt. Vi er dog i tvivl om offsettet spiller en større rolle i hårdt basalt fordi tænderne her
vil have problemer med at trænge ind i formationen.
Problematikken med antal tænder på bit kan beskrives følgende: Få tænder medfører stor kraft
på den enkelte tand og bittet vil levere få hårde slag mod formationen. Mange tænder, med
samme WOB, medfører mindre kraft på hver enkelt tand, men flere slag på formationen.
Bittene fra Longan viste at den sidst nævnte havde større succes i basalt.
Erfaringer fra mineindustrien, figur 9.2, viser at der skulle være mulighed for at opnå en
betydelig større ROP, ca. 12 - 24 m/t for et 12.5” bit.
Figur 10.1 Reduktion i % af ROP i forhold til differentialtrykket i brønden
130

Der skal bemærkes at denne rate er for meget korte huller. Ved overtryk i brønden falder raten
nogenlunde som vist i figur 9.1, men dette tyder stadig på at raten burde kunne øges
betydeligt. Alt i alt må vægten på bittet øges hvis rollerbits skal anvendes med succes i den
færøske basalt, hvilket igen sætter større krav til lejerne.
Figur 10.2 ROP i forhold til DRI for rulleborekroner ved stenbrudsdrift 200 – 381 mm
Hammerboring: Af de alternative metoder er hammerboring kommet nærmest kommerciel
status. Der er flere årsager at hammerboring er særlig effektiv i basalt: 1) Den hårde basalt
bores bedst med knusende boring. 2) På grund af hammerens høje partikkelfølsomhed kræves
effektiv rensning af borevæsken. Basalten er en krystalinsk bjergart med næsten ingen
sedimenter og knuses derfor i relativt store partikler, hvilket letter rensningen betydeligt. 3)
Basalten er en tæt stærk bjergart med meget lidt porøsitet og boring med saltopløsning er
derfor en mulighed i stedet for borevæske opvejet med partikler (eks bentonit og baryt). 4) De
partikler som kommer gennem rensesystemet vil bestå af basaltens mineraler, hvoraf det
hårdeste, plagioclas, er langt mindre abrasivt end kvarts. Det betyder længere levetid for
hammeren. Som det ses af figur 9.3, opnås større borerater med hammer end med
rulleborekroner for ens DRI. Figuren må ses med samme forbehold som figur 9.2 i forhold til
131

differentialtrykket. Vedr. AG-Itatoren er oplysningerne meget sparsomme, kontakt med
andergauge gav intet resultat, men konseptet ser ud til at fungere. Dette kunne måske være
værdt at tænke på ved manglende vægt på bit.
132

Figur 10.3 ROP i forhold til DRI for nedihuls-hammer ved stenbrudsdrift
Mini-disk bit: Er på sit nuværende udviklingsstadie ikke aktuel i olieboring. Konseptet har
dog vist
sig meget velegnet til basalt, gennem boringer af tunneller til vandkraftanlæg på
Færøerne
(3-5 m/t for en diameter på 3,35 m). En stor uventet fordel viste sig at være den
selvskærpende effekt basalten havde på selve diskerne, figur 9.4-D.
133

Figur 10.4 Forskellige slidmønstre. D) er selvskærpende
Jetassisteret boring: De to metoder til at skabe jeteffekt: 1) Tilføre højtryk på overfladen
kræver
en total forandring af konventionelt udstyr på boreriggen og må derfor siges at være
ret urealistiskt til boring i enhver formation 2) Tilføre trykket nede i hullet med en ”Down
Hole
Pump”, DHP, er kompatibelt med konventionelt udstyr, men er ikke på et stadie hvor
den er kommerciel særlig pga høj partikkelfølsomhed.
I appendix XX er en tabel over alle metoderne og deres egenskaber og fakta.
10.3 Fremtidigt arbejde
Det arbejde som vi har gjort har været med til at identificere nogle af de problemer som
foreligger når der bores i den færøske basalt. Vi har også foreslået nogle løsninger på disse
problemer, men vi har
ikke mulighed for bekræftelse af løsningerne. For bedre forståelse af
basaltens egenskaber, ville det være ønskeligt med flere laboratorietester. Disse kunne f.eks
være:
• Porøsitet
• Youngs modul
• Poissongs ratio
• Lydhastighed
• Triaksiel styrke
• Point load strength
• Muligvis udføre tester på de sedimentære lag mellem lavalagene, for at se på
hulstabilitet.
134

Der er stor mulighed for at porøsiteten har betydning for styrken af basalten, så det ville være
en god ide med porøsitets målinger af basalten.
Youngs modul og poissons ratio siger noget om bjergartens elasticitet, hvilket man kan gå ud
fra har en betydning for effektiviteten af slagpåvirkning på formationen.
Lydhastighed kan bruges som en indirekte parameter for formationens styrke, og det er
målinger som næsten altid udføres efter boring af en brønd. Derfor ville det være vigtigt med
en undersøgelse af sammenhængen herimellem.
Måling af triaksiel styrke vil sige noget mere om nedihuls situationer end enaksiel styrke.
Point load strength er en test som er meget let at udføre uden det store udstyr, den kan endda
udføres ude i felten, og bliver derfor meget brugt indenfor anlægsindustrien. Derfor ville det
være godt at kende noget til sammenhængen mellem point load strength og andre
bjergartsparametre.
Flere af disse ville desuden være behjælpelige til seismisk tolkning.
Når der bliver boret i hyaloklastitter, burde man også lave studier på dem omkring styrke,
borbarhed og hulstabilitet. Dette kunne, hvis man ikke har tilstrækkeligt med materiale fra
brønden, laves i hyaloklastitter fra en anden lokation. Man kan ud fra borekaks undersøgelser,
tyndslib o.l. eller evt sidekerner, finde frem til hyaloklastitter som har nogenlunde samme
egenskaber som de som findes nede i brønden.
En fremtidig prøveboring på Færøerne eller ev. på Island, hvor man afprøvede de nye
boremetoder som er udviklet, specielt hammerboring ville være interesant. Dette kunne være
gjort på en anden lokation end Lopra, for at se om f.eks. den nederste basaltserie findes under
Færøerne længer nord-øst på øerne, eller ev. hvor tykke serierne er på denne lokation. Dette
kunne gøres relativt billigt med en 4’’ vandhammer.
135

11 Referenser
1. A Fundamental Test for Parameter Evaluation; Summers, D.A., Blaine, J.G. High
Pressure Waterjet Laboratory; Rock Mechanics and Explosives Research Center;
University of Missouri-Rolla; Rolla, Missouri 65401 U.S.A.
2. Advanced Drilling Techniques; William C Maurer; Tulsa: Petroleum Publishing
Co.,1980
3. An Introduction to Petroleum Rock Mechanics, Bernt S. Aadnøy, Høgskolen i
Stavanger, 1997, Rev. 1, Jan. 1998.
4. Applied Drilling Engineering; Adam T. Bourgoyne Jr.; Keith K. Millheim; Martin E.
Chenevert; F.S. Young Jr.; Society of Petroleum Engineers; United States of America,
1991.
5. Critical and Optimum Traverse Rates in Jet Cutting; M. Hashish; Flow Industries, Inc;
21414-68 th Avenue South Kent, Washington 98031.
6. Cutting and drilling with abrasive water jets. Tim Røhne Tønnesen.Høgskolesenteret i
Rogaland, sivilingeniørutdanningen, Hovedopgave; Stavanger, 29.12.94
7. Experimental Evaluation of the Performance of Fan Jet Systems; Xu, J, Summers,
D.A.; High Pressure Waterjet Laboratory; University of Missouri-Rolla; Rolla,
Missouri 65401 U.S.A.
8. Fullprofilboring i færøyisk Basalt, Tore Movinkel, SINTEF bergteknikk, NTH-
Trondheim, 1988.
9. Geology of the Faroes, Jóannes Rasmussen and Arne Noe-Nygaard, Geological
Survey of Denmark I. Series No. 25, Copenhagen 1970.
136

10. Hard Rock Drilling, Accelerated Faroe Projekt, Projekt Summary; Advanced drilling
international.
11. Hard rock tunnel boring, Drillab Test methods, Amund Bruland, NTNU Trondheim,
Norges teknisk-naturvitenskabelige universitet, Doktor ingeniøravhandling 1998:81,
Institutt for bygg- og anlægsteknikk.
12. Hard rock tunnel boring, Geology and Site Investigations, Amund Bruland, NTNU
Trondheim, Norges teknisk-naturvitenskabelige universitet, Doktor
ingeniøravhandling 1998:81, Institutt for bygg- og anlægsteknikk.
13. Hard rock tunnel boring- The Boring Process; Amund Bruland; NTNU Trondheim,
Institutt for bygg- og anleggstekninkk; Trondheim, Norge, September 2000.
14. Hypervelocity Impact on Rock; G.B. Clark, C.J. Haas, J.W. Brown, D.A. Summers;
Rock Mechanics and Explosives Research Center; University of Missouri-Rolla;
Rolla, Missouri 65401 U.S.A.
15. Lessons learned in the use of low pressure abrasive waterjets for precision drilling and
cutting in mining.
16. Lopra-1/1A; E.H. Samuelsen, Ø. Patursson, H. Stakksund, Fródskaparsetur Føroya,
Náttúruvísinda deildin; Tórshavn 31/5-2001.
17. Mal for borbarhedsstudier, P. Horsrud, E. Fjær, O.M. Nes, J.H. Ulvensøen, T.S.
Dahlø, A. Bruland, B. Nilsen, M. Fejerskov. IKU rapport nr. 33.0643.00/01/95.
Trondheim, okt 1996.
18. Metodikk for valg av borekrone; Trond Skei Klausen; NTNU, Institutt for
Petroleumsteknologi og anvendt Geofysikk, Hovedoppgave; Bergen, 1996
19. OTC 13097, System for Water-Driven Downhole Hammer Drilling; Göran Tuomas,
Div. Of Water Res. Eng., Luleå University of Technology, Sweden. 2001.
137

20. Performance Enhancement of DIAdrill Operations, Wrght, D.E, Summers, D.A.
(drillingpapers: 188)
21. Personlig kontakt med Andreas Malmberg. Andreas.malmberg.gdrill@lkab.com
22. Personlig kontakt med Frederik Egerström. Frederik.egerstrom.wassara@lkab.com
23. Personlig kontakt med Geir Børresen. Tlf: +47 51 44 47 54
24. Personlig kontakt med James E. Friant. FRIANTJIM@aol.com
25. Personlig kontakt med Per Moe. perhmoe@online.no
26. Personlig kontakt med Tor Harald Hansen, Statoil.
27. Physical Fluid Dynamics; D.J. Tritton; Oxford University Press; Great Britain,
Suffolk; Second edition, 1999.
28. Some Industrial Applications of Cavijet; Andrew F. Conn et al; Hydronatics,
Incorporated, 7210 Pindell School Road, Laurel, Maryland 20810.
29. SPE 11060, The Development of Structured Cavitating Jets for Deep-Hole Bits; Virgil
E. Johnson et al. Sept 1982.
30. SPE 15518, A New Nozzle System To Achieve High ROP Drilling; R. Chia, R.
Smith; Smith Tools, 1986.
31. SPE 20460, A Method for Combined Jet and Mechanical Drilling; T. Butler, P.
Fontana, R. Otta; FlowDrill Corp. Sept 1990.
32. SPE 37579, Ultra-High Pressure Jet Assist of Mechanical Drilling; S.D. Veenhuizen,
J.J. Kolle, C.C. Rice. FlowDrill Corp, Mars 1997.
138

33. SPE 38581, Development and Testing of Downhole Pump for High-Pressure Jet-
Assist Drilling; S.D. Veenhuizen et al. Oktober 1997.
34. SPE 59182, Overcoming Hard Rock Drilling Challenges, H. Santos, J.C.R. Placido,
J.E. Oliveira, L. Gamboa, New Orleans, Louisiana, feb. 2000.
35. SPE 62858, New Cutting Structure Design Improves the Performance of The PDC Bit,
Mingguang Sun et al, Shengli Oilfield Inst, 2000
36. SPE 8442 (ella 6442?), Development of high pressure abrasive jet drilling; Fair, John
C.; Gulf Research and Development Co.
37. Steinbrudsdrift Pallboring, Prosjektrapport 12C-00, S. E. Aune, R. Bardal, O.
Johannessen, E. Hermanstad, V. Olsen, NTNU-Anleggsdrift (2000), Norges Teknisk-
naturvidenskabelige universitet.
38. The Effect of Rock Anisotropy on the Excavation Rate in Barre Granite; D.A.
Summers, J.F. Peters; Second international symposium on Jet Cutting Technology.
April 1974.
39. Undersøgelse af Basaltprøver fra Færøerne, P. Nepper-Christensen, Sag nr. RS-144,
Aalborg Portland, Aalborg, Oktober 1983.
40. Water Jet Cutting Related to Jet & Rock Properties; David A. Summers; Rock
Mechanics & Explosives Research Center; University of Missouri at Rolla.
41. Water Jet Penetration Into Rock; David A. Summers; First Annual Reoprt on Contract
DACAT45-69-C-0087.
42. www.andergauge.com
43. www.sdscorp.com.au
44. Øldir og Upphav, Jóannes Rasmussen, Forlag: Emil Thomsen, Tórshavn 1981.
139

140

Appendix L
PHOTOGRAPHS OF LABORATORY TEST METHODS,
EQUIPMENT AND METHODOLGY
Pre-cutting of a piece from a rock core for determination of Siever’s J-value.
A section of a Rock core sample showing the orientation to the pre-cut Siever’s J piece in relation
to the core axis and foliation.
I

Appendix L
Jaw crusher. Sieving Machine.
Brittleness test equipment. Brittleness test. Mortar with sample.
A sample prior to impacts. A sample subsequent to 20 impacts.
II

Appendix L
Siever’s J-Value test equipment. Close up of drill and Siever’s piece.
Miniature drills used to determine Siever’s J-Value. For scale, the marker is about 5.3 inches
(135 mm) long.
III

Appendix L
Abrasion Value (AV) and Abrasion Value Steel (AVS) test equipment.
AV (left) and AVS (right) test pieces.
AV (left) and AVS (right) test pieces subsequent to testing. For scale the right-hand test
piece is about 1.2 inches (30 mm).
IV

Billeder af Sievers J-forsøgene
Prøve 3
Prøve 4
Appendix K
I

Prøve 5
Prøve 7
Appendix K
II

Prøve 9
Prøve 10
Appendix K
III

Prøve 12
Prøve 13
Appendix K
IV

Prøve 14
Prøve 15a
Appendix K
V

Prøve
15b
Appendix K
VI

Appendix J
I

Appendix J
II

Appendix J
III

Appendix J
IV

Appendix J
V

Appendix J
VI

Appendix J
VII

Appendix J
VIII

Appendix J
IX

Billeder af brasilianske tester.
Prøve
3
Prøve 4
Prøve
5
Appendix I
I

Prøve 7
Prøve 9
Prøve
10
Appendix I
II

Prøve 12
Prøve 13
Prøve 14
Appendix I
III

Prøve 15b
Appendix I
IV

Appendix H
Billeder af prøverne og af nogle af lokationerne.
Prøve 3
Streymoyarsillin. Prøve 3 er taget fra denne lokation.
I

Prøve 5 og 4
Appendix H
Vágatunnilin. Prøve 4 og 5 er taget fra denne lokation. Prøve 14 er taget fra et andet sted i
tunnelen
II

Prøve
7 (til højre)
Appendix H
Gang på Stykkid. Prøve 7 er fra denne lokation.
III

Prøve 9
Appendix H
Gang på Sundshálsur. Prøve nr. 9 er fra denne gangen (midt i billedet), og prøve nr. 10 er
taget
fra den regulære basalt (ved siden af gangen).
IV

Prøve nr. 10
Prøve nr. 12
Appendix H
V

Appendix H
Forladt stenbrud ved Thorshavn. Prøve nr. 12 er fra denne lokation.
Prøve nr. 13
VI

Prøve 15a (nederst) og prøve 15b (øverst)
Appendix H
Prøve nr. 14. Denne prøve kommer fra samme tunnel som prøve 4 og 5.
VII

Appendix H
Stenbrud i Hundsarabotnur. Prøve nr. 15a og 15b kommer denne lokation.
VIII

Appendix G
I

Appendix F
Lokationer for prøverne som er testet i forbindelse med denne undersøgelse
Resultater fra undersøgelsen. Densiteten er målt på tørkede prøver og trykstyrken er målt
på firkantede prøver (25 * 25 * 45mm)
I

Billede af prøverne som blev testet
Appendix F
II

Appendix E
Vickers Hardness Number (VHN) for almindelige mineraler. [11]
MINERAL VHN (KG/MM2)
Corundum 2300
Quartz 1060
Garnet 1060
Olivine 980
Hematite 925
Pyrite 800
Plagioclase 800
Diopsid (clinopyroxene) 800
Magnetite 730
Orthoclase (alkali feldspar) 730
Augite (clinopyroxene) 640
Ilmenite 625
Hypersthene (orthopyroxene) 600
Hornblende (amphibole) 600
Chromite 600
Apatite 550
Dolomite 365
Pyrrhotite 310
Fluorite 265
Pentlandite 220
Sphalerite (zinc blende) 200
Chalcopyrite (copper pyrite) 195
Serpentine 175
Anhydrite 160
Calcite 125
Biotite 110
Galena (lead glance) 85
Chalcosite 65
Chlorite 50
Gypsum 50
Talc 20
Halite (rock salt) 17
Sylvite 10
I

Appendix D
Prøve 3 4 5 7 9 10 12 13 14 15a 15b
Plagioclasphenocryster 0 20 10 20 0 20 25 0 0 0 0
Zeolitter 0 0 20 0 0 15 0 0 0 0 0
Matrix 100 80 70 80 100 65 75 100 100 100 100
Prøvens sammensætning
Prøve 3 4 5 7 9 10 12 13 14 15a 15b
Plagioklas 75 50 20 40 62 17 44 69 38 68 66
Augite 21 25 20 45 29 70 44 25 40 29 26
Ler 3 15 20 0 3 0 3 0 14 0 0
Malm 1 10 20 15 7 13 8 7 7 3 3
Oxider 0 0 20 0 0 0 0 0 0 0 5
Mineralsammensætning for matrix
Prøve 3 4 5 7 9 10 12 13 14 15a 15b
Plagioklas 75 60 24 52 62 31 58 69 38 68 66
Augite 21 20 14 36 29 46 33 25 40 29 26
Ler 3 12 14 0 3 0 2 0 14 0 0
Malm 1 8 14 12 7 8 6 7 7 3 3
Oxider 0 0 14 0 0 0 0 0 0 0 5
Zeolit 0 0 20 0 0 15 0 0 0 0 0
Mineralsammensætning for hele prøven
MINERAL VHN
Plagioklas 800
Augite 640
ler 100
Malm 670
oxider 400
Zeolit 300
Vickers hårdhed for de forskellige mineraler
Prøve 3 4 5 7 9 10 12 13 14 15a 15b
Andel i VHNR
Plagioklas 602 480 192 416 495 248 466 549 308 544 531
Augite 132 128 90 230 183 291 213 157 258 186 163
ler 3 12 14 0 3 0 2 0 14 0 0
Malm 7 54 94 80 45 57 41 46 45 20 21
oxider 0 0 56 0 0 0 0 0 0 0 20
Zeolit 0 0 60 0 0 45 0 0 0 0 0
VHNR 744 674 505 727 726 641 723 752 626 750 735
VHNR for prøverne
I

Appendix C
RESULTAT FRA ANALYSER; 3 4 5 7 9
Sprøhetstall (11,2 - 16,0 mm) 39,4 55,8 58,5 35,5 30,7
Flisighetstall 1,34 1,24 1,28 1,26 1,32
Pakningsgrad 1 3 3 0 1
Densitet 2,93 2,80 2,50 3,00 2,98
Sievers J-verdi (par. foliasjon) 65,8 92,2 73,3 24,9 6
Slitasjeverdi hardmetall (AV) 1,5 0,5 0,5 2 2,5
Slitasjeverdi kutterstål (AVS) 9,7 7,5 0,5 8 4,5
BEREGNEDE INDEKSER: 3 4 5 7 9
Borsynkindeks DRI 49 67 69 40 28
Borslitasjeindeks BWI 22 10 9 30 45
Indeks for kutterringlevetid CLI 28,9 36,3 94,3 21,4 15,5
RESULTAT FRA ANALYSER; 10 12 13 14 15a 15b
Sprøhetstall (11,2 - 16,0 mm) 45,4 35,9 29,2 38,3 36,4 28,1
Flisighetstall 1,26 1,33 1,36 1,34 1,36 1,32
Pakningsgrad 1 1 0 1 1 1
Densitet 2,77 2,98 3,00 2,81 3,00 2,98
Sievers J-verdi (par. foliasjon) 68,9 61 17 86,6 29,1 77,9
Slitasjeverdi hardmetall (AV) 0,5 1 1 0,5 0,5 0,5
Slitasjeverdi kutterstål (AVS) 1,5 4 3 3,5 2 0,5
BEREGNEDE INDEKSER: 10 12 13 14 15a 15b
Borsynkindeks DRI 55 45 32 49 42 38
Borslitasjeindeks BWI 13 22 31 15 18 20
Indeks for kutterringlevetid CLI 60,3 39,5 27,0 47,6 38,8 96,5
I

Enaksielle kompressionstester
Brasilianske tester
Appendix B
Prøve Kompressionsstyrke (Mpa)
3 178,1
3,2 160,9
4 68,0
4,2 68,4
5 71,1
5,2 96,8
7 142,5
9 316,4
9,2 221,0
10 185,5
12 243,3
12,2 246,2
13 369,4
13,2 249,1
14 163,6
14,2 172,1
15a 301,4
15a.2 315,6
15b 201,8
Prøve Tensionsstyrke (Mpa)
3 9,7
3,2 14,8
3,3 9,6
4 4,1
4,2 5,2
5 4,5
7 13,3
7,2 11,7
9 24,0
9,2 19,6
10 10,2
10,2 8,6
12 17,5
12,2 17,9
13 17,3
13,2 24,0
13,3 20,0
14 9,0
14,2 8,9
14,3 10,7
15b 19,2
15b,2 17,7
I

Kort over Færøernes geologiske opbygning
Appendix A
I

Appendix M
Billeder af tyndslib. Det øverste billede er 12,5 gange forstørret og det nederste 57 gange.
Prøve nr. 3
I

Prøve
nr. 4
Appendix M
II

Prøve nr. 5
Appendix M
III

Prøve nr. 7
Appendix M
IV

Prøve nr. 9
Appendix M
V

Prøve nr. 10
Appendix M
VI

Prøve nr. 12
Appendix M
VII

Prøve nr. 13
Appendix M
VIII

Prøve nr. 14
Appendix M
IX

Prøve nr 15a
Appendix M
X

Prøve nr. 15b
Appendix M
XI

Appendix M
XII