NO162577B

NO162577B - DEVICE FOR EQUIPPING EQUIPMENT IS INSTALLED IN DRILL.

Info

Publication number: NO162577B
Application number: NO822976A
Authority: NO
Inventors: Ronald P Steiger
Original assignee: Exxon Production Research Co
Priority date: 1982-09-02
Filing date: 1982-09-02
Publication date: 1989-10-09
Also published as: NO822976L; NO162577C

Description

Oppfinnelsen vedrører en anordning egnet for bruk i et borehull for i det vesentlige å forhindre trykkdifferensiell fastsetting. Således vedrører oppfinnelsen bruken av forbedrede vektrør og annet brønnutstyr med et porøst belegg anordnet på i det minste en del av dette utstyr. The invention relates to a device suitable for use in a borehole to essentially prevent pressure differential fixation. Thus, the invention relates to the use of improved collar tubes and other well equipment with a porous coating arranged on at least part of this equipment.

Ved boring av oljebrønner, gassbrønner, utlutende injeksjon av brønner og andre borehull passerer man forbi forskjellige jordlag ved oppnåelsen av den ønskede dybde. Hver av disse underjordiske lag har spesielle fysiske parametre, When drilling oil wells, gas wells, leaching injection of wells and other boreholes, you pass by different soil layers when reaching the desired depth. Each of these underground layers has special physical parameters,

f, eks. porøsitet, væskeinnhold, hårdhet, trykk etc, som bevirker stadige forandringer under boringen. Boringen gjennom et jordlag tilveiebringer en viss mengde grus og friksjons-varme, hvorved begge deler må bli fjernet hvis effektiv boring skal opprettholdes. Ved rotasjonsboringsoperasjoner blir varme og stenbiter fjernet ved bruk av en væske kjent som borfluidum eller slam. De fleste boreapparater benytter en hul borestreng som er bygget opp av et antall borrørseksjoner og selvfølgelig en borkrone ved bunnen. Borfluidum sirkule-res ned gjennom borestrengen, ut gjennom åpninger i borkronen hvor det plukker opp stenbiter og varme og returnerer opp ringrommet mellom borestrengen og borehullveggen til overflaten. Der blir slammet siktet, fornyet og ført tilbake ned i borestrengen. f, e.g. porosity, liquid content, hardness, pressure etc., which cause constant changes during drilling. Drilling through a layer of soil provides a certain amount of gravel and frictional heat, both of which must be removed if efficient drilling is to be maintained. In rotary drilling operations, heat and rock pieces are removed using a liquid known as drilling fluid or mud. Most drilling rigs use a hollow drill string which is made up of a number of drill pipe sections and of course a drill bit at the bottom. Drilling fluid is circulated down through the drill string, out through openings in the drill bit where it picks up pieces of rock and heat and returns up the annulus between the drill string and the borehole wall to the surface. There, the mud is sieved, renewed and fed back down the drill string.

Borefluidum kan være så enkelt i sammensetning som klart vann eller det kan være en komplisert blanding av lei-rer, fortykningsmidler, oppløste uorganiske komponenter og vektmidler. Egenskapene for de gjennomborede geologiske jordlag og i en viss utstrekning boreapparatet bestemmer de fysiske parametre for borefluidumet. F. eks. ved boring gjennom et høytrykkslag, f. eks. en gassformasjon, må tettheten for borefluidumefc økes til det punkt at det hydrauliske eller hydrostatiske trykk for fluidumet er større enn trykket nede i hullet for jordlaget for å forhindre gasslekkasje til ringrommet som omgir borerøret og reduserer sjansen for en ut-blåsning . Drilling fluid can be as simple in composition as clear water or it can be a complicated mixture of clays, thickeners, dissolved inorganic components and weighting agents. The properties of the drilled geological soil layers and to a certain extent the drilling rig determine the physical parameters of the drilling fluid. For example when drilling through a high-pressure layer, e.g. a gas formation, the density of the drilling fluidfc must be increased to the point that the hydraulic or hydrostatic pressure of the fluid is greater than the downhole pressure of the soil layer to prevent gas leakage to the annulus surrounding the drill pipe and reduce the chance of a blowout.

I jordlag som er porøse av natur og i tillegg har In soil layers that are porous in nature and also have

et lavt formasjonstrykk opptrer et annet problem. Noe av a low formation pressure presents another problem. Something of

borefluidumet yil på grunn av sitt hydrostatiske trykk migrere ut i det porøse lag ± steden for å fullføre sin krets til overflaten. En felles løsning for dette problem er å benytte et borefluidum som inneholder Bentonittleire eller annen filtreringsstyrende tilsetning. Den porøse formasjon har en tendens til å filtrere filtreringsstyringstilsetningen fra borefluidumet og danne en filterkake på borehullveggen og derved forhindre utstrømning av borefluidum. Så lenge denne filterkake er intakt, vil meget lite fluidum bli tapt til formasjonen. the drilling fluid, due to its hydrostatic pressure, migrates out into the porous layer ± instead of completing its circuit to the surface. A common solution to this problem is to use a drilling fluid that contains Bentonite clay or another filtration-controlling additive. The porous formation tends to filter the filtration control additive from the drilling fluid and form a filter cake on the borehole wall thereby preventing outflow of drilling fluid. As long as this filter cake is intact, very little fluid will be lost to the formation.

Under boring vil den roterende borestreng være tett hosliggende til eller i kontakt med filterkaken. Hvis filterkaken er myk, tykk eller av dårlig kvalitet, eller hvis borestrengen fortynner filterkaken, vil det høyere hydrostatiske trykk for borefluidumet ha en tendens til å skyve borestrengen inn i filterkaken. I noen tilfeller vil borestrengen klebe seg til borehullveggen. Dette fenomen er kjent som differensialtrykkfastsetting eller hydrostatisk fastsetting. During drilling, the rotating drill string will be closely adjacent to or in contact with the filter cake. If the filter cake is soft, thick or of poor quality, or if the drill string thins the filter cake, the higher hydrostatic pressure of the drilling fluid will tend to push the drill string into the filter cake. In some cases, the drill string will stick to the borehole wall. This phenomenon is known as differential pressure settling or hydrostatic settling.

I alvorlige tilfeller vil det være umulig både å dreie borestrengen og å bevege den opp og ned gjennom borehullet. Det er dette problem som apparatet ifølge oppfinnelsen skal gi en løsning på. In severe cases, it will be impossible both to rotate the drill string and to move it up and down through the borehole. It is this problem that the device according to the invention should provide a solution to.

De to generelt benyttede metoder for å avhjelpe hydrostatiske eller differansialtrykkfastsetting angriper problemet fra forskjellige sider, den ene er et hjelpemiddel og den andre er forebyggende. The two generally used methods for remedying hydrostatic or differential pressure fixation attack the problem from different sides, one is an aid and the other is preventive.

Når en borestreng sitter fast mot en filterkake hosliggende til en porøs formasjon, benyttes hjelpemidlet i form av et kjemisk lokaliseringsmiddel. Det er først nødven-dig å bestemme hvor på borestrengen stedet den sitter fast på er beliggende. En slik metode innbefatter strekking av borestrengen ved å strekke den ved overflaten. Diagrammer er tilgjengelige som gir samhørighet mellom det resulterende strekk (pr. størrelse utøvet strekk) med fot eller meter borerør. Når denne informasjon er kjent, vil injeksjonen av vannbasert borefluidum bli avbrutt og lokaliseringsmiddel tilføres. Lokaliseringsmidlene er ofte oleofile sammenset-ninger og kan være oljebaserte borefluider, invertemulsjoner a/ vann i olje eller et materiale som er så lett tilgjengelig som f. eks. dieselolje. Etter at pluggen av 1590 - 7950 1 lokaliseringsmiddel er innført, vil tilsetningen av borefluidum påbegynnes på nytt. Pluggen av lokaliseringsmiddel fortsetter sin vei ned gjennom borestrengen og ut av borkronen, °PP gjennom brønnboringsringrommet til den når stedet for fastsittingen. Ved ankomst av lokaliseringsmidlet ved fast-sittingsstedet vil sirkulasjonen temporært stoppes. Fagmannen på området antar at det oljebaserte lokaliseringsmiddel har en tendens til å dehydratisere filterkaken i borehullveggen og bevirke at den brytes opp og tillater således at borestrengen blir fri. I alle tilfeller, når en bevegelse for borestrengen måles, vil sirkulasjon av borefluidum påbegynnes på nytt. Det skal iakttas at kostnadene med denne metode er høye og at vellykkede resultater bare opptrer i moderat grad. When a drill string is stuck against a filter cake adjacent to a porous formation, the aid is used in the form of a chemical localization agent. It is first necessary to determine where on the drill string the place it is stuck is located. One such method involves stretching the drill string by stretching it at the surface. Charts are available that correlate the resulting strain (per size exerted strain) with feet or meters of drill pipe. When this information is known, the injection of water-based drilling fluid will be interrupted and locating agent added. The locating agents are often oleophilic compositions and can be oil-based drilling fluids, water-in-oil invert emulsions or a material that is as readily available as e.g. diesel oil. After the plug of 1590 - 7950 1 locating agent has been introduced, the addition of drilling fluid will begin again. The plug of locating agent continues its way down through the drill string and out of the drill bit, °PP through the wellbore annulus until it reaches the location of the hold. Upon arrival of the locating agent at the fixed location, the circulation will be temporarily stopped. The expert in the field assumes that the oil-based locating agent has a tendency to dehydrate the filter cake in the borehole wall and cause it to break up and thus allow the drill string to become free. In all cases, when a movement of the drill string is measured, circulation of drilling fluid will be restarted. It should be noted that the costs of this method are high and that successful results only occur to a moderate extent.

En forhindrende fremgangsmåte for å mildne bore-strengfastsitting i porøse formasjoner innbefatter bruken av vektrør med renner, spiraler eller spor som er maskinert i de ytre flater. Denne metode benyttes i en mindre utstrekning enn lokaliseringsmiddelmetoden, da den innbefatter en høyere kapitalkostnad og resulterer i lettere vektrør. Vektrørene er selvfølgelig benyttet til det spesielle formål å tilføre vekt til den nedre ende av borstrengen. Følgelig vil lette vektrør ikke bli betraktet med stor entusiasme. Selv om disse vektrør er noe mer effektive i å forhindre fastsitt-ing, er de ikke immune mot problemet, da de ytre spor kan bli tilstoppet, blant annet med myk leire. A preventative method for mitigating drill string sticking in porous formations involves the use of collars with grooves, spirals or grooves machined into the outer surfaces. This method is used to a lesser extent than the locator method, as it involves a higher capital cost and results in lighter tubes. The weight pipes are of course used for the special purpose of adding weight to the lower end of the drill string. Consequently, lightweight neck tubes will not be regarded with great enthusiasm. Although these collars are somewhat more effective in preventing seizing, they are not immune to the problem, as the outer grooves can become clogged, including with soft clay.

Hensikten med foreliggende oppfinnelse er å til-veiebringe nedhulls brønnutstyr med redusert fastsetting på grunn av differensialtrykk. Spesielt innbefatter oppfinnelsen slikt utstyr med slitasjemotstandsdyktig porøse lag eller belegg. Disse belegg kan bli gjennomtrengt av et kjemisk lokaliseringsmiddel. The purpose of the present invention is to provide downhole well equipment with reduced fixation due to differential pressure. In particular, the invention includes such equipment with wear-resistant porous layers or coatings. These coatings can be penetrated by a chemical localization agent.

Utstyr som vanligvis krever slikt belegg vil enten være vektrørene eller loggeverktøy. Vektrør er i det vesentlige tunge borerørsseksjoner og er plassert mellom borkronen og den øyre seksjon av borerøret. De benyttes for å stabilisere borestrengen og vekten til borkronen under bore-operasjonene. Loggeverktøyene er instrumenter som senkes ned i et åpent borehull på en trådline eller kabel for å måle forskjellige formasjonsparametre, f. eks. motstandsevne, lyd-hastighet etc. Disse målinger blir overført til anvendbar informasjon med hensyn til f. eks. naturgass- eller oljeinn-hold. Equipment that usually requires such coating will either be the weight tubes or logging tools. Weight pipes are essentially heavy drill pipe sections and are placed between the drill bit and the outer section of the drill pipe. They are used to stabilize the drill string and the weight of the drill bit during the drilling operations. The logging tools are instruments that are lowered into an open borehole on a wireline or cable to measure various formation parameters, e.g. resistivity, sound speed, etc. These measurements are transferred to usable information with regard to e.g. natural gas or oil content.

Det anbragte porøse belegg er et som ikke gir en stor ubrutt flate mot filterkaken, men som tillater væske-migrering i belegget fra det åpne borehullområde til et kon-taktområde med filterkaken. Teoretisk kan det sis at det porøse beleggs evne til å tillate væske å strømme mot området for borestrengkontakten med den tynnere filterkake er den fysiske egenskap som forhindrer-vesentlig differansialtrykkfastsitting. The applied porous coating is one which does not provide a large unbroken surface against the filter cake, but which allows liquid migration in the coating from the open borehole area to a contact area with the filter cake. Theoretically, it can be said that the ability of the porous coating to allow fluid to flow towards the area of the drill string contact with the thinner filter cake is the physical property that prevents significant differential pressure sticking.

Det er videre antatt at porene i belegget kan im-pregneres med en oleofil sammensetning med en viskositet mellom den for en lett olje og et fettstoff og med evnen til å virke som et lokalisert "punkt"-middel. It is further believed that the pores of the coating can be impregnated with an oleophilic composition having a viscosity between that of a light oil and a fatty substance and with the ability to act as a localized "point" agent.

Oppfinnelsen er således kjennetegnet ved det som The invention is thus characterized by what

fremgår av kravene. appears from the requirements.

Oppfinnelsen skal i det følgende nærmere forklares ved hjelp av et utførelseseksempel som er fremstilt på teg-ningen, som viser: fig. 1 et skjematisk riss av en typisk borerigg, fig. 2 et tverrsnittsriss av et vektrør i et borehull. In the following, the invention will be explained in more detail with the help of an embodiment shown in the drawing, which shows: fig. 1 a schematic view of a typical drilling rig, fig. 2 a cross-sectional view of a collar pipe in a borehole.

En vanlig rotasjonsborerigg er vist på fig. 1. Delen under marken består av en borestreng og er bygget opp av øvre borerørseksjoner 103, vektrør 104 og borkrone 105. Rørseksjonene 103 og vektrørene 104 er noe mer enn gjengede hule rør som dreies av utstyr på overflaten. Vektrørene 104 er betydelig tyngre enn seksjonene av borerøret 103 fordi de er beregnet på å vektbelaste borkronen 105, stabilisere borestrengen og holde den i strekk. A typical rotary drilling rig is shown in fig. 1. The part below the ground consists of a drill string and is made up of upper drill pipe sections 103, weight pipe 104 and drill bit 105. The pipe sections 103 and weight pipes 104 are little more than threaded hollow pipes that are rotated by equipment on the surface. The weight pipes 104 are significantly heavier than the sections of the drill pipe 103 because they are intended to weight the drill bit 105, stabilize the drill string and keep it in tension.

Borestrengen dreies ved bruk av en kelly 102, et mange-kantet hult rør, ofte firkantet i tverrsnitt, som skrus inn i den øverste seksjon av borerøret 103. Kellyen dreies av et kraftdrevet rotasjonsbord 107 over en kellybøssing 108. Borestrengen og kellyen 102 understøttes av riggheiseutstyr The drill string is rotated using a kelly 102, a polygonal hollow tube, often square in cross-section, which is screwed into the top section of the drill pipe 103. The kelly is rotated by a power-driven rotary table 107 over a kelly bushing 108. The drill string and the kelly 102 are supported by rigging equipment

på boretårnet 106. on derrick 106.

Mens borestrengen dreies, blir et borefluidum eller slam pumpet inn i svivelen 101 fra en slange som er festet til forbindelsen 110. Borefluidumet fortsetter ned gjennom kellyen 102, det øvre borerør 103 og borkravene 104. Borefluidum strømmer ut gjennom åpninger i borkronen 105 og strømmer opp-over gjennom ringrommet mellom borehullveggen 109 og enten borkravene 104 eller borerørseksjonene. 103. Borefluidum for-later brønnen gjennom røret 111 for derpå følgende gjenvinn-ing, rengjøring og resirkulering. As the drill string is rotated, a drilling fluid or mud is pumped into the swivel 101 from a hose attached to the connection 110. The drilling fluid continues down through the kelly 102, the upper drill pipe 103 and the drill collars 104. The drilling fluid flows out through openings in the drill bit 105 and flows up -over through the annulus between the borehole wall 109 and either the drill collars 104 or the drill pipe sections. 103. Drilling fluid leaves the well through pipe 111 for subsequent recovery, cleaning and recycling.

Av illustrasjonsgrunner har den viste brønn et por-øst stratum eller lag 114. Brønnen er blitt behandlet med et. borefluidum som etterlot en filterkake 115. Brønnen har, slik de fleste oljebrønner har, et partielt foringsrør 112 som ender i en foringsrørsko 113. Brønnforingsrør sementeres på plass og tjener til å isolere de forskjellige trykkfcrma-sjoner og forhindre forurensning av vannførende strata eller jordlag med borefluidum og petroleum. For purposes of illustration, the well shown has a porous stratum or layer 114. The well has been treated with a. drilling fluid that left a filter cake 115. The well has, as most oil wells have, a partial casing 112 which ends in a casing shoe 113. The well casing is cemented in place and serves to isolate the various pressure formations and prevent contamination of water-bearing strata or soil layers with drilling fluid and petroleum.

Problemer med differansialtrykkfastsitting i en slik brønn vil vanligvis opptre ved grenseflaten mellom filterkaken 115 og borkraven 105. Problems with differential pressure fixation in such a well will usually occur at the interface between the filter cake 115 and the drill collar 105.

Fig. 2 viser i horisontalsnitt en situasjon i hvilken et vektrør 104, utformet i samsvar med foreliggende oppfinnelse, er i kontakt med en laytrykksformasjon 114 med en filterkake 115 utfelt derpå. Vektrøret 104 er utstyrt med det porøse belegg 150 i henhold til oppfinnelsen. Vektrøret 104 er i dette eksempel fastklemt i eller har slipt bort en del av filterkaken 115 og dannet et tynt område 155. Da det hydrostatiske trykk for borefluidumet i brønnboringsringrommet 154 er høyere enn trykket i formasjonen 114, vil det foreligge en potensiell differansialtrykkfastsettingssituasjon. Fig. 2 shows in horizontal section a situation in which a weight tube 104, designed in accordance with the present invention, is in contact with a lay pressure formation 114 with a filter cake 115 deposited thereon. The weighing tube 104 is equipped with the porous coating 150 according to the invention. In this example, the weight pipe 104 is clamped in or has ground away part of the filter cake 115 and formed a thin area 155. As the hydrostatic pressure of the drilling fluid in the wellbore annulus 154 is higher than the pressure in the formation 114, there will be a potential differential pressure setting situation.

Rrønnboringsutstyr ifølge foreliggende oppfinnelse, såsom vektrørene som er vist på 'fig. 1 og 2, eller forskjellig loggeverktøy, er utstyrt med et porøst belegg. Selv om sammen-setningen av belegget ikke er et kritisk trekk ved oppfinnelsen, er den mest ønskelig sammensetning utformet av slike me-taller som fester seg til stål, som benyttes i de fleste bore-innretninger etter riktig behandling og er korrosjons- og slitasjemotstandsdyktige i borehullomgivelser. Belegget kan også i seg ha dispergert et antall slipende partikler. Disse slipende partikler benyttes for å forlenge levetiden for belegget og kan være materialer, såsom CiC, WC, korund etc. Pipe drilling equipment according to the present invention, such as the weight pipes shown in 'fig. 1 and 2, or different logging tools, are equipped with a porous coating. Although the composition of the coating is not a critical feature of the invention, the most desirable composition is formed of such metals that adhere to steel, which are used in most drilling devices after proper treatment and are corrosion and wear resistant in borehole environments. The coating may also have dispersed a number of abrasive particles. These abrasive particles are used to extend the lifetime of the coating and can be materials such as CiC, WC, corundum etc.

Bruken av porøs keramikk og glassmaterialer som er tilstrekkelig sterke til å motstå den hårdhendte håndtering ved borerigghåndtering og borehullsomgivelser uten vesentlig degradering ligger selvfølgelig innenfor oppfinnelsens ramme. The use of porous ceramics and glass materials which are sufficiently strong to withstand the rough handling of drilling rig handling and borehole surroundings without significant degradation is of course within the scope of the invention.

T teorien forhindrer belegget differansialtrykk-fastssetting av to grunner. For det første vil den grove ytre flate av belegget ikke lett danne en tetning mellom utstyret og filterkaken. For det annet vil nettverk av små tunneler i belegget 150 tillate at høytrykksfluidumet i bore-hullringrommet 154 .vil strømme via en bane 153 til i nærheten av det høyeste differansialtrykk for å senke trykkdifferansi-alet ved grenseflaten mellom borkraven og filterkaken og mu-liggjøre bevegelse av borestrengen. The T theory prevents the coating differential pressure determination for two reasons. Firstly, the rough outer surface of the coating will not easily form a seal between the equipment and the filter cake. Secondly, the network of small tunnels in the lining 150 will allow the high-pressure fluid in the bore hole annulus 154 to flow via a path 153 to near the highest differential pressure to lower the pressure differential at the interface between the drill collar and the filter cake and enable movement of the drill string.

Belegget behøver ikke fullstendig å dekke det ytre område av utstyret. Det må imidlertid tildekke en tilstrekkelig del av utstyrets ytre flate til å forhindre differansial-trykkf astsetting . Belegget kan være flekkvis i sin dekning av utstyret. Den mest ønskede utforming innbefatter bånd av belegg. Belegget behøver ikke være jevnt i tykkelse, selv om dette er ønskelig, sett ut fra synspunktet med mindre fast-stoff oppbygging på borkraven. The coating does not have to completely cover the outer area of the equipment. However, it must cover a sufficient part of the equipment's outer surface to prevent differential-pressure attachment. The coating may be patchy in its coverage of the equipment. The most desired design includes bands of coating. The coating does not have to be uniform in thickness, although this is desirable, from the point of view of less solid build-up on the drill collar.

En annen ønsket utforming omfatter flere lag av belegg med forskjellig permeabilitet, f. eks. et .indre lag eller lag fremstilt med store partikler, og derved med en høyere permeabilitet, dekket av et ytre lag fremstilt av mindre partikler med lavere permeabilitet. Dette tillater at væske kan strømme hurtig gjennom det indre lag til kontaktom-rådet mens det ytre lag vil. være mindre utsatt for tilstopping. Another desired design includes several layers of coating with different permeability, e.g. an inner layer or layers made of large particles, and thus of a higher permeability, covered by an outer layer made of smaller particles of lower permeability. This allows liquid to flow rapidly through the inner layer to the contact area while the outer layer will. be less prone to clogging.

Fremstillingen av belegg kan finne sted ved bruk The production of coatings can take place during use

av hvilke som helst tidligere kjente metoder. Den ofte korro-sive omgivelse som foreligger ved borefluider vil i noen grad begrense valg av materiale som er egnet som belegg for boreutstyr. Imidlertid vil anvendelsen av pulverformede jernle-geringer med eller uten ekstra slipende materiale, såsom silisiumoksyd eller alundum til stål og jernsubstrater, være anvendbart og er vist i US patent nr. 2350179. Den prosess som er vist der foretar en delvis forsintrering av pulverne for dannelse av en preform, som svarer i form til den ønskede oppbygging. Den forsintrerte form blir plassert på sitt grunn-materiale, og begge heves til en temperatur som er egnet for sintring av partiklene og sammenbinding med understøttelsen eller bæreren. En reduserende atmosfære benyttes i det siste sintringstrinn. Det sintrede lag blir så valset enten mens det fremdeles er i sinterovnen eller kort etter uttak for å fremme adhesjonen mellom lagene. by any previously known methods. The often corrosive environment that exists with drilling fluids will to some extent limit the choice of material that is suitable as a coating for drilling equipment. However, the use of powdered iron alloys with or without additional abrasive material, such as silicon oxide or alundum for steel and iron substrates, will be applicable and is shown in US patent no. 2350179. The process shown there performs a partial presintering of the powders to form of a preform, which corresponds in shape to the desired structure. The sintered form is placed on its base material, and both are raised to a temperature suitable for sintering the particles and bonding with the support or carrier. A reducing atmosphere is used in the final sintering step. The sintered layer is then rolled either while still in the sintering furnace or shortly after withdrawal to promote adhesion between the layers.

En annen egnet metode for fremstilling av et porøst belegg på et boreutstyr er beskrevet i US patent nr. 3753757. Denne metode innbefatter først anbringelsen av en fortynnet polyisobutylenpolymer på utstyret. Polymeret danner en kleb-rig basis til hvilken metallpulveret vil feste seg. Et egnet metallpulver av jern, stål eller rustfritt stål blir så an-bragt på den klebrige flate, fortrinnsvis ved elektrostatisk sprøyting. Utstyret blir oppvarmet til en første temperatur som er tilstrekkelig til å flyktiggjøre isobutylenpolymer og en andre temperatur som er tilstrekkelig til å binde pulveret til seg selv og til utstyret. Another suitable method for producing a porous coating on drilling equipment is described in US Patent No. 3753757. This method first involves the application of a diluted polyisobutylene polymer to the equipment. The polymer forms a sticky base to which the metal powder will adhere. A suitable metal powder of iron, steel or stainless steel is then applied to the sticky surface, preferably by electrostatic spraying. The equipment is heated to a first temperature sufficient to volatilize the isobutylene polymer and a second temperature sufficient to bind the powder to itself and to the equipment.

De valgfrie slipende pulvere blir blandet med rae-tallpulvere ved eller før anbringelsestidspunktet. Sintringstemperaturen for de fleste slipemidler er betydelig høyere enn den for ethvert metall eller legering som i praksis er anvendbart på et boreutstyr. F. eks. vil sintringstemperaturen for wolframkarbid være 14 54 - 1482°C. Den vanlige sintringstempe-ratur for AISI C1020 karbonstål er generelt ca. 1093°C. En wolframkarbidpartikkel vil derfor komme gjennom pulversint-ringsprosessen i stor grad upåvirket. The optional abrasive powders are mixed with Rae number powders at or before the time of application. The sintering temperature of most abrasives is significantly higher than that of any metal or alloy that is practically applicable to a drilling equipment. For example the sintering temperature for tungsten carbide will be 14 54 - 1482°C. The usual sintering temperature for AISI C1020 carbon steel is generally approx. 1093°C. A tungsten carbide particle will therefore come through the powder sintering process largely unaffected.

Når jernholdige pulvere blir benyttet for å belegge utstyret, er behandling i overoppvarmet damp (538 - 593°C) over en kort tidslengde etter sintringen ønskelig. En slik behandling bevirker en økning i slitasje og kcrrosjonsmotstand for belegget ved tilveiebringelsen av et tynt lag av svart jernoksyd på det ytre av partiklene. When ferrous powders are used to coat the equipment, treatment in superheated steam (538 - 593°C) over a short period of time after sintering is desirable. Such a treatment causes an increase in wear and corrosion resistance for the coating by providing a thin layer of black iron oxide on the outside of the particles.

I alle tilfeller vil når utstyret er utstyrt med et porøst belegg dette kunne benyttes som ethvert ubelagt utstyr. Hvis det imidlertid er ønsket, kan de porøse åpninger i de ytre lag bli impregnert med en oleofil sammensetning med en viskositet mellom omtrent den for dieselolje og den for fett. Fettstoffet kan anbringes med en rekke metoder. F. eks. kan fettstoffene bli fortynnet i en flyktig hydrokarbon-oppløsning og sprøytet på utstyret. Når oppløsningsmidlet fordamper, vil fettet forbli såvel på overflaten til utstyret som i de ytre porer av det påførte belegg. Fettstoffene vil selvfølgelig også kunne anbringes ved pårulling eller børst-ing. De lettere hydrokarboner kan sprøytes eller børstes eller utstyret kan dyppes i hydrokarbon før bruk. In all cases, when the equipment is equipped with a porous coating, this can be used like any uncoated equipment. If desired, however, the porous openings in the outer layers may be impregnated with an oleophilic composition having a viscosity between approximately that of diesel oil and that of grease. The grease can be applied using a number of methods. For example the fatty substances can be diluted in a volatile hydrocarbon solution and sprayed onto the equipment. When the solvent evaporates, the grease will remain both on the surface of the equipment and in the outer pores of the applied coating. The fatty substances can of course also be applied by rolling on or brushing. The lighter hydrocarbons can be sprayed or brushed or the equipment can be dipped in hydrocarbon before use.

Den tilsatte oleofile sammensetning har en dobbelt funksjon. Primært tjener den som et lokalt "punkt"-middel. Imidlertid vil en viss smøreevne også være tilstede, særlig når tyngre hydrokarboner anvendes. The added oleophilic composition has a dual function. Primarily, it serves as a local "point" agent. However, a certain lubricity will also be present, especially when heavier hydrocarbons are used.

Sammenfattet er foreliggende oppfinnelse lett an-bringbar på såvel nytt som eksisterende brønnutstyr. Den benytter bare velkjent materiale og metoder for anvendelse og løser likevel et problem som inntil nu har vært betraktet som meget alvorlig. In summary, the present invention can be easily applied to both new and existing well equipment. It uses only well-known materials and methods of application and still solves a problem which until now has been considered very serious.

Det skal imidlertid forstås at det ovenstående bare er ment som illustrasjon og forklaring av oppfinnelsen, idet mange forandringer i størrelse, form, konstruksjonsma-teriale og utforming såvel som i detaljer ved den illustrerte konstruksjon kan gjennomføres innenfor oppfinnelsens ramme. However, it should be understood that the above is only intended as an illustration and explanation of the invention, since many changes in size, shape, construction material and design as well as in details of the illustrated construction can be carried out within the scope of the invention.

Claims

1. Device suitable for use in a borehole for the essential purpose of preventing pressure differential fixation, characterized in that it includes a substantially dense or impermeable inner part (104) with an adhered outer porous coating (150), the porosity contributing to the equalization of the pressure differences.

2. Device according to claim 1, characterized in that the outer coating (150) is made up of several layers.

3. Device according to claim 2, characterized in that the outermost layer is less permeable than at least one layer within.

4.' Device according to claim 1, characterized in that the outer coating is designed in the form of a band around the device.

5 . Device according to claim 1, characterized in that the outer coating has a mottled design.

6. Device according to claim 1, characterized in that at least part of the outer coating is impregnated with a locating agent (spotting agent).

7. Device according to claim 6, characterized in that the localization agent is an oleophilic composition with a viscosity approximately between that of diesel oil and that of lubricating grease•

8. Device according to claim 7, characterized in that the locating agent is diesel oil.

9. Device according to claim 1,2,3,4,5 or 6, characterized in that the outer coating includes an iron alloy.

10. Device according to claim 9, characterized in that the outer coating also contains a dispersed abrasive composition.

11. Device according to claim 10, characterized in that the abrasive composition is tungsten carbide.