NO163244B

NO163244B - REMOVABLE DEVICE FOR AA HIDDEN DIFFERENCE PRESSURE COOLING IBOREBROENNER.

Info

Publication number: NO163244B
Application number: NO841038A
Authority: NO
Inventors: Ronald Paul Steiger
Original assignee: Exxon Production Research Co
Priority date: 1983-03-17
Filing date: 1984-03-16
Publication date: 1990-01-15
Also published as: NO841038L; MY8700503A; AU562883B2; AU2583284A; CA1210321A; NO163244C

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører en anordning tilpasset for avtagbar innfesting til redskaper som anvendes i borehull, og beregnet på i hovedsak å hindre trykkdifferensiell fastsetting i borehullet. The present invention relates to a device adapted for removable attachment to tools used in boreholes, and intended to mainly prevent pressure differential fixation in the borehole.

Ved boring av oljebrønner, gassbrønner, lutinnsprøytnings-brønner og andre borehull passeres forskjellige sedimentære lag for å oppnå den ønskede dybde. Hver av disse sedimentære lag som befinner seg under jordens overflate har tilknytt- When drilling oil wells, gas wells, lye injection wells and other boreholes, different sedimentary layers are passed to achieve the desired depth. Each of these sedimentary layers located below the earth's surface has associated

ede fysiske parametre, f. eks. porøsitet, væskeinnhold, hardhet, trykk osv., som gjør boringsfaget til en kontinuerlig utfordring. Boring gjennom et sedimentert lag fremstiller en mengde bruddsten og friksjonsvarme, hvor hver av delene må fjernes om <7>et skal opprettholdes effektiv boring. I roter-, ende boreoperasjoner fjernes varme og bergavskallinger ved å anvende en væske kjent som borefluidum eller mud. De fleste roterende boreanordninger anvender en hul borestreng satt sammen av et antall borerørsseksjoner og en borekrone i bunn-en. Borefluidum blir sirkulert ned gjennom borestrengen, ut gjennom åpninger i borekronen hvor det tar med seg bergavskallinger og varme og returnerer opp det ringformede rommet mellom borestrengen og borehullveggen til overflaten. Der blir det silt, rekonstituert og ført tilbake ned i borestrengen. ede physical parameters, e.g. porosity, fluid content, hardness, pressure, etc., which make the drilling profession a continuous challenge. Drilling through a sedimented layer produces a quantity of broken rock and frictional heat, each of which must be removed if effective drilling is to be maintained. In rotary, end drilling operations, heat and rock scales are removed by using a liquid known as drilling fluid or mud. Most rotary drilling rigs use a hollow drill string made up of a number of drill pipe sections and a drill bit at the bottom. Drilling fluid is circulated down through the drill string, out through openings in the drill bit where it takes with it rock flakes and heat and returns up the annular space between the drill string and the borehole wall to the surface. There it is filtered, reconstituted and brought back down the drill string.

Borefluidum kan være så enkelt i sammensetning som klart vann eller det kan være en komplisert blanding av leire, fortykk-elsesmiddel, oppløste uorganiske komponenter og vektmidler. Drilling fluid can be as simple in composition as clear water or it can be a complicated mixture of clay, thickener, dissolved inorganic components and weighting agents.

Karakteristikken av de borede geologiske sedimentære lag og, The characteristics of the drilled geological sedimentary layers and,

i noen utstrekning, boreanordningen bestemmer de fysiske para-metrene av borefluidumet. F. eks, mens boring gjennom et høytrykkslag, f. eks. en gassformasjon, må tettheten av borefluidumet økes til det punkt at den hydrauliske eller hydrostatiske fluidumhøyden er større enn borehulltrykket i det to some extent, the drilling rig determines the physical parameters of the drilling fluid. For example, while drilling through a high-pressure layer, e.g. a gas formation, the density of the drilling fluid must be increased to the point that the hydraulic or hydrostatic fluid head is greater than the borehole pressure in the

sedimentære lag for å hindre gasslekkasje inn i det ringformede rommet som omgir borerøret og senker sjansene for en ut-blåsning • sedimentary layers to prevent gas leakage into the annular space surrounding the drill pipe and reduce the chances of a blowout •

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

et lavt formasjonstrykk, oppstår et annet problem. Noe av borefluidumet, på grunn av sin hydrostatiske høyde, flyter ut inn i de porøse lag heller enn å fullføre sitt kretsløp til overflaten. En vanlig løsning på dette problemet er å anvende et borefluidum som inneholder bentonittleire eller andre utsivingskontrollerende additiver. Den porøse formasjon tenderer å filtrere det utsivingskontrollerende additivet fra borefluidumet og danne en filterkake på borehullveggen, som derved hindrer utstrømming av borefluidum. Så lenge som denne filterkaken er intakt, mistes det svært lite fluidum til formasjonen. a low formation pressure, another problem arises. Some of the drilling fluid, due to its hydrostatic head, flows out into the porous layers rather than completing its circuit to the surface. A common solution to this problem is to use a drilling fluid that contains bentonite clay or other seepage control additives. The porous formation tends to filter the seepage-controlling additive from the drilling fluid and form a filter cake on the borehole wall, which thereby prevents the outflow of drilling fluid. As long as this filter cake is intact, very little fluid is lost to the formation.

Under boring er den roterende borestrengen nære ved eller i kontakt med filterkaken. Hvis filterkaken er myk, tykk eller av dårlig kvalitet, eller hvis borestrengen fortynner filterkaken, vil den høyere hydrostatiske høyden av borefluidumet tendere til å trykke borestrengen inn i filterkaken I noen tilfeller vil borestrengen sestte seg fast i borehullveggen. Dette fenomen er kjent som differenstrykk eller hydrostatisk forkiling. : I ekstreme tilfeller vil det være umulig både å dreie borestrengen og bevege den opp og ned i borehullet. During drilling, the rotating drill string is close to or in contact with the filter cake. If the filter cake is soft, thick or of poor quality, or if the drill string dilutes the filter cake, the higher hydrostatic head of the drilling fluid will tend to push the drill string into the filter cake. In some cases, the drill string will become stuck in the borehole wall. This phenomenon is known as differential pressure or hydrostatic wedging. : In extreme cases, it will be impossible to both rotate the drill string and move it up and down the borehole.

Det er dette problemet for hvilket anordningen ifølge oppfinnelsen er en løsning. It is this problem for which the device according to the invention is a solution.

De to vidt anvendte fremgangsmåtene for å dempe den hydrostatiske - el]er differenstrykkforkiling angriper problemet fra forskjellige sider, en er avhjelpende og den andre er forebyggende . The two widely used methods for mitigating the hydrostatic - or differential pressure wedging attack the problem from different sides, one is remedial and the other is preventive.

Når en borestreng er forkilt mot en filterkake ved en porøs formasjon, anvendes som hjelpemiddel kjemisk lokaliseringsmiddel. Det er først nødvendig å bestemme, hvor på borestrengen forkilingen har funnet sted. En slik fremgangsmåte innebæ-rer å strekke borestrengen ved å dra i den ved overflaten. Tabeller er tilgjengelige som samsvarer med det resulterende strekket (pr. størrelse av påført strekk) med antall meter av borerøret. Når denne informasjonen er kjent,, avbrytes inn-sprøytingen av vannbasert borefluidum og lokaliseringsmidlet settes til. Lokaliseringsmidlet er ofte oleofilske blandinger og kan være oljebaserte borefluider, inverterte oppløsninger av vann i olje eller et materiale som raskt er tilgjengelig som dieselolje. Etter stopp av massetilførsel innføres vanligvis 10 - 50 fat av lokaliseringsmiddel, hvoretter tilfør-sel av borefluidum starter på nytt. Massen av lokaliseringsmiddel fortsetter sin vei ned langs borestrengen, ut gjennom borehodet og opp det ringformede borehullet til det når stedet hvor forkii^ngen er. Ved ankomst av lokaliseringsmidlet til forkilingsstedet, opphører sirkulasjonen midlertidig. De dyktige i dette faget hevder at oljebasert lokaliseringsmiddel tenderer å dehydrere filterkaken i borehullveggen og forårsaker at den brekkes opp, og derved tillater den borestrengen å komme fri. I alle tilfeller, når bevegelse av borestrengen oppdages, opprettes sirkulasjon av borefluidumet. Det bør legges merke til at kostnadene med denne prosessen er høy og graden av å lykkes bare moderat i When a drill string is wedged against a filter cake in a porous formation, a chemical locating agent is used as an aid. It is first necessary to determine where on the drill string the wedging has taken place. Such a method involves stretching the drill string by pulling it at the surface. Tables are available that match the resulting strain (per magnitude of applied strain) with the number of meters of drill pipe. When this information is known, the injection of water-based drilling fluid is interrupted and the locating agent is added. The locating agent is often oleophilic mixtures and can be oil-based drilling fluids, inverted solutions of water in oil or a material that is quickly available such as diesel oil. After stopping the mass supply, 10 - 50 barrels of locating agent are usually introduced, after which the supply of drilling fluid starts again. The mass of locating agent continues its way down the drill string, out through the drill head and up the annular borehole until it reaches the location of the forking. On arrival of the locating agent at the pre-wedging site, the circulation temporarily ceases. Those skilled in the art claim that oil-based locating agent tends to dehydrate the filter cake in the borehole wall and cause it to break up, thereby allowing the drill string to come free. In all cases, when movement of the drill string is detected, circulation of the drilling fluid is established. It should be noted that the costs of this process are high and the rate of success only moderate

En forebyggende fremgangsmåte for å dempe borestrengforkiling i porøse formasjoner medfører anvendelsen av vektrør som har riller, spiraler eller utsparinger maskinert i den ytre overflaten. Denne fremgangsmåten er anvendt i mindre grad enn lokaliseringsmiddelfremgangsmåten, siden den involverer en høy kapitalkostnad og resulterer i lettere vektrør. Vektrør er anvendt for det spesielle formål å tilføre vekt til den nedre delen av borestrengen. Følgelig er lette vektrør ikke betraktet med meget entusiasme.. Selv om disse vektrørene er noe mer effektive i å hindre forkiling, er de ikke immune for problemet, siden de utvendige sporene kan tettes igjen, blant annet med myk leire. A preventive method for mitigating drill string wedging in porous formations involves the use of collars that have grooves, spirals or recesses machined into the outer surface. This method has been used to a lesser extent than the locator method, since it involves a high capital cost and results in lighter tubes. Weight pipes are used for the special purpose of adding weight to the lower part of the drill string. Consequently, lightweight collars are not regarded with much enthusiasm.. Although these collars are somewhat more effective in preventing wedging, they are not immune to the problem, since the external grooves can be sealed, including with soft clay.

Formålet med oppfinnelsen er å tilveiebringe borehullredskap som reduserer følsomheten overfor differenstrykkforkiling. Dette oppnås med en anordning av den innledningsvis nevnte art, som kjennetegnes ved at den innbefatter et indre i hovedsak kontinuerlig underlag-, et ytre porøst belegg med tilstrekkelig porøsitet til å utligne trykkforskjeller, og innretninger for avtagbar innfesting av anordningen til nevnte redskap. The purpose of the invention is to provide borehole tools that reduce the sensitivity to differential pressure wedging. This is achieved with a device of the type mentioned at the outset, which is characterized by the fact that it includes an inner, essentially continuous substrate, an outer porous coating with sufficient porosity to compensate for pressure differences, and devices for removable attachment of the device to said tool.

Redskapene som vanligvis trenger et slikt belegg vil være enten vektrørene eller loggeinstrumenter. Vektrørene er vesentlig tunge borerørseksjoner og er plassert mellom borekronen og den øvre delen av borerøret. De anvendes for å stabilisere borestrengen og legger vekt til borekronen under boreopera-sjonene. Loggeredskapene er instrumenter som senkes ned i det åpne borehullet på en wireline eller kabel for å måle forskjellige formasjonsparametre, f. eks. resistivitet, son-isk hastighet etc. Disse målingene blir så overført til an-vendbare informasjoner med hensyn til f. eks. naturgass eller oljeinnhold. The tools that usually need such a coating will be either the weight tubes or logging instruments. The weight tubes are essentially heavy drill pipe sections and are placed between the drill bit and the upper part of the drill pipe. They are used to stabilize the drill string and add weight to the drill bit during drilling operations. The logging tools are instruments that are lowered into the open borehole on a wireline or cable to measure various formation parameters, e.g. resistivity, sonic velocity, etc. These measurements are then transferred into usable information with regard to e.g. natural gas or oil content.

Det påførte porøse belegget ifølge den foreliggende oppfinnelse er et som ikke gir et stort ubrutt overflateområde ;.r filterkaken, men tillater væske å flyte inne i belegget fra det åpne borehullområdet til et område i kontakt med filterkaken. Det bør være åpenbart at borehullredskapen, enten den er permanent belagt med et porøst belegg eller kun dekket med et avtagbart porøst belegg, gir en hovedsakelig ikke-porøs eller kontinuerlig overflate under det innerste laget av belegget. Det er ifølge teorien det at det porøse beleggets evne til å tillate væske å strømme mot det området av borestrengens kontakt med den fortynnede filterkaken som er den fysiske egen-skap som hindrer faktisk differenstrykkforkiling. The applied porous coating according to the present invention is one which does not provide a large unbroken surface area for the filter cake, but allows liquid to flow within the coating from the open borehole area to an area in contact with the filter cake. It should be apparent that the downhole tool, whether permanently coated with a porous coating or covered only with a removable porous coating, provides a substantially non-porous or continuous surface below the innermost layer of the coating. According to the theory, it is the ability of the porous coating to allow liquid to flow towards the area of the drill string's contact with the diluted filter cake that is the physical property that prevents actual differential pressure wedging.

Det er ytterligere vurdert at porene i belegget må være impregnert med en oleofilsk blanding som har en viskositet mellom den til en lett olje og en grease og ha evnen til å virke som et lokaliseringsmiddel. It is further considered that the pores of the coating must be impregnated with an oleophilic mixture which has a viscosity between that of a light oil and a grease and has the ability to act as a locating agent.

Tegningene viser: The drawings show:

Fig. 1 er en skjematisk fremstilling av en typisk borerigg. Fig. 2 er et tverrsnitt av et vektrør i et borehull som har et permanent enkelt lag av porøst materiale festet til seg. Fig. 3 er et tverrsnitt av et vektrør i et borehull som har flere lag av porøst materiale festet til seg. Fig. 4A er en sideprojeksjon av et brønnredskap som har spettede lag av porøst materiale festet på seg. Fig. 4B er en sideprojeksjon av et brønnredskap som har bånd av permanente lag av porøst materiale festet på seg. Fig. 5A er en sideprojeksjon av et avtagbart porøst belegg passende for anvendelse på et brønnredskap. Fig. 5B er en variant av det avtagbare porøse belegg, som vist i fig. 5A. Fig. 1 is a schematic representation of a typical drilling rig. Fig. 2 is a cross-section of a casing in a borehole having a permanent single layer of porous material attached to it. Fig. 3 is a cross-section of a weight pipe in a borehole which has several layers of porous material attached to it. Fig. 4A is a side projection of a well tool having patchy layers of porous material attached thereto. Fig. 4B is a side projection of a well tool having bands of permanent layers of porous material attached thereto. Fig. 5A is a side projection of a removable porous coating suitable for use on a well tool. Fig. 5B is a variant of the removable porous coating, as shown in fig. 5A.

En konvensjonell roterende borerigg er vist i fig. 1. Delen under grunnen består av en borestreng og er satt sammen av en øvre borerørdel 103, vektrør 104 og borekronen 105. Rør-delene 103 og vektrørene 104 er noe mer enn gjengede hule rør som roteres av utstyr på overflaten. Vektrørene 104 er signifikant tyngre enn seksjonene i borerøret 103, fordi de er tiltenkt å legge vekt på borekronen 105 for å stabilisere borestrengen og å holde den i strekk. A conventional rotary drilling rig is shown in fig. 1. The part below ground consists of a drill string and is assembled from an upper drill pipe part 103, weight pipe 104 and drill bit 105. The pipe parts 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 in the drill pipe 103, because they are intended to add weight to the drill bit 105 to stabilize the drill string and to keep it in tension.

Borestrengen blir dreiet ved hjelp av en kelly 102, et mange-kantet rør ofte kvadratisk i tverrsnitt, som er skrudd på toppdelen av borerøret 103. Kellyen blir dreid ved et driv-ende rotasjonsbord 107 gjennom et kellyopplager 108. Borestrengen og kellyen 102 er oppstøttet av riggheiseutstyr på boretårnet 106. The drill string is rotated by means of a kelly 102, a polygonal tube often square in cross-section, which is screwed onto the top part of the drill pipe 103. The kelly is rotated by a drive-end rotary table 107 through a kelly bearing 108. The drill string and the kelly 102 are supported of rig hoisting equipment on derrick 106.

Mens borestrengen dreies, pumpes et borefluidum eller mud inn i svivelen 101 fra en slange festet til en forbindelse 110. Borefluidumet fortsetter videre ned gjennom kellyen 102, det øvre borerør 103 og vektrørene 104. Borefluidumet går ut gjennom åpninger i borekronen 103 og strømmer oppover gjennom det ringformede rommet mellom borehullveggen 109 og enten vektrørene 104 eller borerørdelene 103. Borefluidum forlater brønnen gjennom røret 111 for påfølgende gjenvinning, rekon-stituering og resirkulering. While the drill string is rotated, a drilling fluid or mud is pumped into the swivel 101 from a hose attached to a connection 110. The drilling fluid continues down through the kelly 102, the upper drill pipe 103 and the weight pipes 104. The drilling fluid exits through openings in the drill bit 103 and flows upward through the annular space between the borehole wall 109 and either the weight pipes 104 or the drill pipe parts 103. Drilling fluid leaves the well through the pipe 111 for subsequent recovery, reconstitution and recycling.

For illustrasjonsformål har den tegnede brønnen et porøst se-dimentært lag 114. Brønnen er blitt behandlet med et borefluidum som etterlater en filterkake 115. Brønnen har, som de fleste oljebrønner har, et partielt foringsrør 112 som av-sluttes ved en foringsrørkrave 113. Borebrønnsforingsrør er sementert i stilling og tjener til å isolere de forskjellige sammentrykte formasjonene og for å hindre forurensning av vannbærende sedimentære lag med borefluidum og petroleum. For illustration purposes, the drawn well has a porous sedimentary layer 114. The well has been treated with a drilling fluid that leaves a filter cake 115. The well has, as most oil wells have, a partial casing 112 which is terminated by a casing collar 113. Drill well casing is cemented in position and serves to isolate the various compressed formations and to prevent contamination of water-bearing sedimentary layers with drilling fluid and petroleum.

Problemene med differenstrykkforkiling i en slik brønn vil vanligvis oppstå ved grenseflaten mellom filterkaken 115 og vektrøret 104. The problems with differential pressure wedging in such a well will usually occur at the interface between the filter cake 115 and the neck tube 104.

Fig. 2 fremstiller, i horisontalt tverrsnitt, en situasjon hvor et vektrør 104 tilvirket i samsvar med foreliggende oppfinnelse er i kontakt med en lavtrykksformasjon 114 som har en filterkake 115 satt på denne. Vektrøret 104 har det opp-funnede porøse belegget 150 plassert rundt seg. V<_<?->trøret 104 danner, i dette eksempel, trykket inn i eller slitt av en del av filterkaken 115, et tynt område 155. Siden det hydrostatiske trykket av borefluidumet i det ringformede borehullet 154 er høyere enn trykket i formasjonen 114, er en potensiell differenstrykkforkilingssituasjon tilstede. Fig. 2 shows, in horizontal cross-section, a situation where a weight tube 104 manufactured in accordance with the present invention is in contact with a low-pressure formation 114 which has a filter cake 115 placed on it. The weighing tube 104 has the invented porous coating 150 placed around it. The V<_<?->tre tube 104, in this example, pressed into or worn by a part of the filter cake 115, forms a thin area 155. Since the hydrostatic pressure of the drilling fluid in the annular borehole 154 is higher than the pressure in the formation 114 , a potential differential pressure wedging situation is present.

Brønnboreredskapen i den foreliggende oppfinnelse, slik som vektrør fremstilt i fig. 1 og 2, eller forskjellige logge-verktøy, har et porøst belegg på seg. Ønskede beleggsbland-inger innbefatter de'metallene som adherer til det stålet som anvendes i de fleste boreredskaper etter korrekt behandling. De er korrosjonsresistente og slitesterke i borehullomgivelsene. Belegget kan også ha fordelt i seg et antall av slipe-middel eller slitesterke partikler. Disse slipemidlene anvendes for å forlenge levetiden av belegget og kan være materialer slik som SiC, WC, korundum etc. The well drilling tool in the present invention, such as the weight tube produced in fig. 1 and 2, or various logging tools, have a porous coating on them. Desired coating mixtures include those metals which adhere to the steel used in most drilling tools after proper treatment. They are corrosion-resistant and durable in the borehole environment. The coating may also have distributed within it a number of abrasive or wear-resistant particles. These abrasives are used to extend the life of the coating and can be materials such as SiC, WC, corundum etc.

Anvendelsen av porøse keramiske glassmaterialer eller plast som er tilstrekkelig sterke for å motta påkjenningene ved rigghåndtering og borehullomgivelsene uten vesentlig forring-else er innenfor rammen av denne oppfinnelsen. The use of porous ceramic glass materials or plastics which are sufficiently strong to receive the stresses of rig handling and the borehole environment without significant deterioration is within the scope of this invention.

Teoretisk hindrer belegget differenstrykkforkiling av to grunner. For det første tilveiebringer ikke den grove utvendige overflaten av belegget noen rask tetting mellom redskapen og filterkaken. For det andre tillater nettverket av små kanaler inne i belegget 150 høytrykksfluidumet i borehullrom-met 154 å strømme via en bane 153 til området med høyest differenst•vkk for å senke differenstrykket ved grenseflaten mellom vektrøret og filterkaken og muliggjøre bevegelse av borestrengen. Theoretically, the coating prevents differential pressure wedging for two reasons. First, the rough outer surface of the coating does not provide a quick seal between the tool and the filter cake. Second, the network of small channels inside the casing 150 allows the high-pressure fluid in the borehole space 154 to flow via a path 153 to the area of highest differential pressure to lower the differential pressure at the interface between the casing and the filter cake and enable movement of the drill string.

En annen ønskelig utforming er fremstilt i fig. 3 og medfører multiple beleggslag av ulik gjennomtrengelighet, f. eks. et innvendig lag 156 eller flere lag fremstilt med store partikler og har derved en høyere gjennomtrengelighet, dekket av et ytre lag 150 fremstilt av mindre partikler som har mindre gjennomtrengelighet. Dette tillater væsken å strømme hurtig gjennom det innvendige laget til kontaktområdet mens det ytre laget vil være mindre følsomt overfor gjentetting. Another desirable design is shown in fig. 3 and entails multiple coating layers of different permeability, e.g. an inner layer 156 or several layers made of large particles and thereby having a higher permeability, covered by an outer layer 150 made of smaller particles which have less permeability. This allows the fluid to flow quickly through the inner layer to the contact area while the outer layer will be less susceptible to resealing.

Belegget trenger ikke å fullstendig dekke den utvendige fla-ten av redskapen. Det må imidlertid dekke et tilstrekkelig område av redskapens ytre overflate for å hindre differenstrykkforkiling . Belegget er vist i fig. 4A og kan være spettet 157 i sitt dekke av redskapen. Den mest ønskede ut-formingen medfører beleggsbånd 158, som vist i fig. 4B. Belegget behøver ikke å være uniformt i tykkelse i noen av til-fellene, selv om dette er ønsket ut fra det synspunkt at mindre materier bygger seg opp på vektrøret 104. Fremstilling av belegget kan finne sted etter enhver velkjent fremgangsmåte i faget. De ofte korrosive omgivelsene som presenteres av borefluider begrenser noe valget av materialer som er passende som belegg for boreredskapene. Imidlertid er påføring av jernstøvlegeringer med eller uten tilsetning av slipemiddelmateriale, slik som silisiumoksyd eller alundum til stål- og jernsubstrater, vist i US patent 2350179. Fremgangsmåten vist i dette forsintrer delvis støvet for å skape en forutgående form samsvarende med formen til det tiltenkte underlaget. Den forsintrede formen blir plassert på sitt underlagsmateriale, og begge blir hevet til en temperatur av-passet for sintrering av' partiklene og som binder dem til støtten. En reduserende atmosfære anvendes i de senere sint-reringstrinn. Det sintrede laget blir så valset enten mens det fremdeles er i sintreringsovnen eller kort etter dets ut-gang for å forøke adhesjonen mellom lagene. The coating does not have to completely cover the outer surface of the utensil. However, it must cover a sufficient area of the tool's outer surface to prevent differential pressure wedging. The coating is shown in fig. 4A and may be spiked 157 in its cover by the tool. The most desired design involves coating band 158, as shown in fig. 4B. The coating does not have to be uniform in thickness in any of the cases, although this is desired from the point of view that smaller materials build up on the neck tube 104. Production of the coating can take place according to any method well known in the art. The often corrosive environment presented by drilling fluids somewhat limits the choice of materials that are suitable as coatings for the drilling tools. However, the application of iron dust alloys with or without the addition of an abrasive material, such as silicon oxide or alunum to steel and iron substrates, is shown in US patent 2350179. The process shown therein partially sinters the dust to create a preform conforming to the shape of the intended substrate. The pre-sintered mold is placed on its substrate, and both are raised to a temperature suitable for sintering the particles and which binds them to the support. A reducing atmosphere is used in the later sintering steps. The sintered layer is then rolled either while it is still in the sintering furnace or shortly after its exit to increase the adhesion between the layers.

En annen passende fremgangsmåte for fremstilling av et porøst belegg på et boreredskap er beskrevet i US patent 3753757. Denne fremgangsmåten medfører at det først påføres en for-tynnet polyisobutylenpolymer på redskapen. Polymeret danner en klebrig basis hvorved metallstøvet vil adhere. ^t passende metallstøv av jern, stål eller rustfritt stål blir så tilført til den klebrige overflaten, fortrinnsvis ved elek-trostatisk sprøyting. Redskapen blir oppvarmet til en første temperatur som er tilstrekkelig til å fordampe isobutylen-polymeret og en andre temperatur tilstrekkelig til å binde støvet til seg selv og redskapen. Another suitable method for producing a porous coating on a drilling tool is described in US patent 3753757. This method entails that a diluted polyisobutylene polymer is first applied to the tool. The polymer forms a sticky base to which the metal dust will adhere. Suitable metal dust of iron, steel or stainless steel is then applied to the tacky surface, preferably by electrostatic spraying. The tool is heated to a first temperature sufficient to vaporize the isobutylene polymer and a second temperature sufficient to bind the dust to itself and the tool.

Tilleggsslipemiddelstøvet blir blandet med metallstøvet ved eller før tidspunktet for påføring. Sintreringstemperaturen for de fleste slipemidler er signifikant høyere enn det for ethvert metall eller legering som realistisk kan anvendes på et boreredskap. F. eks. er sintreringstemperaturene for tungstenkarbid 1454 - 1482°C. Den vanlige sintreringstemperaturen for AISI C1020 karbonstål er vanligvis omkring 1093°C. En tungstenkarbidpartikkel kommer derfor gjennom støvsintrer-ingsprosessen i det vesentlige uaffektert. The additional abrasive dust is mixed with the metal dust at or before the time of application. The sintering temperature of most abrasives is significantly higher than that of any metal or alloy that can realistically be used on a drilling tool. For example the sintering temperatures for tungsten carbide are 1454 - 1482°C. The usual sintering temperature for AISI C1020 carbon steel is usually around 1093°C. A tungsten carbide particle therefore comes through the dust sintering process essentially unaffected.

Når ferrostøv anvendes for å belegge redskapen, er det ønsket med behandling i overopphetet damp (538 - 593°C) for en korte-re tid etter sintreringen. Slik behandling forårsaker en øk-ning av slite- og korrosjonsstyrken av belegget ved fremstilling av et tynt lag av svart jernoksyd på utsiden av partiklene. When ferrous dust is used to coat the tool, treatment in superheated steam (538 - 593°C) for a shorter time after sintering is desired. Such treatment causes an increase in the wear and corrosion resistance of the coating by producing a thin layer of black iron oxide on the outside of the particles.

En annen fremgangsmåte for å plassere et porøst belegg på boreredskap medfører anvendelsen av fjernbare anordninger, slik som de vist i fig. 5A og 5B. Fig. 5A viser en fjernbar beleggssammenstilling, hvor et tynt ikke-porøst lag 160 beleg-ges med et gjennomtrengelig lag 162 fremstilt etter fremgangsmåten besk -*vet ovenfor. To eller flere deler er hengslet sammen ved hengsel 164. De to halvdelene svinger sammen over et borehullsredskap og boltes sammen ved å anvende innsunkede bolthull 166 og mutterhull 168. Hull 181 kan skjæres gjennom laget 160 for å påvirke begge sidene av det gjennomtrengelige laget 162. På denne måten kan gjennomtrengeligheten av laget 162 overvåkes gjennom livsløpet til sammenstillingen. Another method of placing a porous coating on drilling tools involves the use of removable devices, such as those shown in fig. 5A and 5B. Fig. 5A shows a removable coating assembly, where a thin non-porous layer 160 is coated with a permeable layer 162 produced according to the method described above. Two or more parts are hinged together at hinge 164. The two halves swing together over a downhole tool and are bolted together using countersunk bolt holes 166 and nut holes 168. Holes 181 can be cut through layer 160 to affect both sides of permeable layer 162. In this way, the permeability of the layer 162 can be monitored throughout the life of the assembly.

Fig. 5B viser en annen utførelse av en fjernbar beleggings-sammenstilling. Denne utførelsen anvender to like halvdeler, hvor den ene er vist 170. Hver halvdel har fingre 172 langs sammenføyningskanten som passer inn i korresponderende utsparinger på den andre halvdelen. Når de monteres rundt et boreredskap, innsettes en pinne 174 gjennom en rekke huller som er på linje gjennom de korresponderende fingrene 172. Fig. 5B shows another embodiment of a removable coating assembly. This embodiment uses two equal halves, one of which is shown 170. Each half has fingers 172 along the joining edge which fit into corresponding recesses on the other half. When mounted around a drilling tool, a pin 174 is inserted through a series of holes which are aligned through the corresponding fingers 172.

To pinner 174 holder sammenstillingen sammen. Alternativt Two pins 174 hold the assembly together. Alternatively

kan et hengsel, som vist i fig. 5A, erstattes av et sett av korresponderende fingre. Sammenstillingshalvdelen 17 0 er tilvirket av et ikke-porøst underlag 178, for å tilføre styrke til sammenstillingen, og det porøse belegget 180. Huller 181 kan også integreres i dette design. can a hinge, as shown in fig. 5A, is replaced by a set of corresponding fingers. The assembly half 170 is made of a non-porous substrate 178, to add strength to the assembly, and the porous coating 180. Holes 181 can also be integrated into this design.

Lengden av beleggssammenstillingen, vist i fig. 5A og 5B, er ikke spesielt kritisk. Dens område må være tilstrekkelig til å dekke boreredskapen for å hindre forkiling. Bestemmelse av størrelse avhenger av egenskapene til den involverte bore-brønn. Den fjernbare beleggssammenstillingen bør passe tett inn mot boreredskapen hvor den installeres. Et flertall kan plasseres på et enkelt boreredskap og danne en fullstendig dekning eller et antall bånd. The length of the coating assembly, shown in fig. 5A and 5B, is not particularly critical. Its area must be sufficient to cover the drilling tool to prevent wedging. Determination of size depends on the characteristics of the borehole involved. The removable coating assembly should fit snugly against the drilling tool where it is installed. A plurality can be placed on a single drilling tool and form a complete cover or a number of bands.

Det porøse belegget på den avtagbare beleggssammenstillingen, vist i fig. 5A og 5B, kan være spettet, lagt i bånd eller tilvirkes av multiple lag som har ulik porøsitet, som beskrevet ovenfor. Belegget kan også inneholde slipemiddelresisten-te materialer, som nevnt ovenfor. The porous coating on the removable coating assembly, shown in FIG. 5A and 5B, may be spotted, banded or made of multiple layers having different porosity, as described above. The coating can also contain abrasive-resistant materials, as mentioned above.

Den fjernbare sammenstillingen, vist i fig. 5A og 5B, er spesielt passende for lettere borehullredskaper, slik som loggeinstrumenter. Disse kan fremstilles av plast, metall, glass, keramikk eller slitesterke blandingsmaterialer. The removable assembly, shown in fig. 5A and 5B, are particularly suitable for lighter downhole tools, such as logging instruments. These can be made of plastic, metal, glass, ceramics or durable mixed materials.

I alle tilfeller, når redskapene er utstyrt med et porøst belegg, anvendes de som ethvert ubelagt redskap. imidlertid, hvis det ønskes, kan de porøse åpningene i det ytre laget im-pregneres med en oleofilsk blanding som har en viskositet mellom omtrent den til dieselolje og omtrent den til grease. Grease kan tilføres ved et antall fremgangsmåter. F. eks. kan greasen fortynnes i en flyktig hydrokarbonoppløsning og sprayes på redskapen. Når løsemidlet fordamper, vil greasen forbli både på overflaten av redskapen og i de ytre porene av det påførte belegget. Greasen kan åpenbart også tilføres ved rulle eller kost. De lettere hydrokarbonene kan sprayes eller kostes på, eller redskapen kan dyppes ned i hydrokarbonet før bruk. In all cases, when the tools are equipped with a porous coating, they are used like any uncoated tool. however, if desired, the porous openings in the outer layer may be impregnated with an oleophilic composition having a viscosity between about that of diesel oil and about that of grease. Grease can be applied by a number of methods. For example the grease can be diluted in a volatile hydrocarbon solution and sprayed onto the tool. When the solvent evaporates, the grease will remain both on the surface of the utensil and in the outer pores of the applied coating. The grease can obviously also be applied by roller or brush. The lighter hydrocarbons can be sprayed or brushed on, or the tool can be dipped into the hydrocarbon before use.

Den tilførte oleofilske blandingen har to funksjoner. Den tjener primært som et lokaliseringsmiddel. Imidlertid noe smøreevne finner også sted spesielt når tyngre hydrokarboner påføres. The added oleophilic mixture has two functions. It serves primarily as a means of localization. However, some lubricity also occurs especially when heavier hydrocarbons are applied.

I sum er den foreliggende oppfinnelse hurtig påførbar til enten ny eller eksisterende boreredskap. Den anvender bare kjente materialer og fremgangsmåter for påføring og løser likevel et til nå alvorlig problem. In sum, the present invention can be quickly applied to either new or existing drilling tools. It uses only known materials and methods of application and still solves a hitherto serious problem.

Claims

1. Device adapted for removable attachment to tools used in boreholes, and intended mainly to prevent pressure differential fixation in the borehole, characterized in that it includes an inner, essentially continuous substrate (160), an outer porous coating (162) with sufficient porosity to to equalize pressure differences, and devices for removable attachment of the device to said tool.

2. Device according to claim 1, characterized in that the outer coating is in several layers.

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

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

5. Device according to claim 1, characterized in that the outer coating is of a speckled shape.

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

7. Device according to claim 6, characterized in that the locating agent is an oleophilic mixture which has a viscosity between about that of diesel oil and about that of grease.

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

9. Device according to claim 1, characterized in that the outer coating also contains a distributed abrasive mixture.

10. Device according to claim 9, characterized in that the abrasive mixture is tungsten carbide.

11. Device according to claim 1, characterized in that the device for removable attachment of the device includes bolts.

12. Device according to claim 1, characterized in that the device for removable attachment of the device includes finger braids and pins.

13. Device according to claim 1, characterized in that the essentially continuous substrates have holes through them.

14. Device according to claims 1-13, characterized in that the borehole tool is a weight pipe.

15. Device According to claims 1-13, characterized in that the borehole tool is a logging tool.