NO20231138A1 - Et borevæsketaps-behandlingsfluid - Google Patents
Et borevæsketaps-behandlingsfluid Download PDFInfo
- Publication number
- NO20231138A1 NO20231138A1 NO20231138A NO20231138A NO20231138A1 NO 20231138 A1 NO20231138 A1 NO 20231138A1 NO 20231138 A NO20231138 A NO 20231138A NO 20231138 A NO20231138 A NO 20231138A NO 20231138 A1 NO20231138 A1 NO 20231138A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- tank
- polymer
- polymer grains
- mud loss
- oil
- Prior art date
Links
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 86
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 71
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 25
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 24
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 12
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 11
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 9
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims description 8
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 6
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 6
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 5
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 claims description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 3
- 206010042674 Swelling Diseases 0.000 description 22
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 17
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 238000005204 segregation Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/502—Oil-based compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Treatment Of Sludge (AREA)
Description
Et mud loss treatment fluid A mud loss treatment fluid
Oppfinnelsen gjelder et mud loss treatment fluid og en fremgangsmåte for å bruke et slikt mud loss treatment fluid. The invention relates to a mud loss treatment fluid and a method for using such a mud loss treatment fluid.
Mer bestemt gjelder oppfinnelsen en blanding av vannsvellende polymerkorn (1) lagret i en inert bæreveske (2) mht. svelling, hvor bærevæsken (2) omfatter en olje (3) som er blandet ut med et gelmasse-dannende middel (4) og innrettet til å lagres i en borestreng- (5) båren tank (6) bak en drill bit (7), slik at bærevæsken (2, 3, 4) under trykk er innrettet til å presses ut gjennom et tankutløp (61) som en useparert masse av polymerkorn (1) i gelmasse (2, 3, 4), og innrettet til deretter å blandes med passerende vannholdig borefluid (8) utenfor tankutløpet og transporteres til og trenge inn i en mud loss sone (8) som omgir et borehull (9). More specifically, the invention relates to a mixture of water-swelling polymer grains (1) stored in an inert carrier bag (2) in terms of swelling, where the carrier fluid (2) comprises an oil (3) mixed with a gelling agent (4) and arranged to be stored in a drill string (5) borne tank (6) behind a drill bit (7) , so that the carrier liquid (2, 3, 4) under pressure is arranged to be pushed out through a tank outlet (61) as an unseparated mass of polymer grains (1) in gel mass (2, 3, 4), and arranged to then be mixed with passing aqueous drilling fluid (8) outside the tank outlet and is transported to and penetrates into a mud loss zone (8) which surrounds a borehole (9).
Bakgrunnsteknikk: Background technique:
Det er kjent å frigjøre vannsvellende polymerpartikler fra en borerørstreng-båren tank til boreslammet for å løpe ut til en mud loss sone under boring, og trenge inn i bergarter eller frakturer i den geologiske formasjonen for å svelle og dermed tette formasjonen slik at man stopper eller reduserer mud loss. It is known to release water-swelling polymer particles from a drill string-borne tank into the drilling mud to run out to a mud loss zone during drilling, and penetrate rocks or fractures in the geological formation to swell and thereby seal the formation so as to stop or reduces mud loss.
Søkeren har gjort eksperimenter med å anordne polymerkorn (1) som et oppknust pulver av tørt, potensielt vannsvellende polymer med kornstørrelsesfordelingen under 2 mm i en inert olje i en tank (6), og sette disse under trykk slik at de skal løpe ut gjennom et tankutløp (61) for så å blandes med vannholdig borefluid for å starte å svelle. Slikt pulver vil ofte omfatte polymerkorn (1) som er flakformet. Flakformede korn med skarpe kanter har en tendens til å gripe inn i hverandre og bygge opp en plugg som gir friksjon mot tankveggen og den kanal som polymerkornene skal passere gjennom. Vi har i lab testing brukt en tyntflytende baseolje å fylle opp tomrommet i polymerkolonnen (porerommet). For tørr, pakket og vibrert polymer er dette porerommet ca.40% (av volum). Ideen vi hadde var at når trykket økte i polymerbeholderen for å utløse bunnventilen ville poretrykket i bærevæsken holde polymerkornene fra hverandre og frigjøring/tømming av tanken uten segregering, det gjorde det ikke, oljen trykkes ut først. Oljens høye viskositet i polymerkolonnen i tanken gjør at oljen på grunn av permeabiliteten i de pakkede polymerkornene lett dreneres ut først, tyntflytende bærevæske utnytter permeabiliteten til polymerkolonnen og mer eller mindre dreneres ut uten å ta polymer med på turen og etterlater en olje-våt mengde av korn i tanken og tankutløpet som vanskelig lar seg trykke ut gjennom tankutløpet (61), og har lett for å danne en gummilignende plugg når den kommer i kontakt med vann og starter å svelle før den kommer videre ut gjennom borekronen, og i utilstrekkelig grad lar seg trenge inn i den omgivende geologiske formasjonen. The applicant has made experiments with arranging polymer grains (1) as a crushed powder of dry, potentially water-swelling polymer with a grain size distribution below 2 mm in an inert oil in a tank (6), and pressurizing these so that they run out through a tank outlet (61) to then mix with aqueous drilling fluid to start swelling. Such powder will often comprise polymer grains (1) which are flake-shaped. Flake-shaped grains with sharp edges tend to engage each other and build up a plug that provides friction against the tank wall and the channel through which the polymer grains must pass. In lab testing, we have used a thin base oil to fill up the empty space in the polymer column (pore space). For dry, packed and vibrated polymer, this pore space is approx. 40% (by volume). The idea we had was that when the pressure increased in the polymer container to trigger the bottom valve the pore pressure in the carrier fluid would keep the polymer grains apart and release/empty the tank without segregation, it didn't, the oil is pushed out first. The high viscosity of the oil in the polymer column in the tank means that, due to the permeability of the packed polymer grains, the oil is easily drained out first, thin-flowing carrier fluid utilizes the permeability of the polymer column and more or less drains out without taking polymer along for the ride, leaving an oil-wet amount of grain in the tank and tank outlet which is difficult to push out through the tank outlet (61), and tends to form a rubber-like plug when it comes into contact with water and starts to swell before it continues out through the drill bit, and insufficiently allows penetrate into the surrounding geological formation.
Kort sammenfatning av oppfinnelsen Brief summary of the invention
Oppfinnelsen gir en løsning på dette problemet og er et mud loss treatment fluid omfattende potensielt vannsvellende polymerkorn (1), The invention provides a solution to this problem and is a mud loss treatment fluid comprising potentially water-swelling polymer grains (1),
- hvor polymerkornene (1) har en partikkelstørrelsesfordeling opp til 2 mm - where the polymer grains (1) have a particle size distribution of up to 2 mm
- hvor polymerkornene (1) utgjør en pakket, vibrert kornblanding - where the polymer grains (1) constitute a packed, vibrated grain mixture
- hvor tilgjengelig porerom i polymerkornblandingen er fortrinnsvis helt fylt med en inert bæreveske (2) mht. svelling - where the available pore space in the polymer grain mixture is preferably completely filled with an inert carrier bag (2) in terms of swelling
- hvor bærevæsken (2) omfatter en olje (3) som er blandet ut med et gelmassedannende middel (4) - where the carrier liquid (2) comprises an oil (3) which has been mixed with a gel mass-forming agent (4)
- hvor bærevæsken (2) i form av olje-gelmassen (3, 4) og polymerkornene (1) er innrettet til å lagres i en borestreng- (5) båren tank (6) bak en drill bit (7), - where the carrier fluid (2) in the form of the oil-gel mass (3, 4) and the polymer grains (1) are arranged to be stored in a drill string (5) supported tank (6) behind a drill bit (7),
- slik at bærevæsken (2, 3, 4) under trykk er innrettet til å presses ut gjennom et tankutløp (61) som en useparert masse av polymerkorn (1) i gelmasse (2, 3, 4), - hvor olje-gelmassen (2, 3, 4) er innrettet til under lagring og under passasjen gjennom tankutløpet (61) å utgjøre en hinne omkring polymerkornene (1) og å utsettes for skjærkrefter etter passasjen ut gjennom tankutløpet (61) og resulterende frigjøring fra polymerkornene (1) slik at polymerkornense eksponeres for det vannholdige borefluidet (8) og begynne å svelle. - so that the carrier liquid (2, 3, 4) under pressure is arranged to be pushed out through a tank outlet (61) as an unseparated mass of polymer grains (1) in gel mass (2, 3, 4), - where the oil-gel mass ( 2, 3, 4) are designed to form a membrane around the polymer grains (1) during storage and during the passage through the tank outlet (61) and to be exposed to shear forces after the passage out through the tank outlet (61) and resulting release from the polymer grains (1) as that polymer grains are exposed to the aqueous drilling fluid (8) and begin to swell.
Oppfinnelsen er også en fremgangsmåte for å bruke en slik mud loss treatment fluid angitt i selvstendig krav. The invention is also a method for using such a mud loss treatment fluid stated in independent claims.
Kort figurforklaring Short figure explanation
Fig.1: er en illustrasjon av en del av en rørseksjon bak en borekrone, hvor der er anordnet en tank med vannsvellende partikler lagret i olje med lav viskositet, altså at oljen er tyntflytende. Figuren illustrerer problemets bakgrunn i forbindelse med at tanken er fylt og pakket med en kornstørrelsesfordelt mengde av vannsvellende partikler og hvor porerommene mellom alle partiklene er fylt med en nøytral olje av lav viskositet, altså tyntflytende, slik at partiklene ikke sveller under lagring i oljen. Partiklene er gjerne i form av oppknuste flak av et ellers vannsvellende polymer. Fig.1: is an illustration of part of a pipe section behind a drill bit, where there is a tank with water-swelling particles stored in low-viscosity oil, meaning that the oil is thin. The figure illustrates the background of the problem in connection with the fact that the tank is filled and packed with a quantity of water-swelling particles divided by grain size and where the pore spaces between all the particles are filled with a neutral oil of low viscosity, i.e. thin, so that the particles do not swell during storage in the oil. The particles are usually in the form of crushed flakes of an otherwise water-swelling polymer.
Fig.2 illustrerer at et innløp er åpnet til tanken med det vannsvellende materialet i lav-viskositetsolje, altså tyntflytende, helt eller delvis fortrenger oljen i carrier fluid / partikkelblandingen, og således drenerer ut oljen gjennom utløpet. Her er det altså risiko for blokkering av utløpet med partikler, og uønsket inntregning av vannholdig borefluid til partiklene og dermed initieres tidlig svelling som kan gi en seig masse som dårlig trenger ut gjennom utløpet, og som kan være for tidlig svellet i forhold til de poreåpninger som den skal trenge inn i i mud loss sonen. Fig.2 illustrates that an inlet is opened to the tank with the water-swelling material in low-viscosity oil, i.e. thin, completely or partially displaces the oil in the carrier fluid / particle mixture, and thus drains the oil out through the outlet. Here, there is therefore a risk of blocking the outlet with particles, and unwanted penetration of aqueous drilling fluid into the particles, and thus early swelling is initiated, which can produce a tough mass that does not penetrate well through the outlet, and which may be too early swollen in relation to the pore openings which it will penetrate into in the mud loss zone.
Fig.3 illustrerer en løsning på problemene beskrevet ovenfor og som angitt i oppfinnelsen, hvor carrier fluid (2, 3, 4) har en så høy viskositet, altså tregtflytende, at den bærer med seg partiklene (1) ut gjennom utløpet uten at de i særlig grad blokkerer utløpet, og hvor partiklene transporteres videre til den lekkende formasjonen for eksempel via borekronen. Det er også mulig å la utløpet gå direkte til BHA annulus. Fig.3 illustrates a solution to the problems described above and as indicated in the invention, where the carrier fluid (2, 3, 4) has such a high viscosity, i.e. slow-flowing, that it carries the particles (1) out through the outlet without them in particular blocks the outlet, and where the particles are transported further to the leaking formation, for example via the drill bit. It is also possible to let the outlet go directly to the BHA annulus.
Fig.4 illustrerer en utførelse av oppfinnelsen med en borestrengseksjon med en annulær lagringstank med mud loss treatment fluid (1, 2, 3, 4) ifølge oppfinnelsen lagret i tanken (6) og med et innløp (60) for det viskøse borefluid fra borerørstrengen (5). Det er også anordnet i en utførelse et stempel i tanken for å skille mellom den innkommende trykkfluid som er borefluidet, og det viskøse borefluidet (1, 2, 3, 4). I denne utførelsen er det vist en kule som er droppet for å blokkere hovedboringen slik at fluidet skal løpe inn gjennom innløpet (60) og mud loss treatment fluid (1, 2, 3, 4) skal trenge gjennom utløpet (61). Fig.4 illustrates an embodiment of the invention with a drill string section with an annular storage tank with mud loss treatment fluid (1, 2, 3, 4) according to the invention stored in the tank (6) and with an inlet (60) for the viscous drilling fluid from the drill pipe string (5). A piston is also arranged in one embodiment in the tank to distinguish between the incoming pressure fluid, which is the drilling fluid, and the viscous drilling fluid (1, 2, 3, 4). In this embodiment, a ball is shown which has been dropped to block the main bore so that the fluid will run in through the inlet (60) and the mud loss treatment fluid (1, 2, 3, 4) will penetrate through the outlet (61).
Fig.5 illustrerer en videreutvikling av oppfinnelsen hvor de vannsvellende partiklene (1) i en utførelse er tilnærmet sfæriske og har en størrelsesfordeling, og ellers er lagret i tanken i et carrier fluid (2, 3, 4) som har en viskositet som gjør at den drar med seg partiklene (1) ut gjennom utløpet (61) i stedet for å dreneres ut av partikkelmengden. Partiklenes sfæriske form vil bidra til redusert friksjon under utpumpingen. Fig.5 illustrates a further development of the invention where the water-swelling particles (1) in one embodiment are approximately spherical and have a size distribution, and are otherwise stored in the tank in a carrier fluid (2, 3, 4) which has a viscosity which means that it drags the particles (1) out through the outlet (61) instead of being drained out of the particle mass. The spherical shape of the particles will contribute to reduced friction during pumping.
Beskrivelse av utførelser av oppfinnelsen Description of embodiments of the invention
Oppfinnelsen frembringer et mud loss treatment fluid omfattende potensielt vannsvellende polymerkorn (1) (som ikke ennå er utsatt for vann), The invention provides a mud loss treatment fluid comprising potentially water-swelling polymer grains (1) (not yet exposed to water),
- hvor polymerkornene (1) har en partikkelstørrelsesfordeling fortrinnsvis opp til 2 mm - where the polymer grains (1) have a particle size distribution preferably of up to 2 mm
- hvor polymerkornene (1) utgjør en pakket, vibrert kornblanding - where the polymer grains (1) constitute a packed, vibrated grain mixture
- hvor tilgjengelig porerom i polymerkornblandingen er fortrinnsvis helt fylt med en inert bæreveske (2) mht. svelling, hvor bærevæsken (2) omfatter en olje (3) som er blandet ut med et gelmassedannende middel (4) - where the available pore space in the polymer grain mixture is preferably completely filled with an inert carrier bag (2) in terms of swelling, where the carrier liquid (2) comprises an oil (3) which is mixed with a gel mass-forming agent (4)
- hvor bærevæsken (2) i form av olje-gelmassen (3, 4) og polymerkornene (1) er innrettet til å lagres i en borestreng- (5) båren tank (6) bak en drill bit (7), - where the carrier fluid (2) in the form of the oil-gel mass (3, 4) and the polymer grains (1) are arranged to be stored in a drill string (5) supported tank (6) behind a drill bit (7),
- slik at bærevæsken (2, 3, 4) under trykk er innrettet til å presses ut gjennom et tankutløp (61) som en useparert masse av polymerkorn (1) i gelmasse (2, 3, 4). - so that the carrier fluid (2, 3, 4) under pressure is arranged to be pushed out through a tank outlet (61) as an unseparated mass of polymer grains (1) in gel mass (2, 3, 4).
Mud loss treatment fluid (1, 2, 3, 4) er i en utførelse innrettet til å blandes med passerende vannholdig borefluid (8) utenfor tankutløpet og transporteres til og trenge inn i en mud loss sone (8) som omgir et borehull (9). Mud loss treatment fluid (1, 2, 3, 4) is in one embodiment arranged to mix with passing aqueous drilling fluid (8) outside the tank outlet and is transported to and penetrate into a mud loss zone (8) which surrounds a borehole (9 ).
Slik er polymerkornene innrettet til å fortsette å svelle inne i bergartene eller frakturene i mud loss sone (8) og stopper fluidtap. In this way, the polymer grains are designed to continue swelling inside the rocks or fractures in the mud loss zone (8) and stop fluid loss.
I en utførelse av oppfinnelsen er olje-gelmassen (2, 3, 4) innrettet til under lagring og under passasjen gjennom tankutløpet (61) å utgjøre en hinne omkring polymerkornene (1) og å utsettes for skjærkrefter etter passasje ut gjennom tankutløpet (61) og resulterende frigjøring fra polymerkornene (1) slik at polymerkornene eksponeres for vannholdig borefluid (8) for å begynne å svelle. In an embodiment of the invention, the oil-gel mass (2, 3, 4) is designed to form a membrane around the polymer grains (1) during storage and during passage through the tank outlet (61) and to be exposed to shear forces after passage out through the tank outlet (61) and resulting release from the polymer grains (1) so that the polymer grains are exposed to aqueous drilling fluid (8) to begin swelling.
I en utførelse av oppfinnelsen er viskositeten til olje-gelmassen (2, 3, 4) tilpasset å kunne trykkes ut av tanken som en samlet olje-gelmasse (2, 3, 4) sammen med polymerkornene (1) uten å segregeres under boreaktuelle temperaturer. Olje-gelmassen med partikler kan dermed ha en enda høyere viskositet under fremstilling og "pakking" i tanken (6) i laboratoriet eller på dekk, og fremstå som en ganske fast masse som nærmest kan mekanisk bearbeides, eller som må varmes opp for å bringes inn i tanken. In one embodiment of the invention, the viscosity of the oil-gel mass (2, 3, 4) is adapted to be able to be pressed out of the tank as a combined oil-gel mass (2, 3, 4) together with the polymer grains (1) without segregating under actual drilling temperatures . The oil-gel mass with particles can thus have an even higher viscosity during production and "packing" in the tank (6) in the laboratory or on deck, and appear as a fairly solid mass that can almost be mechanically processed, or that must be heated to bring into the tank.
I en utførelse av oppfinnelsen er polymerkornene (1) et oppknust pulver av tørt, potensielt vannsvellende polymer med kornstørrelsesfordelingen under 2 mm. Slikt pulver vil ofte omfatte polymerkorn (1) som er flakformet. Flakformede korn med skarpe kanter har en tendens til å gripe inn i hverandre og bygge opp en plugg som gir friksjon mot tankveggen og den kanal som polymerkornene skal passere gjennom, men vi mener at carrier fluid (2) med høy viskositet vil avhjelpe denne ulempen i stor grad og bringe polymerkornene (1) ut gjennom utløpet. In one embodiment of the invention, the polymer grains (1) are a crushed powder of dry, potentially water-swelling polymer with a grain size distribution below 2 mm. Such powder will often comprise polymer grains (1) which are flake-shaped. Flake-shaped grains with sharp edges tend to engage each other and build up a plug that causes friction against the tank wall and the channel through which the polymer grains will pass, but we believe that carrier fluid (2) with a high viscosity will remedy this disadvantage in to a large extent and bring the polymer grains (1) out through the outlet.
I en utførelse av oppfinnelsen er altså polymerkornene (1) er et oppknust pulver av tørt, potensielt vannsvellende polymer med kornstørrelsesfordelingen under 2 mm. In one embodiment of the invention, the polymer grains (1) are thus a crushed powder of dry, potentially water-swelling polymer with a grain size distribution below 2 mm.
I en utførelse av oppfinnelsen er bærevæsken (2) i form av olje-gelmassen (3, 4) og polymerkornene (1) lagret i en borestreng- (5) båren tank (6) bak en drill bit (7), hvor tanken (6) er sylindrisk og har et bakstempel (62) innrettet til motta baktrykk fra borerørstrengen (5) og til å trykke mot bærevæsken (2,3, 4) og polymerkornene (1) i retning av tankutløpet (61). Tanken kan være sylindrisk og anordnet i en borerørseksjon fortrinnsvis bak vektrørene i en borestreng. Tanken kan være annulær sylindrisk slik som indikert i Fig.3 og 4 og 5, hvor det er vist aksiale lengdesnitt. In one embodiment of the invention, the carrier fluid (2) in the form of the oil-gel mass (3, 4) and the polymer grains (1) are stored in a drill string (5) supported tank (6) behind a drill bit (7), where the tank ( 6) is cylindrical and has a back piston (62) arranged to receive back pressure from the drill pipe string (5) and to press against the carrier fluid (2,3, 4) and the polymer grains (1) in the direction of the tank outlet (61). The tank can be cylindrical and arranged in a drill pipe section, preferably behind the weight pipes in a drill string. The tank can be annular cylindrical as indicated in Fig. 3 and 4 and 5, where axial longitudinal sections are shown.
I en annen utførelse av oppfinnelsen er polymerkornene (1) er tilnærmet sfæriske korn av tørt, potensielt vannsvellende polymer med kornstørrelsesfordelingen under 2 mm. Se Fig.5. Vi antar at de sfæriske kornene vil redusere faren for blokkering i utløpet (61) og også vil tillate tettere pakking av polymerkornene (1). In another embodiment of the invention, the polymer grains (1) are approximately spherical grains of dry, potentially water-swelling polymer with a grain size distribution below 2 mm. See Fig.5. We hypothesize that the spherical grains will reduce the danger of blockage in the outlet (61) and will also allow closer packing of the polymer grains (1).
Oppfinnelsen frembringer også b for mud loss treatment, omfattende følgende trinn: The invention also provides b for mud loss treatment, comprising the following steps:
* Frembringelse av mud loss treatment fluid ifølge oppfinnelsen og beskrivelsen ovenfor, * Production of mud loss treatment fluid according to the invention and description above,
* anbringelse av bærevæsken (2) i form av olje-gelmassen (3, 4) og polymerkornene (1) i en borestreng- (5) båren tank (6) bak en drill bit (7), * placement of the carrier fluid (2) in the form of the oil-gel mass (3, 4) and the polymer grains (1) in a drill string (5) supported tank (6) behind a drill bit (7),
* å kjøre ned tanken (6) med drill bit (7) på borestrengen (5) og bore i et borehull, * driving down the tank (6) with a drill bit (7) on the drill string (5) and drilling a drill hole,
* å fortløpende overvåke om der forekommer uønsket grad av mud loss; og * to continuously monitor whether there is an undesirable level of mud loss; and
* ved detektering av uønsket grad av mud loss, * when detecting an undesirable degree of mud loss,
- å presse olje-gelmasse-bærevæsken (2, 3, 4) under trykk ut gjennom et tankutløp (61) som en hovedsakelig useparert masse av polymerkorn (1) i olje-gelmasse-bærevæsken (2, 3, 4), - to press the oil-gel mass carrier fluid (2, 3, 4) under pressure through a tank outlet (61) as a substantially unseparated mass of polymer grains (1) in the oil-gel mass carrier fluid (2, 3, 4),
- hvor mud loss treatment fluid (1, 2, 3, 4) blandes med passerende vannholdig borefluid (8) utenfor tankutløpet og transporteres til og trenger inn i en mud loss sone (8) som omgir borehullet (9). - where mud loss treatment fluid (1, 2, 3, 4) is mixed with passing aqueous drilling fluid (8) outside the tank outlet and is transported to and penetrates into a mud loss zone (8) which surrounds the borehole (9).
I en utførelse av oppfinnelsens metode, utgjør olje-gelmassen (2, 3, 4) under lagring og under passasjen gjennom tankutløpet (61) en hinne omkring polymerkornene (1) og er innrettet til å utsettes for de skjærkrefter som måtte forekomme etter passasjen ut gjennom tankutløpet (61) og fortrinnsvis ut gjennom borekronen (7), hvor trykkfallet er stort, og resulterer i frigjøring fra polymerkornene (1) slik at polymerkornene eksponeres for det vannholdige borefluidet (8) og begynner å svelle. In an embodiment of the method of the invention, the oil-gel mass (2, 3, 4) during storage and during the passage through the tank outlet (61) forms a membrane around the polymer grains (1) and is designed to be exposed to the shear forces that may occur after the passage out through the tank outlet (61) and preferably out through the drill bit (7), where the pressure drop is large, and results in release from the polymer grains (1) so that the polymer grains are exposed to the aqueous drilling fluid (8) and begin to swell.
I en utførelse av metoden leder tankutløpet (61) fra tanken (6) til en borefluid (8)-kanal bak borekronen (f.eks. en sentralboring i et vektrør (10) og videre ut gjennom borekronedyser (71) i borekronen (7), og hvor trykkfallet og de resulterende skjærkreftene i borekronedysene (71) utgjør en vesentlig del av skjærkreftene som eksponerer polymerkornene (1) for vannholdig borefluid. Et alternativ er å la tankutløpet lede direkte til annulus dersom man ønsker å remediere mud loss høyere oppe, altså mer proksimalt enn borekronen. Tanken (6) kan altså plasseres nede ved vektrørene bak borekronen (7) eller det kan være en tank som sitter lengre bak på borerørstrengen. Tankens (6) utforming er ikke begrenset til annet enn at den er i borestrengen bak (hvor som helst bak) borekronen (7), og at vi ikke er bundet til å slippe fluidet ut gjennom borekronen (7) men kanskje direkte fra tanken (6) til drillstring annulus. In an embodiment of the method, the tank outlet (61) from the tank (6) leads to a drilling fluid (8) channel behind the drill bit (e.g. a central bore in a weight pipe (10) and further out through drill bit nozzles (71) in the drill bit (7 ), and where the pressure drop and the resulting shear forces in the drill bit nozzles (71) constitute a significant part of the shear forces that expose the polymer grains (1) to aqueous drilling fluid. An alternative is to let the tank outlet lead directly to the annulus if one wishes to remediate mud loss higher up, i.e. more proximal than the drill bit. The tank (6) can therefore be placed down by the weight pipes behind the drill bit (7) or it can be a tank that sits further back on the drill pipe string. The design of the tank (6) is not limited to anything other than that it is in the drill string behind (anywhere behind) the drill bit (7), and that we are not bound to let the fluid out through the drill bit (7) but perhaps directly from the tank (6) to the drill string annulus.
I en utførelse av oppfinnelsen anvendes i en sylindrisk tank (6) et bakstempel (62) som er innrettet til å motta baktrykk fra borerørstrengen (5) til å trykke mot bærevæsken (2,3, 4) og polymerkornene (1) i retning av tankutløpet (61), vennligst se Fig.4. In one embodiment of the invention, a back piston (62) is used in a cylindrical tank (6) which is arranged to receive back pressure from the drill pipe string (5) to press against the carrier fluid (2,3, 4) and the polymer grains (1) in the direction of the tank outlet (61), please see Fig.4.
Oppfinnerne har altså foreslått å bruke et tilsetningsmiddel til baseoljen vi bruker (et eksempel er EDC 95-11) for å kryssbinde oljemolekylene til en gele-lignende konsistens med en viskositet som gjør at kornene i en viss grad beholder sin innbyrdes plassering i den gele-lignende gel-oljen også når den utsettes for trykk fra en ende av tanken (6). Formålet er danne mye bedre egnet bærevæske (2, 3, 4) som kan mikses med polymerpartikler (1) til en akseptabel fordeling, og samtidig beholde nødvendig poretrykk i polymermiksen under frigjøring fra beholderen og videre ut gjennom BHA og drillbit. The inventors have therefore proposed using an additive to the base oil we use (an example is EDC 95-11) to cross-link the oil molecules into a gel-like consistency with a viscosity which means that the grains retain their mutual position in the gel to a certain extent. similar to the gel-oil also when exposed to pressure from one end of the tank (6). The purpose is to form a much better suited carrier fluid (2, 3, 4) which can be mixed with polymer particles (1) to an acceptable distribution, and at the same time retain the necessary pore pressure in the polymer mix during release from the container and further out through the BHA and drill bit.
I en utførelse av oppfinnelsen har partiklene (1) sfærisk form. Vannsvellende partikler (1) med sfærisk form kan dannes ved kontinuerlig rulling av voksende partikler (1) i en inndampende løsning av polymer, i stedet for å knuse tørket vannsvellende polymer som gir flakformede partikler. In one embodiment of the invention, the particles (1) have a spherical shape. Water-swelling particles (1) of spherical shape can be formed by continuously rolling growing particles (1) in an evaporating solution of polymer, instead of crushing dried water-swelling polymer which yields flake-shaped particles.
Våre laboratorieforsøk med varierende parameter (trykk, restriksjoner, skyvmekanismer) viser at tyntflytende bærevæske utnytter permabiliteten til polymerkolonnen og mer eller mindre dreneres ut UTEN å ta polymer med på turen, se Fig.1 og 2. Oppfinnerne har foreslått å bruke et tilsetningsmiddel til baseoljen vi bruker (EDC 95-11) for å kryssbinde oljemolekylene til en gele lignende konsistens med en optimal viskositet. Dermed får man en mye bedre egnet bærevæske som kan mikses med polymerpartikler til en akseptabel fordeling, og samtidig beholde nødvendig poretrykk i polymermiksen under frigjøring fra beholderen og videre ut gjennom BHA og drillbit, se Fig.3 og Fig.5 Our laboratory experiments with varying parameters (pressure, restrictions, push mechanisms) show that thin-flowing carrier fluid utilizes the permeability of the polymer column and more or less drains out WITHOUT taking polymer along for the ride, see Fig.1 and 2. The inventors have suggested using an additive to the base oil we use (EDC 95-11) to cross-link the oil molecules into a gel-like consistency with an optimal viscosity. This results in a much better suited carrier fluid that can be mixed with polymer particles to an acceptable distribution, and at the same time retain the necessary pore pressure in the polymer mix during release from the container and further out through the BHA and drill bit, see Fig.3 and Fig.5
Tankens (6) utforming er ikke begrenset til annet enn at den er i borestrengen bak (hvor som helst bak) borekronen (7), og at vi ikke er bundet til å slippe fluidet ut gjennom borekronen (7) men alternativt direkte fra tanken (6) til drillstring annulus. The design of the tank (6) is not limited to anything other than that it is in the drill string behind (anywhere behind) the drill bit (7), and that we are not bound to let the fluid out through the drill bit (7) but alternatively directly from the tank ( 6) to drill string annulus.
Claims (10)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20231138A NO20231138A1 (en) | 2023-10-26 | 2023-10-26 | Et borevæsketaps-behandlingsfluid |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20231138A NO20231138A1 (en) | 2023-10-26 | 2023-10-26 | Et borevæsketaps-behandlingsfluid |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20231138A1 true NO20231138A1 (en) | 2022-11-28 |
Family
ID=88923594
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20231138A NO20231138A1 (en) | 2023-10-26 | 2023-10-26 | Et borevæsketaps-behandlingsfluid |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| NO (1) | NO20231138A1 (en) |
-
2023
- 2023-10-26 NO NO20231138A patent/NO20231138A1/en unknown
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| JP4282478B2 (en) | Method and apparatus for transferring particulates between different pressure zones | |
| NO344455B1 (en) | Fluid mixing system for boreholes | |
| US7980329B2 (en) | System for managing variable density drilling mud | |
| NO312783B1 (en) | Method and encapsulation material for maintaining the chemical integrity of a core sample during transport from the underground formation to the surface | |
| CA2963073C (en) | Fluid loss additive package for shallow well drilling fluids | |
| NO341503B1 (en) | Pressure Equalization Valve | |
| EP3947558A1 (en) | Reverse emulsion for hydraulic fracturing | |
| CA2676673A1 (en) | Method and apparatus for obtaining heavy oil samples from a reservoir sample | |
| CN113153196B (en) | Stress-preserving coring intelligent rock core extraction system and method | |
| NO145801B (en) | PROCEDURE FOR RECOVERING DRILLING FLUID FROM BORESLAM | |
| US11199063B2 (en) | Gas tight horizontal decanter for drilling waste solids washing | |
| CN107815301A (en) | A kind of micro- dispersion gel strengthening foam system and evaluation method | |
| NO20140633A1 (en) | Mixing Methods and Systems for Fluids | |
| NO20231138A1 (en) | Et borevæsketaps-behandlingsfluid | |
| NO20210678A1 (en) | A drilling fluid loss treatment fluid | |
| US4572075A (en) | Methods and apparatus for loading a borehole with explosives | |
| NO20120897A1 (en) | Recovery and reuse of oil-based drilling fluid | |
| US1847864A (en) | Oil well drilling | |
| US20030006201A1 (en) | Method for handling and disposing of drill cuttings | |
| EP1339937B1 (en) | Improved method for stimulation of liquid flow in a well | |
| NO178357B (en) | Apparatus for use in testing a shear force-sealing fluid | |
| US10520484B2 (en) | Aging testing apparatus and use thereof | |
| EP3816228A1 (en) | Reverse emulsion for hydraulic fracturing | |
| CN112922551B (en) | Rock mass coring bit under high ground stress | |
| AU2006282159A1 (en) | A method of fragmenting hard particles |