NO311613B1

NO311613B1 - Method of drilling a borehole using a circulating drilling fluid

Info

Publication number: NO311613B1
Application number: NO19934570A
Authority: NO
Inventors: Dralen T Terry; David D Onan; Patty Lorraine Totten; Bobby J King
Original assignee: Halliburton Co
Priority date: 1993-04-16
Filing date: 1993-12-13
Publication date: 2001-12-17
Also published as: NO934570D0; CA2111252A1; NO934570L; CA2111252C; BR9305233A

Description

Foreliggende oppfinnelse angår en fremgangsmåte for boring av et brønnhull ved anvendelse av et sirkulerende borefluld. The present invention relates to a method for drilling a well hole using a circulating drilling fluid.

Flere forskjellige borefluider blir benyttet i boring av brønnhull. Generelt er borefluider faststoffinneholdende vannbaserte geler eller hydrokarbonbaserte fluider som kan være ikke-tynget eller tynget med partikulært tyngende materiale slik som baritt. Etter at et borehull er boret ved anvendelse av borefluld som sirkulerer gjennom borehullet, blir sirkulasjonen av borefluldet stoppet, mens boren blir logget og en rørstreng blir satt i brønnhullet. Etter at røret er satt, blir borefluldet renset opp ved å sirkulere det nedover gjennom det indre av røret og oppover gjennom ringrommet mellom det ytre av røret og veggene i borehullet samtidig med fjerning av både faststoff og gasser. Primære sementeringsoperasjoner blir så utført i brønnhullet, dvs. rørstrengen som er satt ned i brønnhullet, blir sementert i dette ved å plassere sementsammensetninger i ringrommet mellom røret og veggene i brønnhullet. Sementeringsammenset-ningen setter seg til en hard, hovedsakelig impermeabel masse hvorpå røret er bundet til veggene i brønnhullet og ringrommet er forseglet. Når sementeringssammensetningen blir kjørt ned i røret og inn i ringrommet, blir borefluldet skjøvet ut. Det anvendte borefluldet blir generelt oppsamlet i en dam eller tank og så deponert. Several different drilling fluids are used in drilling wells. In general, drilling fluids are solids-containing water-based gels or hydrocarbon-based fluids that may be unweighted or weighted with particulate weighting material such as barite. After a borehole is drilled using drilling fluid that circulates through the borehole, the circulation of the drilling fluid is stopped, while the drill bit is logged and a pipe string is placed in the wellbore. After the pipe is set, the drilling fluid is cleaned up by circulating it downwards through the interior of the pipe and upwards through the annulus between the outside of the pipe and the walls of the borehole while removing both solids and gases. Primary cementing operations are then carried out in the wellbore, i.e. the pipe string that has been set down in the wellbore is cemented in it by placing cement compositions in the annulus between the pipe and the walls of the wellbore. The cementing composition sets to a hard, essentially impermeable mass whereupon the pipe is bonded to the walls of the wellbore and the annulus is sealed. When the cementing composition is driven down the pipe and into the annulus, the drilling fluid is pushed out. The used drilling fluid is generally collected in a pond or tank and then disposed of.

Deponeringen av borefluid er ofte tidkrevende og dyre, The disposal of drilling fluid is often time-consuming and expensive,

spesielt på boresteder til havs. I de senere årene har utgiftene øket kraftig ved at borefluidene ofte må bli deponert som et fluid som er miljøfiendtlig. En hvilken som helst miljømessig sikker anvendelse hvor hele eller deler av borefluidet kan bli plassert på et brønnsted, er således meget fordelaktig ved at den eliminerer behovet for påfølg-ende deponering av alt eller deler av borefluidet. especially on offshore drilling sites. In recent years, costs have increased sharply as the drilling fluids often have to be deposited as a fluid that is environmentally unfriendly. Any environmentally safe application where all or parts of the drilling fluid can be placed at a well site is thus very advantageous in that it eliminates the need for subsequent disposal of all or parts of the drilling fluid.

Ved foreliggende oppfinnelse blir det fremskaffet fremgangsmåter for boring av et borehull ved anvendelse av et sirkulerende borefluld og påfølgende deponering av borefluidet ved omdanning til en sementsammensetning. Den omdannede sementformige borefluidsammensetningen kan bli benyttet for utførelse av sementeringsoperasjoner i brønn-hullet og eventuelt gjenværende deler av det kan bli plassert på et miljømessig sikkert sted hvor borefluidsammensetningen setter seg til en hard sementmasse. The present invention provides methods for drilling a borehole using a circulating drilling fluid and subsequent deposition of the drilling fluid by conversion to a cement composition. The converted cementitious drilling fluid composition can be used for carrying out cementing operations in the well-hole and any remaining parts of it can be placed in an environmentally safe place where the drilling fluid composition sets to a hard cement mass.

Foreliggende oppfinnelse fremskaffer fremgangsmåter for boring av et brønnhull ved anvendelse av et sirkulerende borefluld og påfølgende deponering av borefluidet ved å omdanne til en sementaktig sammensetning som deretter setter seg til en hard sementformlg masse. Fremgangsmåtene omfatter i hovedsak trinnene ved å danne et borefluld omfattende en vandig suspensjon av kondensert silikarøk med eller uten andre borefluidkomponenter, å bore et borehull ved anvendelse av borefluidet, å omdanne borefluidet til en sementsammensetning hvorpå den deretter vil sette seg til en hard sementaktig masse ved å danne en settingsaktivator med den og plassere den settingsaktiverte sementformige borefluidsammensetningen på minst et sted hvor den setter seg til en miljømessig sikker sementmasse. The present invention provides methods for drilling a well hole using a circulating drilling fluid and subsequent deposition of the drilling fluid by converting it into a cementitious composition which then sets into a hard cementitious mass. The methods essentially comprise the steps of forming a drilling fluid comprising an aqueous suspension of condensed silica fume with or without other drilling fluid components, drilling a borehole using the drilling fluid, converting the drilling fluid into a cement composition whereupon it will then set into a hard cementitious mass by forming a setting activator therewith and placing the setting activated cementitious drilling fluid composition in at least one location where it sets to an environmentally safe cement mass.

Således angår den foreliggende oppfinnelsen en fremgangsmåte for boring av et borehull ved anvendelse av et sirkulerende borefluld og påfølgende deponering av borefluidet, kjennetegnet ved at fremgangsmåten omfatter trinnene: a) Boring av brønnhull ved anvendelse av et borefluld inneholdende en vandig suspensjon av kondensert silikarøk i en mengde hvorved vektforholdet av den vandige suspensjonen av kondensert silikarøk til totaliteten av andre borefluidkomponenter er fra 25:75 til 100:0, hvor nevnte vandige suspensjon omfatter kondensert silkarøkpartikler med diametere mindre enn 1 pm og vann i et vektforhold av kondensert silikarøk til vann fra 2:3 til 3:2; Thus, the present invention relates to a method for drilling a borehole using a circulating drilling fluid and subsequent deposition of the drilling fluid, characterized in that the method comprises the steps: a) Drilling a well hole using a drilling fluid containing an aqueous suspension of condensed silica fume in a amount whereby the weight ratio of the aqueous suspension of condensed silica fume to the totality of other drilling fluid components is from 25:75 to 100:0, wherein said aqueous suspension comprises condensed silica fume particles with diameters less than 1 pm and water in a weight ratio of condensed silica fume to water of 2 :3 to 3:2;

b) omdannning av en første del av nevnte borefluld i en sementsammensetning hvorved den deretter vil sette seg til b) transformation of a first part of said drilling fluid into a cement composition whereby it will then settle

en hard sementmasse ved kombiner ing av denne med en settingsaktivator som er et jordalkalimetallhydroksyd eller a hard cement mass by combining this with a setting activator which is an alkaline earth metal hydroxide or

-oksyd, eller en blanding av to eller flere derav; og -oxide, or a mixture of two or more thereof; and

c) plassering av den første settingsaktiverte sementbore-fluidsammensetningen på ett eller flere ønskede steder for c) placing the first setting activated cement drilling fluid composition at one or more desired locations for

å sette seg. to sit.

Foretrukne utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelsen er gitt ved de uselvstendige kravene 2-8. Preferred embodiments of the present invention are given by the independent claims 2-8.

Det er derfor et generelt mål ved foreliggende oppfinnelse å fremskaffe fremgangsmåter for boring av et brønnhull ved anvendelse av et sirkulerende borefluld og deretter deponere borefluidet ved å omdanne det til en sementsammensetning som setter seg til en hard miljømessig sikker sementaktig masse. It is therefore a general aim of the present invention to provide methods for drilling a well hole using a circulating drilling fluid and then depositing the drilling fluid by converting it into a cement composition which sets into a hard environmentally safe cementitious mass.

Andre og ytterligere mål, egenskaper og fordeler ved foreliggende oppfinnelse vil bli tydelig for fagmannen ved lesing av beskrivelsen av foretrukne utførelsesformer under. Other and further aims, properties and advantages of the present invention will become apparent to the person skilled in the art upon reading the description of preferred embodiments below.

Brønnhull blir vanligvis boret ved anvendelse av et roterende borehode forbundet til en streng av borerør. Borestrengen og hodet blir rotert og et borefluld, vanligvis en vannbasert gel eller et hydrokarbonbasert fluid med eller uten suspendert tyngende materiale, blir sirkulert nedover gjennom borestrengen, gjennom åpninger i borehodet og så opp gjennom ringrommet mellom borestrengen og veggene i borehullet opp til overflaten. Et eksempel på en vannbasert gel er en vandig oppløsning av en leire slik som bentonitt, inneholdende partikulært tyngende materiale slik som baritt. Et eksempel på en hydrokarbonbasert borefluld er en invertert (olje ekstern fase-vann intern fase) emulsjon med et olje-til-vann-forhold på fra 100:0 til 50:50 hvor vannfasen inneholder oppløselige salter av Na- eller Ca-klorider opp til metting. Det hydrokarbonbaserte borefluidet kan også inneholde et emulgeringsmiddel, tyngende materiale og gelingsmiddel. Wells are usually drilled using a rotary drill head connected to a string of drill pipe. The drill string and head are rotated and a drilling fluid, usually a water-based gel or a hydrocarbon-based fluid with or without suspended weighting material, is circulated down through the drill string, through openings in the drill head and then up through the annulus between the drill string and the walls of the borehole to the surface. An example of a water-based gel is an aqueous solution of a clay such as bentonite, containing particulate weighting material such as barite. An example of a hydrocarbon-based drilling fluid is an inverted (oil external phase-water internal phase) emulsion with an oil-to-water ratio of from 100:0 to 50:50 where the water phase contains soluble salts of Na or Ca chlorides up to saturation. The hydrocarbon-based drilling fluid may also contain an emulsifier, weighting material and gelling agent.

Borefluidet bærer kaks produsert av borehodet til overflaten og dette foruten eventuell gass, blir separert fra borefluidet. Et reservoar av sirkulerende borefluld blir holdt på overflaten og borefluidet blir pumpet fra reservoaret ved hjelp av sirkuleringspumper tilbake til borestrengen. Når borehullet har nådd en ønsket dybde, blir boringen og sirkuleringen av borefluld stoppet, borestrengen og hodet blir fjernet fra brønnhullet, de underjordiske formasjonene som er gjennomhullet av brønnhullet er vanligvis logget og røret som.skal bli sementert i rørhullet, blir satt i dette. The drilling fluid carries cuttings produced by the drill head to the surface and this, in addition to any gas, is separated from the drilling fluid. A reservoir of circulating drilling fluid is kept on the surface and the drilling fluid is pumped from the reservoir using circulating pumps back to the drill string. When the borehole has reached a desired depth, the drilling and the circulation of drilling fluid is stopped, the drill string and the head are removed from the wellbore, the underground formations pierced by the wellbore are usually logged and the pipe to be cemented in the borehole is set into it.

Etter at røret som skal bli sementert er satt i brønnhullet, blir den primære sementeringsoperasjonen utført hvorved borefluidet i brønnhullet blir skjøvet ut av brønnhullet av en sementoppslemming og en eller flere flytende avstands-stykker som blir pumpet nedover gjennom røret og så opp igjennom ringrommet mellom røret og veggene til brønnhullet. Sementoppslemmingen herder til en hovedsakelig impermeabel fast masse i ringrommet som binder røret til veggene til brønnhullet og forsegler ringrommet, hvorved dannelsen av fluider blir forhindret fra å strømme i ringrommet mellom underjordiske soner som er gjennomhullet av brønnhullet og/eller overflaten. After the pipe to be cemented is placed in the wellbore, the primary cementing operation is performed whereby the drilling fluid in the wellbore is pushed out of the wellbore by a cement slurry and one or more floating spacers that are pumped down through the pipe and then up through the annulus between the pipe and the walls of the well. The cement slurry hardens to a substantially impermeable solid mass in the annulus which bonds the pipe to the walls of the wellbore and seals the annulus, thereby preventing the formation of fluids from flowing in the annulus between subterranean zones pierced by the wellbore and/or surface.

Som sagt ovenfor, ved anvendelse av borefluider som blir skjøvet ut av brønnhullet under primære sementeringsoperasjoner, må disse ofte bli deponert som farlige fluider under miljøbeskyttelseslover. Slik deponering av borefluld er tidkrevende og dyre, spesielt på boresteder til havs hvor det anvendte borefluidet må bli flyttet over i en tankbåt, transportert til land, avlastet og deponert på land på en miljømessig sikker måte. As stated above, when using drilling fluids that are pushed out of the wellbore during primary cementing operations, these must often be disposed of as hazardous fluids under environmental protection laws. Such disposal of drilling fluid is time-consuming and expensive, especially at offshore drilling sites where the used drilling fluid must be moved into a tanker, transported to land, unloaded and deposited on land in an environmentally safe manner.

Foreliggende oppfinnelse fremskaffer fremgangsmåter for boring av brønnhull ved anvendelse av et sirkulerende borefluld og påfølgende deponering av borefluidet ved omdanning av dette til en sementaktig sammensetning som blir benyttet i sementeringsoperasjoner utført i brønnhullet og/eller på annen måte plassert på andre steder hvor det setter seg til harde miljømessig sikre sementaktige masser. The present invention provides methods for drilling wellbore using a circulating drilling fluid and subsequent deposition of the drilling fluid by converting it into a cementitious composition which is used in cementing operations carried out in the wellbore and/or otherwise placed in other places where it settles hard environmentally safe cementitious masses.

Fremgangsmåtene ifølge foreliggende oppfinnelse består i hovedsak av de følgende trinn. 1. Et borefluld blir dannet ved anvendelse av en vandig suspensjon av kondensert silikarøk som den eneste komponenten eller som en hovedkomponent sammen med andre borefluidkomponenter. Dvs., borefluidet kan bli fremstilt av en vandig suspensjon av kondensert silikarøk som den eneste komponenten eller den eneste komponenten ved siden av mindre deler tilsetningsstoffer slik som fluidtapskontrollerende tilsetningsstoffer, tyngende materialer og lignende; eller den vandige suspensjonen av kondensert silikarøk kan bli blandet med andre vannbaserte eller hydrokarbonbaserte borefluidkomponenter. Vektforholdet av den vandige suspensjonen av kondensert silikarøk til totalen av andre borefluidkomponenter, kan være i området fra omkring 25:75 til omkring 100:0. De andre komponentene i borefluidet kan være tilsetningsstoffer slik som fluidtapskontrollerende midler, tyngende midler og lignende, eller komponenter av vann- eller hydrokarbonbaserte borefluider så lenge slike komponenter ikke negativt reagerer med den vandige suspensjonen av kondensert silikarøkkomponent. Den vandige suspensjonen av kondensert silikarøk inneholder kondenserte silikarøkpartikler med en diameter mindre enn omkring 1 um og vann i et vektforhold av kondensert silikarøk til vann i området fra omkring 2:3 til omkring 3:2. 2. Etter at borefluidet er dannet, blir det benyttet for boring av et brønnhull på konvensjonell måte. 3. Etter fullførelse av boringen av brønnhullet blir borefluidet omdannet til en sementaktig sammensetning hvorved den deretter setter seg til en hard sementaktig masse ved å blande en settingsaktivator med borefluidet, valgt blant gruppen bestående av jordalkalimetallhydroksyder og oksyder slik som kalsiumhydroksyd, bariumhydroksyd, magnesiumoksyd, strontiumoksyd og blandinger av disse. 4. Den resulterende settingsaktiverte, sementaktige borefluidsammensetningen blir plassert på et eller flere ønskede steder hvorved den setter seg til en miljømessig sikker sementaktig masse. Et av de ovenfor nevnte stedene kan være et sted i brønnhullet. Dvs., en del av den sementaktige borefluidsammensetningen kan bli benyttet for utførelse av brønnhullssementeringsoperasjoner slik som primær sementering. Den gjenværende sementformige borefluidsammensetningen kan bli plassert andre steder over eller under bakken og får sette seg til miljømessig sikre sementmasser der. The methods according to the present invention essentially consist of the following steps. 1. A drilling fluid is formed by using an aqueous suspension of condensed silica fume as the sole component or as a major component together with other drilling fluid components. That is, the drilling fluid may be prepared from an aqueous suspension of condensed silica fume as the sole component or the sole component alongside minor portions of additives such as fluid loss control additives, weighting materials and the like; or the aqueous suspension of condensed silica fume may be mixed with other water-based or hydrocarbon-based drilling fluid components. The weight ratio of the aqueous suspension of condensed silica fume to the total of other drilling fluid components may range from about 25:75 to about 100:0. The other components in the drilling fluid can be additives such as fluid loss control agents, weighting agents and the like, or components of water- or hydrocarbon-based drilling fluids as long as such components do not negatively react with the aqueous suspension of condensed silica fume component. The aqueous suspension of condensed silica fume contains condensed silica fume particles less than about 1 µm in diameter and water in a weight ratio of condensed silica fume to water ranging from about 2:3 to about 3:2. 2. After the drilling fluid is formed, it is used for drilling a well hole in a conventional manner. 3. After completion of the drilling of the wellbore, the drilling fluid is converted into a cementitious composition whereby it then sets to a hard cementitious mass by mixing a settlement activator with the drilling fluid, selected from the group consisting of alkaline earth metal hydroxides and oxides such as calcium hydroxide, barium hydroxide, magnesium oxide, strontium oxide and mixtures thereof. 4. The resulting settling-activated, cementitious drilling fluid composition is placed in one or more desired locations where it settles into an environmentally safe cementitious mass. One of the above-mentioned locations may be somewhere in the wellbore. That is, part of the cementitious drilling fluid composition can be used for carrying out wellbore cementing operations such as primary cementing. The remaining cementitious drilling fluid composition can be placed elsewhere above or below ground and allowed to settle into environmentally safe cement masses there.

Kondensert silikarøk, også kjent som amorf silika, silikastøv eller flytende silika er tilgjengelig som et ultrafint pulver bestående av sfærer med submikronstørrelse med en gjennomsnittlig diameter på omkring 0,1 pm. Kondensert silikarøk er et biproduktmateriale fremstilt i fremstillingen av silisium og ferrosilisium. Silisium og ferrosilisium er fremstilt ved å utsette kvarts (når silisium blir fremstilt) eller kvarts og et jerninneholdende materiale (når ferrosilisium blir produsert) for reduksjon med kull eller koks og trebiter i en åpen elektrisk bueovn. Eeduksjonsreaksjonen omfatter en mellomliggende reaksjon hvor et gassformig suboksyd av silisium blir dannet og en del av de gassformige suboksyder av silisium unnslipper til atmosfæren. Det gassformige suboksydet av silisium reagerer med oksygen i atmosfæren og kondenserer for å danne glassaktige mikroskopiske partikler kjent som kondensert silikarøk. Condensed silica fume, also known as amorphous silica, silica dust or liquid silica is available as an ultrafine powder consisting of submicron sized spheres with an average diameter of about 0.1 µm. Condensed silica fume is a by-product material produced in the manufacture of silicon and ferrosilicon. Silicon and ferrosilicon are produced by subjecting quartz (when silicon is produced) or quartz and an iron-containing material (when ferrosilicon is produced) to reduction with coal or coke and wood chips in an open electric arc furnace. The reduction reaction comprises an intermediate reaction where a gaseous suboxide of silicon is formed and part of the gaseous suboxides of silicon escapes to the atmosphere. The gaseous suboxide of silicon reacts with oxygen in the atmosphere and condenses to form glassy microscopic particles known as condensed silica fume.

Den kondenserte silikarøken blir gjenvunnet ved filtrering og er kjennetegnet ved å ha meget fin partikkelstørrelse. Den gjennomsnittlige størrelsen til kondenserte silikarøk-partikler er omkring 0,1 pm som er omkring 100 ganger mindre enn den til API Portland sement og omkring 10 ganger mindre enn fine sementer slik som beskrevet i US-PS 4 761 183, Clark og US-PS 4 160 674, Sawyer. Det spesifikke overflatearealet til kondenserte silikarøkpartikler er omkring 20000 m<2>/kg og den kondenserte silikarøk inneholder generelt mer enn omkring 90% amorf silisiumdioksyd. Den spesifikke kjemiske sammensetningen til kondensert silikarøk varierer ifølge det bestemte silisium som blir produsert. The condensed silica fume is recovered by filtration and is characterized by having a very fine particle size. The average size of condensed silica fume particles is about 0.1 pm which is about 100 times smaller than that of API Portland cement and about 10 times smaller than fine cements as described in US-PS 4,761,183, Clark and US-PS 4,160,674, Sawyer. The specific surface area of condensed silica fume particles is about 20,000 m<2>/kg and the condensed silica fume generally contains more than about 90% amorphous silicon dioxide. The specific chemical composition of condensed silica fume varies according to the particular silicon being produced.

Den kondenserte silikarøken kan bli fremskaffet kommersielt i tørr pulverform eller i en relativt konsentrert vandig oppslemmingsform. Når den blir fremskaffet i oppslemmingsform, har oppslemmingen vanligvis et vektforhold av kondensert silikarøk til vann i området fra omkring 2:3 til omkring 3:2. The condensed silica fume can be obtained commercially in dry powder form or in a relatively concentrated aqueous slurry form. When provided in slurry form, the slurry typically has a weight ratio of fused silica fume to water in the range of about 2:3 to about 3:2.

Selv i hvilken form den kondenserte silikarøken blir anskaffet, blir den blandet med vann eller ytterligere vann for å danne en vandig suspensjon av kondensert silikarøk som Regardless of the form in which the condensed silica fume is obtained, it is mixed with water or additional water to form an aqueous suspension of condensed silica fume which

har et vektforhold av kondensert silikarøk til vann i området fra omkring 2:3 til omkring 3:2. Fortrinnsvis blir et dispergeringsmiddel blandet med vannet for å lette disper-geringen av silikarøkpartiklene i vannet og holde partiklene i suspensjon. Selv om forskjellige dispergeringsmidler kan bli benyttet, er et spesielt passende dispergeringsmiddel sammensatt av det kondenserte polymerproduktet av et alifatisk keton, en alifatisk aldehyd og en forbindelse som introduserer syregrupper i kondensasjonspolymeren. Et slikt has a weight ratio of condensed silica fume to water in the range of about 2:3 to about 3:2. Preferably, a dispersant is mixed with the water to facilitate the dispersion of the silica fume particles in the water and keep the particles in suspension. Although various dispersants may be used, a particularly suitable dispersant is composed of the condensed polymer product of an aliphatic ketone, an aliphatic aldehyde and a compound which introduces acid groups into the condensation polymer. Such a thing

dispergeringsmiddel er beskrevet i US-PS 4 818 288, Aignes-berger et al., som her er innlemmet som referanse. dispersant is described in US-PS 4,818,288, Aignesberger et al., which is incorporated herein by reference.

De mest foretrukne dispergeringsmidler av typen beskrevet ovenfor for anvendelse ifølge foreliggende oppfinnelse, er sammensatt av kondensasjonspolymerproduktet av aceton, formaldehyd og natriumsulfitt. Dispergeringsmidlene er generelt inkludert i den vandige suspensjonen av silikarøk i en mengde i området fra omkring 0,1 til omkring 3 vekt-# av vannet i suspensjonen. Generelt er det ovenfor beskrevne dispergeringsmidlet kommersielt tilgjengelig i en vandig oppløsning inneholdende dispergeringsmiddelmengde i området fra omkring 30 til omkring 35 vekt-# av oppløsningen. The most preferred dispersants of the type described above for use according to the present invention are composed of the condensation polymer product of acetone, formaldehyde and sodium sulphite. The dispersants are generally included in the aqueous suspension of silica fume in an amount ranging from about 0.1 to about 3 weight-# of the water in the suspension. In general, the dispersant described above is commercially available in an aqueous solution containing a dispersant amount in the range of about 30 to about 35% by weight of the solution.

Som nevnt ovenfor, blir et borefluld dannet ifølge foreliggende oppfinnelse ved anvendelse av den ovenfor beskrevne suspensjonen av kondensert silikarøk som borefluid eller som en komponent av et vandig eller hydrokarbonbasert borefluid. Komponentene av de vanligst benyttede vannbaserte gelene og hydrokarbonbaserte borefluidene reagerer ikke negativt med den vandige suspensjonen av kondensert silikarøk. Som også nevnt ovenfor, blir den vandige suspensjonen av kondensert silikarøk inkludert i borefluidet i en mengde hvorved vektforholdet av den vandige suspensjonen av kondensert silikarøk til totalen av andre borefluidkomponenter, er i området fra omkring 25:75 til omkring 100:0. As mentioned above, a drilling fluid is formed according to the present invention by using the above-described suspension of condensed silica fume as drilling fluid or as a component of an aqueous or hydrocarbon-based drilling fluid. The components of the most commonly used water-based gels and hydrocarbon-based drilling fluids do not react adversely with the aqueous suspension of condensed silica fume. As also mentioned above, the aqueous suspension of condensed silica fume is included in the drilling fluid in an amount whereby the weight ratio of the aqueous suspension of condensed silica fume to the total of other drilling fluid components is in the range from about 25:75 to about 100:0.

Nærværet av den vandige suspensjonen av kondensert silikarøk i borefluidet er fordelaktig ved at den virker til å senke friksjonstrykket under boreoperasjoner, den forbedrer lasteevnen for faststoff og fluidtapskontrollerende egenskaper til borefluidet og reduserer den totale vekten til borefluidet. The presence of the aqueous suspension of condensed silica fume in the drilling fluid is beneficial in that it acts to lower the frictional pressure during drilling operations, improves the solids loading capacity and fluid loss control properties of the drilling fluid, and reduces the overall weight of the drilling fluid.

Etter at borefluidet har blitt benyttet for boring av et borehull, kan det bli fjernet fra borehullet på vanlig måte, tatt til et deponeringssted og så omdannet til en sementaktig sammensetning ved å blande en settingsaktivator valgt blant gruppen bestående av jordalkalimetallhydroksyder og -oksyder og blandinger av disse. Nærværet av settingsaktivatoren i borefluidet omdanner borefluidet til en sementsammensetning som deretter setter seg til en hard sementmasse. Settingsaktivatoren er fortrinnsvis kalsiumhydroksyd og blir kombinert med borefluidet i en mengde hvorved vektforholdet av kondenserte silikarøk i borefluidet til kalsiumhydroksyd er i området fra omkring 1:1,5 til omkring 3:1. After the drilling fluid has been used for drilling a borehole, it may be removed from the borehole in a conventional manner, taken to a disposal site and then converted into a cementitious composition by mixing a settlement activator selected from the group consisting of alkaline earth metal hydroxides and oxides and mixtures of these. The presence of the setting activator in the drilling fluid converts the drilling fluid into a cement composition which then sets into a hard cement mass. The setting activator is preferably calcium hydroxide and is combined with the drilling fluid in an amount whereby the weight ratio of condensed silica fume in the drilling fluid to calcium hydroxide is in the range from about 1:1.5 to about 3:1.

I en mer foretrukket fremgangsmåte, etter at et rør slik som foring har blitt plassert i brønnhullet, blir en første del av borefluidet omdannet til en sementaktig sammensetning ved å sirkulere den til overflaten og omdanne den til en sementsammensetning ved å blande den med en settingsaktivator som beskrevet ovenfor. In a more preferred method, after a pipe such as casing has been placed in the wellbore, a first portion of the drilling fluid is converted to a cementitious composition by circulating it to the surface and converted to a cementitious composition by mixing it with a settlement activator which described above.

Den omdannede første porsjonen av borefluidet omfatter fortrinnsvis et settingsforsinkende tilsetningsstoff for å øke tiden med hvilken borefluidsementsammensetningen setter seg etter at settingsaktivatoren er blandet med denne. Flere forskjellige settingsforsinkende tilsetningsstoffer som er benyttet i sementsammensetninger, kan bli benyttet. Fortrinnsvis er det settingsforsinkende tilsetningsstoffet valgt fra gruppen bestående av en kopolymer av AMPS® (2-akrylamido-2-metylpropansulfonsyre) og akrylsyre, tartarsyre, kalsiumlignosulfonat, ammoniumlignosulfonat og blandinger av slike tilsetningsstoffer. Mest foretrukket er det settingsforsinkende tilsetningsstoffet kalsiumlignosulfonat som er til stede i borefluidsammensetningen i en mengde i området fra omkring 0,1 til omkring 2 vekt-# av sammensetningen. Et kalsiumlignosulfonatsalt kan bli fremskaffet kommersielt i en vandig oppløsning inneholdende saltet i en mengde i området fra omkring 40 til omkring 60 vekt-# av oppløsningen. The converted first portion of the drilling fluid preferably comprises a setting-delaying additive to increase the time with which the drilling fluid cement composition sets after the setting activator has been mixed with it. Several different setting-delaying additives that are used in cement compositions can be used. Preferably, the setting retarding additive is selected from the group consisting of a copolymer of AMPS® (2-acrylamido-2-methylpropanesulfonic acid) and acrylic acid, tartaric acid, calcium lignosulfonate, ammonium lignosulfonate and mixtures of such additives. Most preferably, the settling retarding additive is calcium lignosulfonate which is present in the drilling fluid composition in an amount ranging from about 0.1 to about 2 weight-# of the composition. A calcium lignosulfonate salt can be obtained commercially in an aqueous solution containing the salt in an amount ranging from about 40 to about 60% by weight of the solution.

Straks den er dannet, blir den settingsaktiverte første sementdelen av borefluidet pumpet nedover gjennom det indre av røret som er satt i brønnhullet og drevet opp gjennom ringrommet mellom røret og veggene til brønnhullet hvorved den gjenværende andre delen av borefluidet i brønnhullet blir skjøvet ut og den settingsaktiverte første delen av borefluidet blir plassert i ringrommet. Den settingsaktiverte første delen av borefluidet blir tillatt å sette seg til en hard sementmasse i ringrommet. As soon as it is formed, the settlement-activated first cement part of the drilling fluid is pumped down through the interior of the pipe that is set in the wellbore and driven up through the annulus between the pipe and the walls of the wellbore whereby the remaining second part of the drilling fluid in the wellbore is pushed out and the settlement-activated the first part of the drilling fluid is placed in the annulus. The settling-activated first part of the drilling fluid is allowed to settle to a hard cement mass in the annulus.

Den andre delen av borefluidet som er skjøvet ut fra brønnhullet, blir deretter omdannet til en sementsammensetning hvorved den vil sette seg til en hard sementmasse ved å blande den med en settingsaktivator som beskrevet ovenfor. Den andre delen av borefluidet kan bli aktivert og benyttet eller deponert på brønnstedet, eller den kan bli transportert til et sted borte fra brønnstedet, omdannet til en sementsammensetning og plassert på et sted over eller under bakken hvorved den setter seg til en hard miljømessig sikker sementmasse der. The other part of the drilling fluid that has been pushed out from the wellbore is then converted into a cement composition whereby it will set into a hard cement mass by mixing it with a setting activator as described above. The other part of the drilling fluid can be activated and used or deposited at the well site, or it can be transported to a location away from the well site, converted into a cement composition and placed at a location above or below ground where it sets into a hard environmentally safe cement mass there.

Den vandige suspensjonen av kondensert silikarøk blir fremstilt ved å blande vannet, kondensert silikarøk og dispergeringsmidlet, hvis dette blir benyttet. Den vandige suspensjonen blir så benyttet direkte som borefluld eller kombinert med vannbaserte eller hydrokarbonbaserte borefluidkomponenter i mengden beskrevet ovenfor. Hvis ønskelig, kan den vandige suspensjonen av kondensert silikarøk bli dannet på forhånd ved blanding av forskjellige komponenter av dette på et sted fjernt fra brønnstedet, eller komponentene kan bli blandet ved brønnstedet rett før anvendelse. I sementeringsoperasjoner utført ved brønner til havs, blir det ikke-aktiverte borefluidet bestående av eller inneholdende den vandige suspensjonen av kondensert silikarøk, fortrinnsvis dannet på forhånd på land og så levert til anvendelsesstedet til havs. Når brønnstedet er på land, er det vanligvis enklest og mest økonomisk å blande komponentene til det ikke-aktiverte borefluidet ved borestedet og blande settingsaktivatoren og det settingsforsinkende tilsetningsstoffet, hvis benyttet, med borefluidet rett før anvendelsen av den resulterende sementformige borefluidsammensetningen i sementeringsoperasjoner. The aqueous suspension of condensed silica fume is prepared by mixing the water, condensed silica fume and the dispersant, if this is used. The aqueous suspension is then used directly as drilling fluid or combined with water-based or hydrocarbon-based drilling fluid components in the amount described above. If desired, the aqueous suspension of condensed silica fume may be formed in advance by mixing various components thereof at a location remote from the well site, or the components may be mixed at the well site immediately prior to use. In cementing operations performed at offshore wells, the non-activated drilling fluid consisting of or containing the aqueous suspension of condensed silica fume is preferably formed in advance onshore and then delivered to the offshore application site. When the well site is onshore, it is usually easiest and most economical to mix the components of the non-activated drilling fluid at the well site and mix the settlement activator and the settlement retarding additive, if used, with the drilling fluid immediately prior to the use of the resulting cementitious drilling fluid composition in cementing operations.

Når det ikke-aktiverte borefluidet blir dannet ved borestedet, kan den bli dannet på forhånd og lagret inntil anvendelse eller de forskjellige komponentene i borefluidet kan bli blandet ettersom de kan bli benyttet. Det settings-aktiverende og settingsforsinkende tilsetningsstoffet, hvis benyttet, kan også bli blandet med det ikke-aktiverte borefluidet direkte ettersom den resulterende settingsaktiverte sementformige borefluidsammensetningen blir pumpet inn i en underjordisk sone for å bli sementert i brønnhullene som penetrerer sonen. Uttrykket "ettersom de blir benyttet" som benyttet her, betyr at komponentene individuelt blir pumpet inn i og blir blandet ettersom de strømmer ned i brønnhullet. When the non-activated drilling fluid is formed at the well site, it may be formed in advance and stored until use or the various components of the drilling fluid may be mixed as they may be used. The setting-activating and setting-retarding additive, if used, may also be mixed with the non-activated drilling fluid directly as the resulting setting-activated cementitious drilling fluid composition is pumped into a subterranean zone to be cemented into the wellbores penetrating the zone. The phrase "as they are used" as used herein means that the components are individually pumped into and mixed as they flow down the wellbore.

Et foretrukket ikke-aktivert borefluld for anvendelse ifølge foreliggende oppfinnelse innbefatter vann, partikulært kondensert silikarøk bestående av partikler med diameter mindre enn omkring 1 pm og som har en gjennomsnittlig partikkeldiameter på omkring 0,1 pm suspendert i vannet i et vektforhold av kondensert silikarøk til vann i området fra omkring 1:2 til omkring 1,5:1, et dispergeringsmiddel omfattende av kondensasjonspolymerproduktet av aceton, formaldehyd og natriumsulfitt som er til stede i en mengde tilstrekkelig til å holde de kondenserte silikarøkpartiklene i suspensjon, og andre borefluidkomponenter til stede i en mengde hvorved vektforholdet av den vandige suspensjonen av kondensert silikarøk inkludert dispergeringsmiddel til andre borefluidkomponenter, er i området fra omkring 25:75 til omkring 100:0. Når borefluidet blir aktivert for å omdannes til en sementsammensetning, blir settingsaktivatoren, fortrinnsvis kalsiumhydroksyd, blandet med borefluld i en mengde hvorved vektforholdet av kondensert silikarøk til kalsiumhydroksyd er i området fra omkring 1:1,5 til omkring 3:1. Når et settingsforsinkende tilsetningsstoff blir inkludert i sammensetningen, fortrinnsvis kalsiumlignosulfonat, blir den tilsatt til denne enten før eller etter borefluidet blir aktivert, i en mengde som er tilstrekkelig for å forsinke settingen av sammensetningen etter at den er plassert i sonen som skal bli sementert. A preferred non-activated drilling fluid for use in accordance with the present invention includes water, particulate fumed silica consisting of particles of diameter less than about 1 µm and having an average particle diameter of about 0.1 µm suspended in the water in a weight ratio of fumed silica to water in the range of from about 1:2 to about 1.5:1, a dispersant comprising the condensation polymer product of acetone, formaldehyde and sodium sulfite present in an amount sufficient to hold the condensed silica fume particles in suspension, and other drilling fluid components present in a amount whereby the weight ratio of the aqueous suspension of condensed silica fume including dispersant to other drilling fluid components is in the range from about 25:75 to about 100:0. When the drilling fluid is activated to be converted into a cement composition, the settlement activator, preferably calcium hydroxide, is mixed with drilling fluid in an amount whereby the weight ratio of condensed silica fume to calcium hydroxide is in the range of from about 1:1.5 to about 3:1. When a setting-delaying additive is included in the composition, preferably calcium lignosulfonate, it is added thereto either before or after the drilling fluid is activated, in an amount sufficient to delay the setting of the composition after it is placed in the zone to be cemented.

I det mest foretrukne ikke-aktiverte borefluidet for anvendelse ifølge foreliggende oppfinnelse, er vektforholdet av kondensert silikarøk til vann i den vandige suspensjonen av kondensert silikarøk, omkring 1:1, det ovenfor beskrevne dispergeringsmiddel er til stede i den vandige suspensjonen i en mengde fra omkring 2,5 vekt-# av vannet i denne og den vandige suspensjonen er til stede i borefluidet i en mengde hvorved vektforholdet av den vandige suspensjonen inkludert dispergeringsmiddel til andre borefluidkomponenter, er i området fra omkring 25:75 til omkring 100:0. Når borefluidet blir aktivert, blir kalsiumhydroksyd blandet med dette i en mengde hvorved vektforholdet av kondensert silikarøk til kalsiumhydroksyd er omkring 2:1. Et kalsiumlignosulfonat-settingsforsinkende middel blir fortrinnsvis inkludert i sammensetningen i en mengde på omkring 0,3 vekt-# av sammensetningen. In the most preferred non-activated drilling fluid for use according to the present invention, the weight ratio of condensed silica fume to water in the aqueous suspension of condensed silica fume is about 1:1, the above-described dispersant is present in the aqueous suspension in an amount from about 2.5 wt-# of the water in this and the aqueous suspension is present in the drilling fluid in an amount whereby the weight ratio of the aqueous suspension including dispersant to other drilling fluid components is in the range from about 25:75 to about 100:0. When the drilling fluid is activated, calcium hydroxide is mixed with it in an amount whereby the weight ratio of condensed silica fume to calcium hydroxide is about 2:1. A calcium lignosulfonate setting retarder is preferably included in the composition in an amount of about 0.3% by weight of the composition.

Ved utførelse av fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse, blir det ikke-aktiverte borefluidet dannet og sirkulert i brønnhullet som blir boret. Ved en riktig tid etter at boringen er fullført, blir settingsaktivatoren tilsatt det ikke-aktiverte borefluidet og den resulterende sementsammensetningen blir plassert på minst et sted hvor den setter seg til en hard sementmasse. Generelt blir den første del av borefluidet settingsaktivert og pumpet inn i en sone i brønnhullet som skal bli sementert, f.eks. ringrommet. Ettersom den settingsaktiverte delen av borefluidet blir plassert i sonen som blir sementert, blir den ikke-benyttede delen av ikke-aktivert borefluld skjøvet ut av brønnhullet. Den ubenyttede delen av det ikke-aktiverte borefluidet kan bli transportert til et sted for anvendelse eller deponering, blir blandet med settingsaktivatoren, plassert på et miljømessig sikkert sted og tillates å sette seg til en sementmasse. Som indikert ovenfor, er fremgangsmåtene ifølge foreliggende oppfinnelse spesielt nyttige for utførelse av primære sementeringsoperasjoner i et brønnhull. Fremgangsmåtene kan imidlertid bli benyttet for utførelse av andre sementeringsprosedyrer i brønnhullet slik som sementering av soner med tapt sirkulasjon. When carrying out the method according to the present invention, the non-activated drilling fluid is formed and circulated in the wellbore being drilled. At an appropriate time after the drilling is completed, the setting activator is added to the non-activated drilling fluid and the resulting cement composition is placed in at least one location where it sets to a hard cement mass. In general, the first part of the drilling fluid is setting activated and pumped into a zone in the wellbore to be cemented, e.g. the annulus. As the settlement-activated portion of the drilling fluid is placed in the zone being cemented, the unused portion of non-activated drilling fluid is pushed out of the wellbore. The unused portion of the non-activated drilling fluid may be transported to a site for use or disposal, mixed with the settling activator, placed in an environmentally safe location and allowed to settle to a cement mass. As indicated above, the methods of the present invention are particularly useful for performing primary cementing operations in a wellbore. The methods can, however, be used for carrying out other cementing procedures in the wellbore, such as cementing zones with lost circulation.

For ytterligere å illustrere fremgangsmåtene ifølge foreliggende oppfinnelse, se eksemplene under. To further illustrate the methods according to the present invention, see the examples below.

Eksempel 1 Example 1

En sementsammensetning ifølge foreliggende oppfinnelse ble fremstilt inneholdende de følgende komponentene og mengdene. A cement composition according to the present invention was prepared containing the following components and amounts.

<1>En 33 vekt-# vandig oppløsning av kondensasjonspolymerproduktet av aceton, formaldehyd og natriumsulfitt. <1>A 33 wt-# aqueous solution of the condensation polymer product of acetone, formaldehyde and sodium sulfite.

<2>En 40 vekt-# vandig oppløsning av kalsiumlignosulfonat. <2>A 40 wt-# aqueous solution of calcium lignosulfonate.

<3>8,8 pund/gallon ferskvannslam (30 vektdeler bentonitt og <3>8.8 pounds/gallon freshwater mud (30 parts by weight bentonite and

350 deler ferskvann). 350 parts fresh water).

En prøve av sammensetningen ovenfor ble testet for 72 timers trykkfasthet ved 80°F ifølge API Specification for Materials and Testing for Well Cements, API Specif ication 10A, 21. utgave, datert 1. september 1991 fra the American Petroleum Institute, Washington, D.C. Resultatene av testen var at sammensetningen hadde en trykkfasthet på 1240 psi. A sample of the above composition was tested for 72 hour compressive strength at 80°F according to API Specification for Materials and Testing for Well Cements, API Specification 10A, 21st Edition, dated September 1, 1991 from the American Petroleum Institute, Washington, D.C. The results of the test were that the composition had a compressive strength of 1240 psi.

Eksempel 2 Example 2

En annen sementsammensetning ifølge foreliggende oppfinnelse ble fremstilt inneholdende de følgende komponentene og mengdene. Another cement composition according to the present invention was prepared containing the following components and quantities.

<*>En 33 vekt-# vandig oppløsning av kondensasjonspolymerproduktet av aceton, formaldehyd og natriumsulfitt. <*>A 33 wt-# aqueous solution of the condensation polymer product of acetone, formaldehyde and sodium sulfite.

<2>8,8 pund/gallon ferskvannboreslam (100 vektdeler bentonitt, 116,7 vektdeler ferskvann, 13,3 deler flytende dispergeringsmiddel og 3,3 deler natriumhydroksyd). <2>8.8 pounds/gallon fresh water drilling mud (100 parts by weight bentonite, 116.7 parts by weight fresh water, 13.3 parts liquid dispersant and 3.3 parts sodium hydroxide).

En testprøve av sammensetningen ovenfor ble testet i en 24 timers trykkfasthetstest ved 100°F. Resultater av testen var 500 psi. A test sample of the above composition was tested in a 24 hour compressive strength test at 100°F. Results of the test were 500 psi.

Fra eksemplene ovenfor kan det ses at sementsammensetningene ifølge foreliggende oppfinnelse har god trykkfasthet og passer for anvendelse i brønnsementeringsoperasjoner. From the examples above, it can be seen that the cement compositions according to the present invention have good compressive strength and are suitable for use in well cementing operations.

Foreliggende oppfinnelse er derfor godt tilpasset for å utføre målene og oppnå resultatene og fordelene nevnt foran så vel som de som er iboende. The present invention is therefore well adapted to carry out the objectives and achieve the results and advantages mentioned above as well as those inherent.

Claims

1. Method for drilling a borehole using a circulating drilling fluid and subsequent deposition of the drilling fluid, characterized in that the method comprises the steps: a) Drilling a well hole using a drilling fluid containing an aqueous suspension of condensed silica fume in an amount whereby the weight ratio of the aqueous suspension of condensed silica fume to the totality of other drilling fluid components is from 25:75 to 100:0, where said aqueous suspension comprises condensed silica fume particles with diameters less than 1 pm and water in a weight ratio of condensed silica fume to water from 2:3 to 3:2; b) converting a first part of said drilling fluid into a cement composition whereby it will then set to a hard cement mass by combining this with a setting activator which is an alkaline earth metal hydroxide or oxide, or a mixture of two or more thereof; and c) placing the first settling activated cement drilling fluid composition at one or more desired locations to settle.

2. Method according to claim 1, characterized in that after step (a) but before step (b), it includes the steps: (i) Placing a pipe in said borehole while said borehole contains said drilling fluid, where said pipe has a size such that it becomes formed an annulus between said pipe and the walls of said wellbore; and after step (b) but before step (c), the step carries out: (II) pumping the sediment-activated cement-containing first part of drilling fluid down through the interior of said pipe, and up through said annulus between said pipe and the walls of said borehole , where a remaining second part of said drilling fluid in said borehole is pushed out from said borehole and said setting-activated first part of said drilling fluid is placed in said annulus; and after step (c), they carry out the further steps: (III) converting a second portion of drilling mud into a cementitious composition whereby it will then set to a hard cement mass by combining this with a setting activator selected from calcium hydroxide, magnesium oxide and mixtures thereof; and (IV) placement of said settlement-activated cementitious second part of said drilling fluid at one or more locations for settlement.

3. Method according to claim 1 or 2, characterized in that the settlement activator is mixed with the first part of the drilling fluid and, possibly depending on claim 2, the second part of the drilling fluid in an amount whereby the weight ratio of condensed silica fume to the settlement activator in said drilling fluid is from 1:1, 5 to 3:1.

4. Method according to claim 1, 2 or 3, characterized in that the setting activator is calcium hydroxide, barium hydroxide, magnesium oxide, strontium oxide or any mixture of two or more thereof.

5. Method according to claim 1, 2, 3 or 4, characterized in that a settlement-decreasing settlement substance is mixed with the settlement-activated first part of said drilling fluid.

6. Method according to claim 5, characterized in that the setting-delaying additive is a copolymer of AMPS<R> and acrylic acid, tartaric acid, calcium lignosulfonate, ammonium lignosulfonate or a mixture of two or more of said additives.

7. Method according to claim 6, characterized by the fact that the settling-delaying additive is calcium lignosulphonate and is mixed with said settling-activated drilling fluid in an amount of from 0.1 to 2 weight-# of said drilling fluid.

8. A method according to any one of the preceding claims, characterized in that a dispersant comprising the condensation polymer product of acetone, formaldehyde and sodium sulphite is mixed with the first portion of the drilling fluid according to step (a), wherein the dispersant is present in the suspension in an amount from 0.1 to 3 wt-# of the water therein.