NO342826B1 - Fremgangsmåter for å oppdage, forhindre og bøte på tapt sirkulasjonsfluid - Google Patents

Abstract

Fremgangsmåte for planlegging av en brønnboring, hvilken fremgangsmåte innbefatter bestemmelse av boredata for boring av et segment av en planlagt brønnboring, og identifisering av en risikosone i segmentet. I tillegg innbefatter fremgangsmåten bestemmelse av et ventet fluidtap i risikosonen og valg av en løsning for å redusere fluidtapet i risikosonen. Videre beskrives en fremgangsmåte for behandling av borefluidtap på et borested, hvilken fremgangsmåte innbefatter beregning av en borefluidtapsrate på borestedet, klassifisering av borefluidtapet basert på borefluidtapsraten, og valg av en løsning basert i det minste delvis på klassifiseringen.

Description

Oppfinnelsen som er beskrevet i denne søknaden angår generelt til tapt sirkulasjon som oppstår ved boring av et brønnhull. Særlig relaterer de beskrevne utførelser seg til detektering, klassifisering og avhjelping av tapt sirkulasjon. I tillegg relaterer også her beskrevne utførelser seg til en antisipering av tapt sirkulasjon under planlegging av brønnhull, og preventive behandlinger for minimering av slik tapt sirkulasjon.

Under boring av et brønnhull brukes det av ulike grunner flere typer fluider i brønnen. Fluidene kan sirkuleres gjennom et borerør og en borkrone og inn i brønnhullet, og kan så strømme opp gjennom brønnhullet og til overflaten. I en slik sirkulasjon kan borefluidet fjerne borkaks fra bunnen av hullet og ta den med til overflaten, og borefluidet kan holde kaks og vektmateriale når sirkulasjonen brytes. Borefluid kan også brukes for styring av underjordiske trykk, for opprettholdelse av brønnhullets integritet helt til brønnavsnittet er fôret og sementert, for isolering av fluider fra formasjonen ved at det tilveiebringes et tilstrekkelig hydrostatisk trykk som vil hindre inntrenging av formasjonsfluider i brønnboringen, for kjøling og smøring av borestrengen og borkronen og/eller for maksimering av penetreringsraten.

Som nevnt sirkuleres brønnhullfluid i hullet for å fjerne bergstykker, og også for å føre inn midler som brukes for bekjempelse av noen av de foran beskrevne hendelsene. Fluidblandingene kan være vann- eller oljebaserte og kan innbefatte vektmidler, surfaktanter, propanter og polymerer. For at et brønnhullfluid skal kunne gjennomføre sine funksjoner, slik at brønnboringen kan fortsette, må fluidet forbli i borehullet. Ofte støter man på uønskede formasjonstilstander som medfører at betydelige mengder eller, i noen tilfeller, praktisk talt alt brønnhullsfluid vil gå tapt i formasjonen. Eksempelvis kan brønnhullfluid forlate hullet gjennom store eller små sprekker eller frakturer i formasjonen eller gjennom sterkt porøst bergmatrisemateriale rundt borehullet.

Tapt sirkulasjon er et ofte forekommende boreproblem som kjennetegnes ved tap av boreslam inn i hullformasjoner. Tapt sirkulasjon kan forekomme naturlig i formasjoner som er frakturert, meget permeable, porøse, kaverne eller årefylte. Slike grunnformasjoner kan innbefatte skifer, sand, grus, skjellforekomster, sandforekomster, kalkstein, dolomitt og kalk, blant annet. Andre problemer man støter på ved boring etter og produksjon av olje og gass, innbefatter fastsatte rør, hullkollaps, tapt brønnstyring og tap av eller redusert produksjon.

Tapt sirkulasjon kan også skyldes trykk som oppstår under en boring. Særlig kan induserte slamtap oppstå når slamvekten, som er nødvendig for brønnkontrollen og for oppnåelse av en stabil brønnboring, overskrider frakturmotstanden i formasjonene. En særlig krevende situasjon oppstår i tømte reservoarer, hvor fallet i poretrykket vil svekke det hydrokarbonbærende berget mens naboberg eller mellomliggende berg med lav permeabilitet, så som skifer, beholder poretrykket.

Dette kan umuliggjøre boringen gjennom visse uttømte soner, fordi den slamvekten som er nødvendig for å støtte skiferen, overskrider fraksjonsmotstanden i sand og silt.

Andre situasjoner oppstår hvor isolering av visse soner i en formasjon vil kunne være gunstig. Eksempelvis går en fremgangsmåte for øking av en brønnproduksjon ut på å perforere brønnen på et antall ulike steder, enten i den samme hydrokarbonførende sonen eller i ulike hydrokarbonførende soner, for derved å øke strømmen av hydrokarboner inn i brønnen. Et problem i forbindelse med en produsering fra en brønn på denne måten, relaterer seg til kontrollen av fluidstrømmen fra brønnen og håndteringen av reservoaret. I eksempelvis en brønn som produserer fra flere separate soner (eller fra såkalte lateraler i en multilateral brønn) og hvor én sone har et høyere trykk enn en annen sone, kan sonen med høyere trykk åpne seg mot den sonen som har et lavere trykk istedenfor mot overflaten. Tilsvarende, i en horisontal brønn som går gjennom én enkelt sone, vil perforeringer nær brønnens ”hæl”, dvs. nærmere overflaten, begynne å produsere vann før perforeringene som befinner seg nær brønnens ”tå”. Produksjonen av vann nær hælen reduserer den totale brønnproduksjonen.

Under en boring blir prosesslam sirkulert i hullet for å fjerne bergdeler så vel som for å levere midler for bekjempelse av de foran nevnte hendelsene. Slamblandinger kan være vann- eller oljebasert, inkludert mineralolje, biologisk olje, dieselolje eller syntetiske oljer) og kan innbefatte vektmidler, surfaktanter, propanter og geler. For å løse disse og andre problemer har det vært anvendt tverrbindbare eller absorberende polymerer, væskepiller, geler og sementblandinger.

Det anses derfor å foreligge et behov for fremgangsmåter og systemer for bekjempelse av tapt sirkulasjon på en preventiv og/eller avhjelpende måte.

Oppfinnelsen er definert av de uavhengige krav. De avhengige krav definerer fordelaktige utførelsesformer.

Ifølge ett aspekt relaterer her beskrevne utførelser seg til en fremgangsmåte for planlegging av en brønnboring, hvilken fremgangsmåte innbefatter bestemmelse av boredata for boring av et segment av et planlagt borehull og identifisering av en risikosone i segmentet. I tillegg innbefatter fremgangsmåten bestemmelse av et ventet fluidtap i risikosonen og valg av en løsning for redusering av fluidtapet i risikosonen.

Ifølge et annet aspekt relaterer her beskrevne utførelser seg til en fremgangsmåte for behandling av borefluidtap på et borested, hvilken fremgangsmåte innbefatter beregning av en borefluidtaprate på borestedet, klassifisering av borefluidtapet basert på borefluidtapraten eller trykket i tapssonen, og valg av en løsning basert i det minste delvis på klassifiseringen.

Andre aspekter og fordeler med oppfinnelsen vil gå frem av den etterfølgende beskrivelse og av patentkravene.

På tegningen viser:

Fig. 1 et flytskjema for en fremgangsmåte for avhjelpende behandling av tapt sirkulasjon i samsvar med en utførelse av oppfinnelsen,

Fig. 2 er et flytskjema som viser en fremgangsmåte for avhjelpende behandling av tapt sirkulasjon ifølge én utførelse av oppfinnelsen,

Fig. 3 er et flytskjema som viser en fremgangsmåte for avhjelpende behandling av tapt sirkulasjon ifølge én utførelse av oppfinnelsen,

Fig. 4 er et flytskjema som viser en fremgangsmåte for preventiv behandling av tapt sirkulasjon ifølge én utførelse av oppfinnelsen, og

Fig. 5 viser skjematisk et datasystem ifølge én utførelse av oppfinnelsen.

Ifølge ett aspekt relaterer her beskrevne utførelser seg generelt til tapt sirkulasjon som oppstår ved boring av et brønnhull eller en brønnboring. Ifølge visse aspekter, relaterer her beskrevne utførelser seg til detektering, klassifisering og avhjelpende behandling av tapt sirkulasjon. Ifølge andre aspekter relaterer her beskrevne utførelser seg også til en antisipering av tapt sirkulasjon under planlegging av brønnboring, og preventive behandlinger for minimering av slik tapt sirkulasjon.

Årsak til og lokalisering av tap.

Som beskrevet foran kan tapt sirkulasjon skyldes naturlige årsaker, så som boring gjennom ulike formasjoner så som ikke-konsoliderte formasjoner som har høy permeabilitet, naturlig oppsprukkede formasjoner, herunder kalkstein, kalk, kvartsitt og sprø skifer, årefylte eller kaverne soner, etc. Bestemmelsen av slike formasjonstyper som man kan vente å støte på i en brønnboring (eller i det minste i segmenter av denne) og/eller som man vil kunne støte på under boring gjennom spesielle segmenter i en brønnboring, kan basere seg på brønndataregistreringer som kan angi spesielle formasjonssoner og deres egenskaper, herunder eksempelvis litologi, porøsitet, bergstyrke, frakturgradient, etc.

Tapt sirkulasjon kan eventuelt også skyldes frakturer som oppstår under boring. Eksempelvis, når poretrykket (trykket i det formasjonsporerommet som tilveiebringes av formasjonsfluider) overskrider trykket i den åpne brønnboringen, slik at derved formasjonsfluidene vil tendere til å strømme fra formasjonen og inn i den åpne brønnboringen. Derfor holder man vanligvis trykket i den åpne brønnboringen på et høyere trykk enn poretrykket. Selv om det er meget fordelaktig å kunne holde brønnboringstrykket over poretrykket, så vil det på den annen side, når trykket som utøves av brønnborefluidene overskrider formasjonens fraksjonsmotstand, kunne oppstå formasjonsoppsprekking og tilhørende slamtap. Videre, når det oppstår formasjonsrekker og brønnborefluidet i ringrommet strømmer inn i sprekkene, kan tapet av brønnboringsfluid medføre at det hydrostatiske trykket i brønnboringen synker, hvilket i sin tur muliggjør at formasjonsfluid kan gå inn i brønnboringen. Som følge herav representerer derfor formasjonsfrakturtrykket typisk en øvre grense for det trykket som tillates i en åpen brønnboring, samtidig som poretrykket danner en nedre grense. En hovedbegrensning i forbindelse med utforming av en brønn og valg av borefluider, er således balansen mellom ulike poretrykk og formasjonsfrakturtrykk eller frakturgradienter i brønnen.

En særlig krevende situasjon oppstår i tømte reservoarer, hvor formasjoner under høyt trykk ligger inntil eller er blandet med normalt eller abnormalt trykksatte soner. Eksempelvis kan trykksvekkede sandmasser med høy permeabilitet befinne seg i nærheten av høytrykksberg med lav permeabilitet, så som skifer eller sand under høyt trykk. Dette kan så godt som gjøre en boring gjennom visse tømte soner umulig, fordi slamvekten som er nødvendig for støtte av skiferen vil overskride fraksjonsmotstanden i den trykksvekkede sanden og silten.

En fagperson vil imidlertid vite at i tillegg til for stor slamvekt, kan slike induserte frakturer også delvis skyldes ulike boremetoder eller feil. Eksempelvis vil en feilaktig plassering av fôringen (for grunt) kunne resultere i et uegnet slamvektvindu basert på den reelle poretrykkgradienten, for store hulltrykk som følge av raske bevegelser av rør, for store pumperater og –hastigheter, dårlig hullrensing, etc.

I tillegg, når det oppstår fluidtap, vil det kunne være ønskelig, om mulig, å etablere eller estimere tapssonens lokasjon, eksempelvis hvorvidt tapssonen befinner seg i bunnen av hullet eller nær bunnenden av den siste fôringsstrengen, etc. En bestemmelse av tapssonens lokalisering vil kunne være særlig ønskelig for å kunne plassere en behandlingspille nøyaktig, slik at en sirkulering av borefluidet kan gjenopprettes så raskt som mulig. En estimering av tapssonen kan eksempelvis basere seg på kjente undersøkelser, så som spinnerundersøkelser, temperaturundersøkelser, radioaktive sporundersøkelser, hettrådundersøkelser, trykktransduserundersøkelser, resistivitetsundersøkelser, etc.

Tapsalvorlighet.

Alvorligheten med hensyn til fluidtap kan relateres til årsaken til den tapte sirkulasjonen, og kan kjennetegnes av trykket i tapssonen og av fluidtapsraten. Trykket i tapssonen kan estimeres, delvis basert på det fluidvolumet som tilføres for fylling av brønnen, dvs. det fluidvolum som er nødvendig for å fylle opp brønnen. Trykket i tapssonen kan beregnes som følger:

Ligning 1

hvor Pz er trykket i tapssonen (bar); Dz er den sanne vertikale dybden (TVD) for tapssonen (m); Vw er det fluidvolumet som brukes for fylling av brønnen (m<3>); d er hulldiameteren (hulldimensjonen) i meter (m); MWp er fluiddensiteten i borerøret (SG); og g er tyngdekraftakselerasjonen, 9,81 m/s<2>.

I tillegg til at det er en indikasjon av tapsalvorligheten, kan trykket i tapssonen også brukes for å indikere den slamminimumsvekten som er nødvendig for oppnåelse av brønnkontroll. Særlig vil, helt til frakturen/frakturene er tettet, enhver slamvekt over dette fluidtrykket medføre kontinuerlige fluidtap. Den statiske slamdensiteten (netto brønnboringstrykk) som sonen vil støtte, beregnes som følger:

Ligning 2

hvor MWz er slamvekten (SG) som sonen vil støtte.

Trykket i tapssonen kan eksempelvis brukes for estimering av fraksjonsåpninger, som beskrevet nedenfor, og kan spille en rolle ved bestemmelsen av den mekanismen hvormed frakturene skal behandles, dvs. hvorvidt en fraktur skal plugges/forsegles, overspennes eller fylles. Mekanismen til og effektiviteten av fraksjonsbehandlingen kan brukes for å bestemme hvorvidt og i hvilken utstrekning overbalansetilstandene kan støttes.

I tillegg kan alvorligheten også klassifiseres med den raten hvormed fluidet går tapt. Særlig kan tapsrater klassifiseres i generelle sivingstap (mindre enn 3 m<3>/t), delvise tap (3-10 m<3>/t), hvor noe fluid returneres til overflaten, og alvorlige til totale tap (mer enn 10 m<3>/t), hvor lite eller intet fluid returneres til overflaten gjennom ringrommet. Sivingstap foreligger ofte i form av meget langsomme tap, som kan være i form av filtrering til en meget permeabel formasjon og ofte feilaktig forveksles med kaksfjerning på overflaten. Som følge av de små fluidmengder som går tapt i forbindelse med sivingstap, kan det bestemmes at boring med sivingstap er den mest foretrukkede operasjonen, dersom den foregår innenfor driftsmessige grenser og innenfor budsjettmessige betraktninger av fluidtapet.

Deltap er imidlertid større enn sivingstap, og fluidkostnadene er derfor mer avgjørende i forbindelse med en avgjørelse om boring eller å bekjempe tapene. Boring med deltap kan være aktuelt dersom fluidet er billig og trykkene ligger innenfor driftsgrensene. Alvorlige og opptil totale tap vil på den annen side vanligvis alltid kreve gjenvinning av sirkulasjon og behandling av tapene.

Estimering av frakturåpning.

Frakturbredden kan enten beregnes ved hjelp av boreparametere og bergparametere eller estimeres på basis av fluidtapsraten og det hydrauliske trykket i tapssonen. Eksempelvis kan frakturgradienten, Youngs modul, Poissons tall, brønntrykket og hulldimensjonen i det minste benyttes for estimering av frakturbredden, og dette kan skje i forbindelse med planlegging av boringen eller etter tapsforekomst. Slike avgjørelser kan basere seg på konvensjonelle kjente frakturmodeller, herunder de modifiserte Perkins-Kern-Nordgren (PKN) & Geertsma-de Klerk-Khristianovic (GdK)-baserte frakturmodellene. Så snart det forekommer tap vil imidlertid fagpersoner forstå at påtrengende omstendigheter vil kunne hindre en nøyaktig beregning av frakturåpningene ut fra berg- og brønnegenskaper, og at man derfor isteden gjennomfører en estimering.

Fluidtapkontrollmekanismer.

Resultatet av typen, kvantifiseringen og analyser av tap, formasjon/fraktur-type og trykk i tapssonen, kan så benyttes for å avgjøre hvilken feilrettingsmetode som skal brukes. Behandlinger av tapt sirkulasjon deles i to hovedkategorier: behandlinger med lave fluidtap, hvor frakturen eller formasjonen raskt plugges og tettes; og behandlinger med store fluidtap, hvor dehydrering av tapshindringsmaterialet i frakturen eller formasjonen med høy lekkasje av et bærefluid, fyller en fraktur og/eller danner en plugg som så virker som et grunnlag for frakturtettingen. Den mekanisme hvormed fluidtapet kontrolleres, dvs. plugging, brodannelse og fylling, kan basere seg på partikkelstørrelsesfordeling, relativ frakturåpning, fluidlekkasje gjennom frakturveggene og fluidlekkasje til frakturspissen.

Ved behandling av lave fluidtap kan en preliminær behandling innbefatte en partikkelbasert behandling hvor partiklene kan gå inn i en frakturstrupe, plugge eller danne broer og tette frakturen. Behandlinger av store fluidtap kan innbefatte en fylling av frakturen med partikler. I partikkelbaserte behandlinger vil forskjellen mellom slike behandlinger stort sett være partikkelstørrelsene og partikkelstørrelsesfordelingen i forhold til frakturåpningen, som kan beregnes eller estimeres som nevnt foran.

Partikkelbaserte behandlinger for små fluidtap kan være bruk av en blandingsløsning som baserer seg på en partikkelstørrelsesfordeling som følger den ideelle pakkingsteorien for minimering av fluidtap. Ytterligere bestemmelser vedrørende valg av partikkelstørrelser for påbegynnelse av brodannelser, kan finnes i SPE 58793, viss innhold det her vises til. For oppnåelse av plugging eller brodannelser kan det velges en partikkelbehandling som baserer seg på partikkeltype/typer, partikkelgeometri/geometrier, konsentrasjon/konsentrasjoner og partikkelstørrelsesfordeling/fordelinger, slik at derved grove eller meget grove partikler vil plugge eller danne broer i frakturmunningen (eller i de overdimensjonerte porene i den sterkt permeable formasjonen), og finere partikler kan da danne en tett filterkake bak bropartiklene, slik at det derved dannes en forsegling og det oppnås fluidtapkontroll. I tillegg til slike partikkelbaserte behandlinger kan det, avhengig av den klassifiserte tapsalvorligheten, være nødvendig å bruke en forsterkningsplugg, herunder sement- eller harpiksbaserte plugger, for avtetting av frakturen.

I behandlinger av store fluidtap kan partikkelbaserte behandlinger typisk innbefatte en relativt smal (jevn) partikkelstørrelsesfordeling, med middels eller fine partikler, for dermed å fremme fluidtap. Bruk av slike partikler kan muliggjøre at materialet kan gå inn i og avsettes i frakturen som følge av en dehydreringsprosess når bærefluidet i LCM-behandlingen lekker inn i formasjonen. Behandlinger av store fluidtap benyttes typisk bare i høypermeable formasjoner eller frakturerte formasjoner hvor det allerede foreligger et stort fluidtap, i reservoaravsnittet, grunn og dårlig konsolidert sand eller karbonatlitologier.

LCM materialvelging.

LCM-behandlinger kan innbefatte partikkel- og/eller settingsbaserte behandlinger. De ulike materialparameterne som kan velges kan innbefatte 1) materialtype i samsvar med betraktninger som baserer seg på borefluidkompatibilitet, fluidtapsrate, frakturbredde og suksessfulle tidligere behandlinger, etc., 2) mengden av behandlingsmaterialer, i samsvar med det målte eller forventede fluidtapet, og 3) partikkeldimensjon og partikkelstørrelsesfordeling, i samsvar med trykknivåer, formasjonstype, frakturbredde, etc.

Partikkelbaserte behandlinger kan innbefatte bruk av partikler som ofte innenfor denne teknikken betegnes som brodannelsesmaterialer. Eksempelvis kan slike brodannelsesmaterialer innbefatte minst ett i hovedsaken knusingsmotstandsdyktig og partikkelformet faststoff, slik at brodannelsesmaterialet vil danne broer eller plugger i frakturene (sprekker og åpninger) som foreligger i brønnhullveggen. Som brukt her skal ”knusingsmotstandsdyktig” referere seg til et brodannelsesmateriale som fysisk sett er sterkt nok til å kunne tåle de lukkespenningene som vil virke på frakturbroen. Eksempler på brodannelsesmaterialer som egner seg for bruk i forbindelse med foreliggende oppfinnelse innbefatter grafitt, kalsiumkarbonat (fortrinnsvis marmor), dolomitt (MgCO3.CaCO3), cellulose, mika, proppematerialer så som sand eller keramiske partikler og kombinasjoner av disse. Videre vil også en del av brodannelsesmaterialet kunne innbefatte borkaks med den ønskede gjennomsnittelige partikkeldiameteren i området fra 25 til 2000 mikron.

Konsentrasjonen av brodannelsesmaterialet kan variere, eksempelvis i avhengighet av den fluidtype som brukes og i avhengighet av den brønnboringen/formasjonen hvor brodannelsesmaterialene skal brukes. Imidlertid skal konsentrasjonen i det minste være stor nok til at brodannelsesmaterialet raskt kan danne broer eller plugge frakturene (dvs. sprekker og åpninger) som er indusert i brønnhullveggen, men konsentrasjonen skal ikke være så stor at plasseringen av fluidet blir upraktisk. Hensiktsmessig bør konsentrasjonen av brodannelsesmaterialet i pillen være slik at brodannelsesmaterialet går inn i og danner broer eller plugger i frakturen før frakturen har vokst til en lengde hvor spenninger ikke lenger vil være konsentrert nær borehullet. Denne lengden kan optimalt ligge i størrelsesordenen en halv brønnboringsradius, men kan i andre utførelser være større eller mindre. I én utførelse kan konsentrasjonen av brodannelsespartikler være altfor stor, for derved å sikre at egnet dimensjonerte partikler danner broer eller plugger og tetter frakturen før frakturen har vokst lengdemessig godt utover brønnen. Videre vil slike konsentrasjoner av brodannelsesmidler som egner seg for dannelse av broer eller plugger og tilhørende stenging eller fylling av en fraktur, være avhengig av fluidtapraten. I noen utførelser kan det derfor i forbindelse med sivingstap og for å sikre en tilstrekkelig høy konsentrasjon, brukes en konsentrasjon av brodannelsespartikler som minst utgjør 80 kg/m<3>, mens det for delvise tap kan brukes en minimumskonsentrasjon på 150 kg/m<3>, og for alvorlige til totale tap kan brukes en minimumskonsentrasjon på 200 kg/m<3>. Fagpersoner vil imidlertid forstå at de her angitte konsentrasjonene bare er ment som eksempler, og at det kan brukes større mengder, alt avhengig av hvor fluidtapraten måles i kontinuumet mellom fluidtapklassene.

Dimensjoneringen av brodannelsesmaterialet kan også velges basert på størrelsen av de frakturer som antas å foreligge i en gitt formasjon. I én utførelse kan brodannelsesmaterialet ha en gjennomsnittelig partikkeldiameter i området fra 50-1500 mikron, mens området kan være fra 250-1000 mikron i en annen utførelse. Brodannelsesmaterialet kan i hovedsaken innbefatte sfæriske partikler, men brodannelsesmaterialet kan også innbefatte avlange partikler, eksempelvis stangformede eller fiberformede. Når brodannelsesmaterialet innbefatter avlange partikler, skal den gjennomsnittelige partikkellengden være slik at de avlange partiklene kan danne broer eller plugger i de induserte frakturene, ved eller nær frakturmunningen. Typisk kan avlange partikler ha en gjennomsnittslengde i området 25-2000 mikron, fordelaktig 50-1500 mikron og enda mer fordelaktig 250-1000 mikron. Brodannelsesmaterialet kan dimensjoneres slik at det greit vil danne en bro eller en plugg ved eller nær munningen til de induserte frakturene. Typisk kan frakturer som kan plugges eller fylles med en partikkelbasert behandling, ha en frakturbredde ved munningen i området fra 0,1-5 mm. Imidlertid vil frakturbredden kunne variere, blant andre faktorer, i avhengighet av styrken (stivheten) til formasjonsberget og i hvilken grad trykket i brønnboringen er øket over det opprinnelige formasjonsfrakturtrykket under dannelsen av frakturen (med andre ord, frakturbredden vil være avhengig av trykkforskjellen mellom boreslammet og det opprinnelige frakturtrykket i formasjonen under dannelsen av frakturen). I slike utførelser hvor frakturene er større enn 5 mm, vil det kunne være mer ønskelig å kunne velge en settingsbasert behandling. I en særlig utførelse hvor det velges å bruke en behandling for lave fluidtap, vil i det minste en del av brodannelsesmaterialet, fortrinnsvis en hovedandel av brodannelsesmaterialet, ha en partikkeldiameter som nærmer seg bredden til frakturmunningen. Videre kan brodannelsesmaterialet ha en bred (polydispers) partikkelstørrelsesfordeling, men det kan også brukes andre fordelinger.

I tillegg til brodannelse/plugging/propping av frakturene ved deres munninger, kan broen også forsegles for derved å hindre tap av bro/materiale bak broen og inn i brønnhullet. Avhengig av det materialet og/eller den partikkelstørrelsesfordelingen som er valgt for brodannelsespartiklene, og i avhengighet av materialets tetningsvirkning, vil det kunne være ønskelig også å ha et eventuelt brotettingsmateriale i brodannelsesmaterialet. Fagpersoner vil imidlertid forstå at i noen tilfeller vil et brodannelsesmateriale kunne ha både brodannelses-/pluggingsog forseglingsegenskaper, og et additiv kan således innbefatte både brodannelsesmaterialet og bro-tetningsmaterialet. I tillegg vil en bruk av en bred partikkelstørrelsesfordeling (og særlig en inkludering av fine brodannelsespartikler) være tilstrekkelig til å forsegle den broen eller pluggen som dannes ved frakturmunningen. I andre utførelser vil det kunne være ønskelig også å inkludere et forseglingsmateriale, for derved ytterligere å øke forseglingsstyrken. Additiver som kan brukes for øking av tetningsvirkningen i en bro, kan innbefatte slike materialer som ofte brukes når man vil ha kontroll over tapt sirkulasjon eller fluidtap.

Eksempelvis kan slike brotettingsmaterialer innbefatte fine og/eller deformerbare partikler, så som industrielt karbon, grafitt, cellulosefibre, asfalt, etc. Dessuten vil fagpersoner vite at den her gitte listen ikke er uttømmende og at det kan tenkes brukt andre tetningsmaterialer som måtte være kjent. I tillegg til brodannelsesmaterialene kan andre tapskontrollmaterialer innbefatte sivingstapkontrollfaststoffer, så som oppmalt pekan- og valnøttskall, og bakgrunn-LCM, som kan innbefatte ethvert LCM-materiale.

Settingsbehandlinger som egner seg for bruk i foreliggende oppfinnelse innbefatter slike som setter seg eller størkner etter en viss tid. Uttrykket ”settingsfluid” som brukt her, refererer seg til ethvert egnet flytende materiale som kan pumpes eller plasseres i hullet og som vil herde over tid for dannelse av en fast eller gelatert struktur og blir mer motstandsdyktig mot mekanisk deformering. Eksempler på blandinger som kan inngå i bærefluidet for at dette skal bli settbart, innbefatter sementholdige materialer, ”gunk” og polymere eller kjemiske harpikskomponenter.

Eksempler på sementholdige materialer som kan brukes for dannelse av et sementmassebærefluid, innbefatter materialer så som blandinger av kalk, silika og alumina, kalk og magnesium, silika, alumina og jernoksid, sementmaterialer så som kalsiumsulfat- og Portland-sement, og pozzolane materialer så som oppmalt slagg eller flyveaske. Formasjon, pumping og setting av en sementmasse er kjent og kan innbefatte bruk av sementakseleratorer, reterdanter, disperganter, etc., som i og for seg kjent, for derved å oppnå en masse og/eller settingssegment som har ønskede egenskaper. ”Gunk” refererer seg til en LCM-behandling som innbefatter pumping av bentonitt (eventuelt med polymerer eller sementholdige materialer) som vil herde i vann og derved danne en halvfast masse, som vil redusere tapt sirkulasjon.

Polymerbaserte LCM-behandlinger kan innbefatte enhver type av tverrbundne eller selerbare polymerer. Eksempler på slike LCM-behandlinger kan innbefatte VERSAPAC<®>, FORM-A-SQUEEZE<®>, FORM-A-SET<®>og FORM-A-PLUG<®>II, som er tilgjengelig fra M-I LLC (Houston, Texas).

I andre utførelser kan det settbare bærefluidet innbefatte pre-tverrbundne eller preherdede kjemiske harpikskomponenter. Som brukt her skal kjemiske harpikskomponenter referere seg til harpiksforløpere og/eller et harpiksprodukt. På samme måte som for sement må komponentene i brønnhullet være pumpbart og kan, etter en tilstrekkelig eller forhåndsbestemt tid, herde for dannelse av en gelatinlignende eller fast struktur. Generelt kan harpikser dannes av et bi- eller multikomponentsystem med minst én monomer som kan selv- eller kopolymeres når det utsettes for eller reagerer med et herdemiddel, som kan innbefatte et herdemiddel, en initiator, en tverrbinder, en katalysator, etc. Fagpersoner vil vite at det finnes mange harpiksmaterialer som kan brukes i foreliggende oppfinnelse, og at kravene således ikke skal anses å være begrenset til en bestemt harpikstype. Således er den nedenfor gitte beskrivelsen bare ment som eksempler på et stort antall i oppfinnelsen anvendbare harpikstyper.

Kjemiske mekanismer som kan brukes ved setting av de settbare bærefluidene ifølge oppfinnelsen, kan eksempelvis innbefatte reaksjon mellom epoksyfunksjonalisasjon med en heteroatom nukleofil, så som aminer, alkoholer, fenoler, tioler, karbanioner og karboksylater. Videre, i én utførelse, kan epoksyfunksjonalisasjonen være tilstede i enten monomeren eller i herdemidlet. Eksempelvis, som beskrevet i US patentsøknad 11/760,524, viss innhold det her vises til, kan en epoksymodifisert lipofil monomer tverrbindes med en tverrbinder som innbefatter en heteroatom nukleofil, så som en amin, en alkohol, en fenol, en tiol, en karbanion og karboksylat. I US patentsøknad 11/737,612, viss innhold det vises til, beskrives ulike monomerer, så som tanniner, ligniner, naturlige polymerer, polyaminer, etc., som kan inneholde amin- eller alkoholfunksjonalisasjon og kan tverrbindes med ulike epoksider, etc. Andre harpikser som dannes ved hjelp av epoksidkjemi, er beskrevet i US patentsøknad 60/939,733 og 60/939,727, viss innhold det her vises til. Foreliggende beskrivelse er imidlertid ikke begrenset til reaksjoner som innbefatter epoksidkjemi. Det ligger således innenfor foreliggende beskrivelse å bruke ulike elastomere geler, så som de som beskrives i US patentsøknad 60/914,604 og 60/942,346, viss innhold det vises til.

Når det brukes en kombinasjon av partikkel- og settingsbasert behandling, kan LCM-bærefluidet være et settbart bærefluid, slik at det settbare bærefluidet og brodannelsesmaterialene kan innføres i brønnboringen som en ”pille” og kan klemmes inn i en fraktur, idet det brodannende partikkelmaterialet i pillen kan danne en bro og forsegle de induserte frakturene ved eller nær munningen av frakturene. Bruk av en slik kombinasjon av partikkel- og settingsbaserte behandlinger for tetting av frakturer er beskrevet i US patent 60/953,387, viss innhold det her vises til. Det økte trykket kan da holdes mens pillen setter seg, hvilket vil kunne variere avhengig av hva slags settingsfluid som er benyttet.

Alternativt kan en partikkelbasert behandling etterfølges av en egen settingsbasert behandling.

Avhjelpende behandling.

Behandlinger av tapt sirkulasjon kan eksempelvis være i form av en punktapplikasjon eller en innklemmingsbehandling, og vil utgjøre hovedandelen av de tilfeller hvor tapt sirkulasjon forekommer. Generelt kan avhjelpingsbehandlinger deles i to hovedkategorier, lave fluidtap, hvor frakturen eller formasjonen raskt kan plugges og forsegles, og høye fluidtap, hvor dehydrering av tapshindringsmaterialet i frakturen eller formasjonen danner en plugg som så virker som et grunnlag for en frakturforsegling, som beskrevet foran. Fagpersoner vil vite at alt avhengig av den bestemte boreoperasjonen, kan en bestemmelse av hvorvidt et fluidtap er lite eller stort bli inkludert i den begynnende bestemmelsen av hvilken egnet avhjelpingsbehandling som skal brukes. I noen utførelser vil imidlertid en slik bestemmelse ikke være nødvendig, nettopp som følge av at man kjenner boredata, så som brønnboringslitologien, som kan gi nødvendig informasjon for bestemmelse av behandlingstypen/fluidtapkontrollmekanismen mellom en behandling for henholdsvis lave fluidtap og høye fluidtap. Dersom eksempelvis en boring foregår gjennom en ikke-konsolidert formasjon, så kan det være å foretrekke å benytte en behandling for store fluidtap.

Fig. 1 er et flytskjema som belyser en utførelse av oppfinnelsen. I denne utførelsen evaluerer en boreingeniør boringsoperasjonen for derved å kunne bestemme hvorvidt fluid går tapt under boringen (ST100). Fluidtapet kan bestemmes ved å overvåke fluidvolumet, så som når det oppstår et tall i fluidvolumet, og en jaavgjørelse betyr at operasjonen medfører tap av borefluid (ST100). Dersom det ikke foreligger en tilstand som indikerer at det ikke forekommer fluidtap, så kan boreingeniøren fortsette å bore (ST101).

Basert på visse aspekter av boringsoperasjonen, så som penetreringsraten, dreiemomentet som virker på borkronen, omdreininger pr. minutt, etc., kan bestemmelsen av fluidtap (ST100) skje i på forhånd valgte intervaller. I én utførelsesform kan eksempelvis en boreingeniør undersøke de bestemte tidsintervaller, så som hvert 15., 30. eller 60. minutt, om hvorvidt det forekommer fluidtap (ST100). I andre utførelser kan en boreingeniør sjekke om det forekommer fluidtap (ST100) i valgte dybdeintervall. I en slik utførelse kan en sjekking av fluidtap (ST100) eksempelvis skje i dybdeavstandstrinn på 25, 50 eller 100 fot. I andre operasjoner kan en boreingeniør undersøke om det foreligger fluidtap (ST100) når boringen veksler mellom formasjonstyper eller bare når det rapporteres fluidvolumtap. Fagpersoner vil vite at brønn-offsetdata kan brukes for prediktering av områder som kan medføre fluidtap, og i slike lokasjoner kan det gjennomføres mer frekvente fluidtapssjekker (ST100).

Etter en begynnende bestemmelse som viser at det foreligger en ja-tilstand, og fluidtap forekommer, stopper boreingeniøren boringen og studerer (ST102) brønnboringens tilstand. Ved å stoppe og observere (ST102) boreforholdene, kan boreingeniøren bestemme hvorvidt det dreier seg om overflatefluidtap eller hulltap (ST103). Ved en bestemmelse av hvorvidt fluidtap er overflatetap (ST103), bør boreingeniørene sjekke samtlige overflatetapspunkter, så som åpne ventiler, defekte slampumper og oppsprukne fluidledningstetninger. Dersom fluidtapet fastslås å være overflatetap, så skal boreingeniøren stoppe, lokalisere og rette (ST104) den tilstanden som medfører overflatetapet. Etter å ha stoppet overflatetapet, skal boreingeniøren fortsette boringen (ST101).

I noen utførelser, selv etter at man har fastslått at overflatetap er årsaken til fluidtapet, vil det kunne være gunstig å gjennomføre en fluidtapssjekk (ST100) for å verifisere at enten overflatetapet er stoppet (ST104) eller at det dreier seg om mer enn bare et overflatetap. I noen utførelser kan eksempelvis en boreoperasjon ha fluidtap som skyldes både overflate- og hulltap. I en slik situasjon vil manglende fluidtapsundersøkelser (ST100) kunne medføre at fluidtapstilstanden forblir ubehandlet selv etter en begynnende identifisering.

Dersom fluidtapet fastslås til ikke å være et overflatetap (ST103), slik at det ikke foreligger noen tilstand, bør boreingeniøren fortsette med en måling av fluidtapsraten (ST105). Den målte fluidtapsraten (ST105) kan da innbefatte en beregning av fluidtapsraten på borestedet. Som beskrevet nærmere ovenfor kan fluidtapsraten (ST103) klassifiseres basert på en fluidtapsrate uttrykt i m<3>/t. Som vist, i denne utførelsen, klassifiseres fluidtapet enten som et sivingstap (ST106), et delvis tap (ST107) eller som et alvorlig/totaltap (ST108). Som nevnt foran innbefatter sivingstap tap på mindre enn 3 m<3>/t mens delvise tap innbefatter tap fra 3-10 m<3>/t og alvorlige/totale tap er tap som er større enn 10 m<3>/t.

Basert på den målte fluidtapsraten (ST105), kan en boreingeniør så kategorisere fluidtapet, og ta stilling til en matrise av tapskontrollmaterialblandinger for den gitte fluidtapsraten. I én utførelse kan eksempelvis en boreingeniør måle tapsraten (ST105) til å være et sivingstap. For et sivingstap (ST106) kan mulighetene for løsing av fluidtapet innbefatte pumping av én eller flere tapskontrollblandinger (i denne utførelsen, en blanding valgt blant tre mulige) ned i hullet. Generelt vil sivingstap (ST106) være i form av langsomme eller små tap, og det kan dreie seg om en slags filtrering i en sterkt permeabel formasjon. I tillegg kan sivingstap (ST106) forveksles med kaksfjerning på overflaten, og ved en måling av en fluidtapsrate (ST105) bør derfor en boreingeniør vurdere hvorvidt den lave målte tapsraten i virkeligheten er tap tilknyttet kaksfjerningen.

Som vist, for et sivingstap (ST106), kan en boreingeniør bli presentert for flere løsninger med hensyn til tapskontrollmaterialet som skal pumpes ned i hullet, i denne utførelsen blanding nr. 1 (ST106a), blanding nr. 2 (ST106b) og blanding nr. 3 (ST106c). Hver blanding kan forvelges som en egnet blanding for en tapsrate som klassifiseres som et sivingstap (ST106). I én utførelse kan eksempelvis blandinger (ST106a-c) innbefatte et antall blandinger valgt basert på en bestemt frakturbredde og den fluidtype som brukes. I én utførelse kan blanding nr. 1 (ST106a) innbefatte en blanding av tapskontrollmateriale som er valgt for tetting av frakturer opp til 1000 μm, mens blanding nr. 2 (ST106b) kan innbefatte en blanding av tapskontrollmateriale som er valgt for tetting av frakturer opp til 1500 μm. I en slik utførelse kan blanding nr. 3 (ST106c) velges å innbefatte en alternativ blanding av tapskontrollmateriale som kan tette frakturer opp til 1500 μm.

I utvalgte utførelser kan en boreingeniør prediktere eller estimere frakturbredden i et borehullsegment, eksempelvis risikosonen, hvor fluidtap antas å forekomme. Predikteringen kan innbefatte bruk av bore- eller brønnhullsparametere og bergegenskaper for bestemmelse av en estimert frakturbredde, som beskrevet foran. Etter at frakturbredden er prediktert, kan optimale løsningsparametere, så vel som optimale borefluidparametere for videre boring, bestemmes basert på den predikterte frakturbredden. Eksempler på løsningsparametere kan innbefatte tapskontrollmaterialstørrelse og –konsentrasjon, mens eksempler på borefluidparametere kan innbefatte densitet, viskositet, reologi og strømningsrate. I andre utførelser kan predikteringen av frakturbredden innbefatte bruk av en fluidtapsrate og et hydraulisk trykk i tapssonen for beregning av frakturbredden.

En alternativ betraktning som kan faktoreres inn i de på forhånd valgte blandinger, er den fluidtype som brukes, eksempelvis vannbaserte eller oljebaserte borefluider. Som sådan kan blandingen nummer 3 (ST106c) i én utførelse være en blanding som er optimert for oljebaserte borefluider, mens blanding nr. 2 (ST106b) er optimert for vannbaserte borefluider. Fagpersoner vil vite at matrisen av blandingsmuligheter og de bestemte frakturåpningene som blandingene er optimalisert for, kan variere i samsvar med bestemte parametere i boreoperasjonen. Som sådan kan en boreingeniør optimere blandingsmatrisen for en bestemt boreoperasjon ved å inkludere blandinger som vil løse fluidtapproblemet som eksempelvis er registrert i offsetbrønner. Den løsningen som velges for en boreoperasjon kan i det minste delvis være basert på alvorligheten av tapet, den type borefluid som brukes, den formasjonstypen som det bores i, frakturtypen og –dimensjonen og frakturgradienten. Løsningen kan også velges basert på sekundære betraktninger, som vil være kjent for fagpersoner.

Etter at én av blandingene (ST106a-c) er pumpet ned i hullet (dvs. at løsningen implementeres), bestemmer boreingeniøren hvorvidt blandingen har vært vellykket (ST109) med hensyn til å bøte på fluidtapet. Dersom så er tilfelle, så kan boreingeniøren fortsette å bore (ST101). Dersom blandingen imidlertid ikke løser fluidtapproblemet, så kan boreingeniøren bestemme hvorvidt den måte tapsraten (ST105) er den samme, har avtatt eller har øket. Dersom den målte tapsraten er den samme, eller fremdeles klassifiseres som et sivingstap (ST106), så kan boreingeniøren gjenta valget av en blanding, herunder enten repumping av samme blanding eller velge ny blanding i matrisen. Denne prosessen med måling av en tapsrate (ST105), valg av en blanding, og bestemmelse av hvorvidt blandingen er vellykket (ST109), kan gjentas helt til den måte tapsraten (ST105) ligger innenfor et aksepterbart område. I noen utførelser kan borefluidtap rekalkuleres etter implementeringen av løsningen, og borefluidtapet kan så reklassifiseres, basert på den rekalkulerte raten til borefluidtapet. I en slik utførelse kan trinnene med rekalkulering, reklassifisering og løsningsvalg gjentas helt til fluidtapet har nådd et målfluidtap (dvs. et fluidtap som ligger innenfor et aksepterbart område).

I noen utførelser kan boreingeniøren bestemme at det er nødvendig med mer aggressive tiltak for å løse fluidtapproblemet. I en slik utførelse kan boreingeniøren velge å bruke en blanding fra en deltapskarakterisering (ST107), selv om den målte tapsraten (ST105) fremdeles ligger innenfor sivingstapkarakteriseringen (ST106). I andre utførelser kan boreingeniøren bestemme at selv om resultatet av blandingsvellykketheten (ST109) var en nei-tilstand, skal boringen fortsette (ST101). Slike betraktninger kan være aktuelle dersom fluidtapet ikke er tilstrekkelig til å utgjøre et boreproblem, dersom det ikke er økonomisk forsvarlig å forsinke boringen, eller dersom det borefluidet som brukes, ikke er kostnadsintensivt.

På samme måte som ved valg av en blending for sivingstap (ST106), kan boreingeniøren, dersom det delvise tapet (ST107) er den bestemmende tapsraten, velge en deltapsblanding, så som blanding nr. 1 (ST107a), blanding nr. 2 (ST107b) eller blanding nr. 3 (ST107c). Et deltap (ST107) innbefatter tap som er større enn sivingstapene (ST106). Kostnadene for fluidet kan derfor spille en større rolle når det skal bestemmes hvorvidt boringen skal fortsette (ST101), eller når man ønsker å finne en løsning på fluidtapet. Boring med deltap (ST107) kan være aktuelt dersom fluidet er billig og trykkene ligger innenfor driftsgrenser.

En valgt deltapsblanding kan da pumpes inn i brønnhullet, og blandingens vellykkethet (ST111) kan bestemmes. Som nevnt foran kan boreingeniøren dersom tapsraten avtar etter at en delblanding er brukt, fortsette boringen (ST101). Dersom blandingen ikke har vist seg å være vellykket, så kan boreingeniøren velge (ST112) enten å repumpe den samme blandingen, pumpe en ny blanding eller forsøke en blanding i en annen matrise, så som en alvorlig/totaltapsblanding (ST108).

Fagpersoner vil vite at de muligheter som en boreingeniør har i forbindelse med svingstap (ST106), også vil være tilgjengelig for en boreingeniør som skal løse deltapsproblemer (ST107). En boreingeniør kan således velge å fortsette boringen (ST101), selv om virkningen til deltapsblandingen (ST107a-c) ikke kan fastslås.

Som for prosessen med valg av sivingstapsblandinger (ST106a-c) og deltapsblandinger (ST107a-c), kan en karakterisering av et alvorlig/totaltap (ST108) medføre at det velges en alvorlig/totaltapsblanding (ST108a-c). Boreingeniøren kan velge en alvorlig/totaltapsblanding, så som blanding nr. 1 (ST108a), blanding nr. 2 (ST108b), eller blanding nr. 3 (ST108c). Den valgte deltapsblandingen kan så pumpes inn i brønnhullet, og blandingens vellykkethet kan bestemmes (ST113). Som nevnt foran kan boreingeniøren fortsette boringen (ST101) dersom tapsraten synker etter at delblandingen er benyttet.

For alvorlige/totale tap (ST108) er det til forskjell fra sivingstap (ST106) og deltap (107) nødvendig med fullsirkulasjon. I de fleste tilfeller kan fremgangsmåten for redusering av tap først fastslås etter at en brønnkontroll er reetablert. Dersom de alvorlige/totaltapsblandingene (ST108a-c) ikke er virkningsfulle med hensyn til reetablering av brønnkontrollen (ST113), så kan det brukes et settbart fluid (ST114). Settbare fluider kan brukes for å bekjempe alvorlige tap, og benyttes vanligvis under statiske eller dynamiske forhold, slik det er beskrevet foran.

Fagpersoner vil vite at det finnes ulike typer settbare fluider, men at det generelt foretrekkes å unngå bruk av slike, med unntagelse i forbindelse med totaltap, ut fra betraktninger vedrørende den tiden som medgår for at pluggen skal settes (eksempelvis mer enn 6 timer).

Ved valg og implementering av noen av de foran beskrevne løsninger, kan valgene og implementeringsresultatene registreres. De registrerte løsningene, og løsningsresultatene kan sammenlignes med den formasjonstypen hvor løsningen har vært benyttet, slik at det derved over tid kan genereres en mer nøyaktig matrise med valgbare løsninger. I tillegg kan de registrerte dataene brukes i forbindelse med senere planlegginger av brønnboringer, slik at når det senere skal bores hull gjennom tilsvarende formasjonstyper, kan en boreingeniør forutsi hvilke fluidtapstyper som man sannsynligvis vil møte. De innsamlede dataene fra de valgte løsninger og implementeringer, kan således benyttes som boredata ved en karakterisering av alternative løsninger.

Videre kan resultatene av løsningene i noen utførelser brukes for å bestemme hvorvidt preventive behandlinger skal brukes i pågående og/eller fremtidige boringer. Dersom eksempelvis en boring er forbundet med stadige fluidtap, så vil boredataene kunne vise at boringen bør stoppes og at det skal brukes en preventiv metode, så som en kontinuerlig partikkeltilsetning.

Fig. 2 er et flytskjema som belyser en annen utførelse av oppfinnelsen. I fig. 2 evaluerer en boreingeniør boringen for å bestemme hvorvidt man mister fluid under boringen (ST200). Dersom det foreligger en nei-tilstand, som indikerer at det ikke forekommer fluidtap, så kan boreingeniøren fortsette å bore (ST201).

Etter en begynnende fastslåing av at det foreligger en ja-tilstand, og det forekommer fluidtap, kan boreingeniøren stoppe boringen og observere (ST202) brønnhullets tilstand. Ved å stoppe og observere (ST202) boreforholdene, kan boreingeniøren bestemme hvorvidt fluidtapene er overflate- eller hulltap (ST203). Dersom fluidtapet fastslås å skyldes overflatetap, så kan boreingeniøren stoppe, lokalisere og rette på årsaken til overflatetapet (ST204). Deretter kan boreingeniøren fortsette å bore (ST201).

I noen utførelser, selv etter at man har funnet at årsaken til fluidtapet er overflatetap, vil det kunne være gunstig å gjennomføre en fluidtapsjekk (ST200), for derved å verifisere hvorvidt overflatetapet er fjernet (ST204) eller hvorvidt tapet er mer enn bare et overflatetap. I noen utførelser kan eksempelvis en boring være beheftet med fluidtap som skyldes både overflatetap og tap i hullet. I en slik situasjon vil manglende fluidtapsjekker (ST200) kunne medføre at fluidtapstilstanden forblir ubehandlet selv etter en identifisering av fluidtapstilstanden.

Dersom fluidtapet ikke fastslås å være et overflatetap (ST203), slik at det foreligger en nei-tilstand, bør boreingeniøren fortsette med en måling av fluidtapsraten (ST205). Som beskrevet nærmere foran kan fluidtapsraten (ST203) klassifiseres basert på en fluidtapsrate uttrykt i kubikkmeter tap pr. time. Som vist er fluidtapet i denne utførelsen klassifisert som et sivingstap (ST206), et deltap (ST207) eller som et alvorlig/totaltap (ST208).

På grunnlag av den målte fluidtapsraten (ST205) kan en boreingeniør kategorisere fluidtapet og se på en matrise bestående av tapskontrollmaterialblandinger for en gitt fluidtapsrate. I en utførelse kan eksempelvis en boreingeniør måle tapsraten (ST205) som et sivingstap. Som vist, for et sivingstap (ST106), kan en boreingeniør presenteres for flere løsninger med hensyn til valg av tapskontrollmateriale som skal pumpes ned i hullet, i denne utførelsen blanding nr. 1 (ST206a), blanding nr. 2 (ST206b), og blanding nr. 3 (ST206c). Hver blanding kan forvelges som en egnet blanding for en tapsrate klassifisert som et sivingstap (ST206). I én utførelse kan eksempelvis blandingene (ST206a-c) innbefatte et antall blandinger som er valgt basert på en bestemt frakturbredde og den fluidtype som brukes. I én utførelse kan blanding nr. 1 (ST206a) innbefatte en blanding av tapskontrollmateriale for tetting av frakturer opp til 1000 μm, mens blanding nr. 2 (ST206b) kan innbefatte en blanding av tapskontrollmateriale for tetting av frakturer opp til 1500 μm. I en slik utførelse kan blanding nr. 3 (ST206c) velges med en alternativ blanding av tapskontrollmateriale som kan tette frakturer opp til 1500 μm.

I utvalgte utførelser kan en boreingeniør prediktere eller estimere frakturbredden til et borehullsegment, eksempelvis den risikosonen hvor man antar at fluidtapet foregår. Predikteringen kan innbefatte bruk av bore- eller brønnhullparametere og bergegenskaper for bestemmelse av en estimert frakturbredde, slik det er beskrevet foran. Etter at frakturbredden er prediktert, kan optimale løsningsparametere, så vel som optimale borefluidparametere for fortsatt boring, bestemmes basert på den predikterte frakturbredden. Eksempler på løsningsparametere kan innbefatte tapskontrollmaterialdimensjon og –konsentrasjon, mens eksempler på borefluidparametere kan innbefatte densitet, viskositet, reologi og strømningsrate. I andre utførelser kan en prediktering av frakturbredden innbefatte bruk av en fluidtapsrate og et hydraulisk trykk i tapssonen for beregning av frakturbredden.

En alternativ betraktning som kan tas hensyn til ved forvalg av blandinger, er den fluidtypen som brukes, eksempelvis vannbaserte eller oljebaserte borefluider. I én utførelse kan således blanding nr. 3 (ST206c) være en blanding som er optimert for oljebaserte borefluider, mens blanding nr. 2 (ST206b) er optimert for vannbaserte borefluider. Fagpersoner vil vite at matrisen med blandingsmuligheter, og de bestemte frakturåpninger som blandingene er optimert for, vil kunne variere i samsvar med parametere i boreoperasjonen. En boreingeniør kan således optimere blandingsmatrisen for en bestemt boreoperasjon ved å inkludere blandinger som vil løse fluidtap som eksempelvis er registrert i offsetbrønner. Den løsningen som velges for en bestemt boreoperasjon kan basere seg i det minste delvis på tapsalvorligheten, den type borefluid som brukes, den formasjonstypen som det bores i, frakturens type og dimensjon og frakturgradienten. Løsningen kan også velges basert på sekundære betraktninger, som vil være kjent for fagpersoner.

Etter at én av blandingene (ST206a-c) er pumpet ned i hullet (dvs. at løsningen er implementert), bestemmer boreingeniøren hvorvidt blandingen var vellykket (ST209) med hensyn til å løse fluidtapsproblemet. Dersom så er tilfelle kan boreingeniøren fortsette å bore (ST201). Dersom blandingen imidlertid ikke løser fluidtapet, så bestemmer boreingeniøren hvorvidt den målte tapsraten (ST205) er den samme, har sunket eller har øket. Dersom den målte tapsraten har forblitt den samme eller fremdeles klassifiseres som et sivingstap (ST206), kan boreingeniøren gjenta blandingsvalget, herunder enten repumping av samme blanding eller valg av en ny blanding i matrisen. Denne prosessen med måling av en tapsrate (ST205), valg av en blanding, og bestemmelse av blandingens vellykkethet (ST209), kan gjentas helt til den målte tapsraten (ST205) ligger innenfor et aksepterbart område. I noen utførelser kan borefluidtapet rekalkuleres etter implementering av løsningen, og borefluidtaptypen kan reklassifiseres, basert på den rekalkulerte borefluidtapsraten. I en slik utførelse kan trinnene med rekalkulering, reklassifisering og valg av en løsning gjentas helt til fluidtapet har nådd et målfluidtap (dvs. et fluidtap som ligger innenfor et akseptabelt område).

I noen utførelser kan boreingeniøren bestemme at det er nødvendig med mer aggressive tiltak for å løse fluidtapsproblemet. I en slik utførelse kan boreingeniøren velge å bruke en blanding fra deltapskarakteriseringen (ST207), selv om den målte tapsraten (ST205) ligger innenfor sivingstapskarakteriseringen (ST206). I andre utførelser kan boreingeniøren bestemme at selv om resultatet av blandingsvellykketheten (ST205) var en nei-tilstand, skal boringen fortsette (ST201). En slik betraktning kan være aktuell dersom fluidtapet ikke er nok til å utgjøre et boreproblem, dersom det ikke er økonomisk å forsinke boringen eller dersom det borefluidet som brukes ikke er kostnadsintensivt.

Boreingeniøren kan dersom det foreligger et deltap (ST207), på samme måte som i forbindelse med valget av en blanding for sivingstap (ST206) velge en deltapsblanding, så som blanding nr. 1 (ST207a), blanding nr. 2 (ST207b) eller blanding nr. 3 (ST207c). Et deltap (ST207) innbefatter tap som er større enn sivingstapene (ST206). Her vil kostnadene i forbindelse med fluidet være mer viktige i forbindelse med avgjørelsen av hvorvidt det skal bores fortsatt (ST201) eller om man skal finne en løsning på fluidtapet. Imidlertid kan en boring med deltap (ST207) være aktuelt dersom fluidet er billig og trykkene ligger innenfor driftsgrenser.

En valgt deltapsblanding kan således pumpes inn i brønnhullet, og blandingens vellykkethet (ST211) kan bestemmes. Som nevnt foran, dersom tapsraten synker etter bruk av delblandingen, kan boreingeniøren fortsette boringen (ST201). Dersom imidlertid blandingen ikke har vært vellykket, kan boreingeniøren velge (ST212) å repumpe den samme blandingen, pumpe en ny blanding eller prøve ut en blanding i en annen matrise, så som en alvorlig/totatapsblanding (ST208). Fagpersoner vil vite at de valg en boreingeniør har i forbindelse med sivingstap (ST206) også kan være tilgjengelige for en boreingeniør som skal løse deltap (ST207). En boreingeniør kan således velge å fortsette boringen (ST201), selv om man ikke har kunnet fastslå hvorvidt deltapsblandingen (ST207a-c) har vært virkningsfull.

På samme måte som ved valg av sivingstapsblandinger (ST206a-c) og deltapsblandinger (ST207a-c), vil en karakterisering av et alvorlig/totaltap (ST208) kunne medføre valg av en alvorlig/totaltapblanding (ST208a-c). Dersom karakteriseringen indikerer at tapet er et alvorlig/totaltap (ST208), så kan permeabiliteten til formasjonen/fraktursonen bestemmes (ST215). Dersom formasjons-/fraktursonen bestemmes (ST215) til å være en sone med relativt høy permeabilitet, så kan det brukes en spottpille (ST216) som virker mot store fluidtap, så som FORM-A-SQUEEZE<®>, for behandling av fluidtapet. Dersom imidlertid formasjons-/fraktursonen bestemmes (ST215) til å være en sone med relativt lav permeabilitet, så kan det for behandling av fluidtapet brukes en alvorlig/totaltapsblanding (ST208a-c).

Dersom formsjons-/fraktursonen er en sone med relativt lav permeabilitet, så kan boreingeniøren velge en alvorlig/totaltapsblanding, så som blanding nr. 1 (ST208a), blanding nr. 2 (ST208b) eller blanding nr. 3 (ST208c). Den valgte blandingen kan så pumpes inn i brønnhullet, og vellykketheten (ST213) til blandingen kan bestemmes. Som beskrevet foran kan boreingeniøren fortsette boringen (ST201) dersom tapsraten synker etter at delblandingen er anvendt.

Til forskjell fra sivingstap (ST206) og deltap (ST207), krever alvorlige/totaltap (ST208) full sirkulasjon. I de fleste tilfeller kan således tapshindringsmetoden først bestemmes etter at brønnkontrollen er gjenopprettet. Dersom de alvorlige/totaltapsblandingene (ST208a-c) ikke er virkningsfulle med hensyn til reetablering av brønnkontrollen (ST213), kan det brukes et settbart fluid (ST214). Etter at det settbare fluidet (ST214) er benyttet, kan det gjennomføres en ekstra test (ST217) for å bestemme hvorvidt blandingen har vært virkningsfull med hensyn til redusering eller hindring av fluidtap. Dersom det settbare fluidet har løst fluidtapsproblemet, kan boringen fortsette (ST201). Dersom testen (ST217) indikerer at behandlingen ikke har vært virkningsfull (ST213), kan det brukes ekstra settbart fluid (ST214), eller brønnen kan forlates.

Fig. 3 er et flytskjema som belyser en annen utførelse av oppfinnelsen. Som i fig. 2 og 3 viser like henvisningstall til like prosesser. Som sådan er trinnene ST200-ST217 ikke diskutert nærmere i forbindelse med fig. 3. Fig. 3 viser fremgangsmåter for avhjelpende behandlinger av tapt sirkulasjon for sivingstap (ST206) som vil kunne innbefatte ekstra prosesser.

I denne utførelsen, etter en karakterisering av tapet som et sivingstap (ST206), kan det gjennomføres en andre bestemmelse av hvorvidt tapet foregår i et reservoaravsnitt (ST218). Dersom tapet ikke forekommer i et reservoaravsnitt (ST218), så kan behandlingen gjennomføres med valg av en fluidtapsblanding som beskrevet foran. Dersom avsnittet er et reservoaravsnitt (ST218), så kan det gjennomføres en sekundær prosess.

Sivingstap i reservoaravsnitt (ST218) blir generelt kontrollert ved hjelp av én av de foran beskrevne LCM-blandingene. Eksempelvis ligger LCM-konsentrasjoner for sivingstapskontrollfaststoffer typisk i området fra 50-120 kg/m<3>, mens lavere konsentrasjoner i området fra 50-80 kg/m<3>brukes i tyngre reservoarborefluid eller i reservoarer med lav til moderat permeabilitet (dvs. mindre enn 350 mD). Høyere LCM-konsentrasjoner (dvs. mer enn 100 kg/m<3>) brukes typisk hvor det brukes borefluider med lavvektfaststoffer, eller når formasjonen har en relativt høy permeabilitet (dvs. større enn 700 mD). De initielle konsentrasjonene kan inneholde en blanding av fine, middels og i visse driftssituasjoner, grove faststoffer.

Etter at det er fastslått at det foreligger tap i et reservoaravsnitt (ST218), måles fluidtapet og faststoffinnholdet med lav/høy egenvekt (ST219). Målingen av fluidtapet kan gjennomføres på overflaten ved hjelp av en høytemperatur-høytrykktestinnretning (HTHP), som vil være kjent for fagpersoner. HTHP-testinnretninger innbefatter typisk en beholder med en skive, så som en perforert keramisk skive, idet en prøve av borefluid fra borefluidreturstrømmen plasseres i beholderen under en bestemt temperatur og et bestemt trykk, hvoretter man måler den fluidmengden som går gjennom skiven. Basert på den fluidmengden som går gjennom skiven, estimeres fluidtapet i brønnhullet. I tillegg til en bestemmelse av hull-fluidtapet, bestemmes partikkeltilsetningshistorikken og gitterstørrelsen i vibrasjonsseparatoren (ST220). Når fluidtapet og innholdet av faststoffer med lav/høy egenvekt er kjent (ST219), og separatorsiktdimensjonen er bestemt (ST220), foretas det en bestemmelse av hvorvidt det er nødvendig med ekstra LCM (ST221). Typisk vil sivingstap i reservoaravsnittet indikere at konsentrasjonen av brodannende faststoffer er utilstrekkelig, eller at reservoarkarakteristikkene har endret seg.

Dersom det er nødvendig med mer LCM, så foreligger det flere mulige valg for øking av LCM-konsentrasjonen. I noen tilfeller kan det tilføres mer LCM (ST222), slik at derved konsentrasjonen av middels og/eller grove LCM-faststoffer forblir i hovedsaken konstant. En annen mulighet er å bruke en grovere vibrasjonssikt (ST223), slik at man derved holder et større volum av middels og/eller grove LCM-faststoffer i det sirkulerende fluidet. Nok en mulighet innbefatter redusering av fortynningsraten under boring (ST224), slik at man derved øker den totale konsentrasjonen av faststoffer i det sirkulerende fluidet. Etter valg av én eller flere av de mulige løsninger for øking av LCM-faststoffkonsentrasjonen (ST222-ST224), måles fluidtapet igjen (ST225). Dersom fluidtapet nå ligger innenfor et aksepterbart område, kan boringen fortsette (ST201). Dersom imidlertid fluidtapet ikke ligger innenfor et aksepterbart område, så kan man gjenta trinnene ST221-ST224, eller LCM-blandingen kan betraktes på nytt med hensyn til formasjonsegenskapene (ST226).

En gjentatt betraktning av LCM-formuleringen med hensyn til formasjonsegenskapene (ST226) kan innbefatte en bestemmelse av formasjonsporøsiteten, permeabiliteten, litologien og partikkelstørrelsesfordelingen. Slike egenskaper kan bestemmes ved hjelp av målinger under boring og/eller ved hjelp av logging under boring, så vel som ved hjelp av slam-loggdata, som typisk vil være tilgjengelig på boreriggstedet. Etter en bestemmelse av formasjonsegenskapene kan LCM-formuleringen justeres (ST227) for derved å redusere reservoarfluidtapet. Etter formuleringsjusteringen (ST227), kan fluidtapet måles igjen (ST225), og det kan foretas nye bestemmelser vedrørende en øking av LCM-konsentrasjonen (ST221), eller LCM-blandingen kan reformuleres (ST226) dersom fluidtapet ikke ligger innenfor et aksepterbart område. Ligger fluidtapet i et aksepterbart område etter LCM-formuleringsjusteringen (ST227), så kan boringen fortsette (ST201).

Det skal fortsatt vises til fig. 3, som i tillegg til en reservoaravsnittanalyse (ST218), også viser at det kan brukes mer enn tre blandinger av LCM for sivingstap (ST206), deltap (ST207) og/eller alvorlige/totale tap (ST208). Som vist kan LCM-blandinger for behadling av sivingstap (ST206) innbefatte blandingene ST206a-ST206c. Det kan også brukes andre blandinger, så som blanding ST206d, som eksempelvis kan innbefatte en fullstendig syreløselig blanding (eksempelvis kalsiumkarbonat) i en bestemt konsentrasjon (eksempelvis 80 kg/m<3>eller mer). På samme måte kan i forbindelse med deltap (ST207) en blanding (ST207d) eksempelvis innbefatte en fullstendig syreløsbar blanding av kalsiumkarbonat i en konsentrasjon på 150 kg/m<3>eller mer. I tillegg, i forbindelse med alvorlige/totale tap (ST208), kan blandingen ST207d eksempelvis innbefatte en fullt syreløselig blanding av kalsiumkarbonat i en konsentrasjon på 200 kg/m<3>eller mer. Fagpersoner vil vite at det også kan brukes andre blandinger, alt avhengig av den pågående driften. I noen utførelser kan således en boreingeniør velge blant flere eller færre enn fire blandinger ved bestemmelsen av en bestemt blanding som skal brukes for en bestemt fluidtapskarakterisering.

Preventiv behandling.

Ved planlegging av brønnboringer er en betraktning som er aktuell ved bestemmelsen av hvordan man skal bore, sannsynligheten for fluidtap fra den formasjonen det bores i. Fremgangsmåter for planlegging av en brønnboring med preventiv behandling med hensyn til tapt sirkulasjon ved at det tilføres kontinuerlige partikler til borefluidet, kan være gunstige med hensyn til å hindre fluidtap. Planleggingen av brønnboringen kan i utgangspunktet innbefatte bestemmelse av boredata for boring av i det minste ett segment av en planlagt brønnboring. Segmentet kan eksempelvis innbefatte en forhåndsbestemt lengde, en bestemt formasjon, en tidsperiode og en brønnboringsdybde. Boredata kan innbefatte alle data som kan brukes for planlegging av brønnboringer, så som brønnboringslitologi, porøsitet, tektonisk aktivitet, frakturgradient, fluidtype, fluidegenskaper, hydraulisk trykk, fluidsammensetning, brønnbane, penetreringsrate, vekt på borkronen, dreiemoment, tripphastighet, bunnhullanordningsutforming, borkronetype, borerørdimensjon, vektrørdimensjon og fôringsrørplassering. Boredata kan innbefatte offsetbrønndata, forsøksdata innsamlet fra lignende boreoperasjoner, eller data som er innsamlet i forbindelse med tidligere avhjelpsbehandlinger.

Etter at boredata er definert for et valgt brønnhullsegment, identifiseres en risikosone i segmentet. Denne risikosonen kan innbefatte et område av brønnboringssegmenter hvor man har identifisert en fare for fluidtap. I noen utførelser kan risikosonen innbefatte vesentlige deler av eller til og med hele brønnboringssegmentet, men størrelsen til risikosonen er bare én av mange betraktninger i forbindelse med bestemmelsen av implementeringen av en løsning, idet andre faktorer innbefatter forventede fluidtap i risikosonen, potensiell ustabilitet som skyldes risikosonen, og økonomiske betraktninger. Lengden til en identifisert risikosone vil generelt innbefatte korte eller lengre intervaller, og kan være bestemmende for fremgangsmåten for implementering av planlagte løsninger.

I noen utførelser kan flere planlagte segmenter analyseres sammen, slik at man derved kan identifisere fluidtapet og/eller risikosonene for større områder. Slik planlegging vil derfor kunne muliggjøre at en boreingeniør kan bestemme hvorvidt korte eller lengre intervalløsninger vil være gunstige for hele boreoperasjonen. Dersom eksempelvis en brønnboring deles i tre segmenter, hver med en lengde på 500 fot, og man identifiserer risikosoner i det første og det tredje segmentet, men ikke i det midtre segmentet, så vil det kunne være mer økonomisk å fortsette en kontinuerlig partikkeltilsetting under boringen istedenfor å endre borefluidparametere for det andre segmentet.

Identifisering av risikosonen kan også innbefatte sammenligning av boreparametere for den planlagte brønnboringen med offsetbrønndata og på basis av denne sammenligningen å bestemme risikosonen i den planlagte brønnboringen.

Fagpersoner vil vite at forekomsten av en risikosone i det minste delvis kan bestemmes basert på den type borefluid som brukes. Ved å variere boreparameterne, herunder borefluidparameterne, kan man unngå en risikosone. I tillegg vil forekomsten av en risikosone kunne skyldes bestemte boreparametere eller borefluidparametere. Eksempelvis vil boring gjennom en viss formasjon med uriktige trykk kunne medføre en frakturert formasjon, hvorved det dannes en risikosone, som ellers ville kunne være unngått. Mens det vil kunne være gunstig å kunne sammenligne boreparameterne for den planlagte brønnboringen med offsetbrønndata, kan det i andre utførelser være fordelaktig å i hovedsaken basere identifiseringen av en risikosone på brønnboringslitologi og formasjonsparametere.

Etter at risikosonen er identifisert for et bestemt segment, kan det bestemmes et ventet fluidtap i risikosonen. Dette ventede fluidtapet kan baseres på de definerte boredata, som kan innbefatte offsetbrønndata og/eller data fra avhjelpsbehandlinger i lignende brønner. I andre utførelser kan det ventede fluidtapet innbefatte prediktering av en ventet frakturbredde i risikosonen, idet man bruker bergegenskaper og boreparametere for prediktering av frakturbredden.

Frakturbredden kan så brukes for bestemmelse av et ventet fluidtap i risikosonen.

Man kan så velge en ønsket løsning for redusering av fluidtap i risikosonen. Den løsningen som velges kan i det minste delvis basere seg på det forventede fluidtapsvolumet, fluidtapslokasjonen, boreparametere, fluidparametere og den predikterte frakturbredden. I noen utførelser kan frakturbredden være den avgjørende faktoren med hensyn til bestemmelsen av hvorvidt det som preventiv behandling skal brukes en kontinuerlig partikkeltilsetning. Som nevnt foran vil en formasjonstype hvor det er sannsynlig å møte fluidtap, også være mer utsatt for frakturering, med større fluidtap, dersom det brukes uriktig dimensjonerte fluidtapkontrollpartikler og/eller trykk. Fagpersoner vil vite at blant preventive behandlinger for tapt sirkulasjon vil behandlinger mot store fluidtap være særlig gunstige.

Løsninger vil kunne innbefatte en i hovedsaken kontinuerlig tilsetning av tapskontrollpartikler under boring. Løsningen kan innbefatte en bestemt partikkelstørrelsesfordeling og konsentrasjon i borefluidet, typisk, men ikke begrenset til, mellom 20-150 kg/m<3>. I tillegg kan partikkeltilsetningene ta hensyn til avgang og fjerning i vibrasjonssikter. Den spesielle behandlingen som brukes vil også kunne være avhengig av lengden til det intervallet som skal bores, så vel som av hvorvidt partikkeltilsetningen vil skje over et kort eller lengre intervall.

I én utførelse for kontinuerlig partikkeltilsetting under boring i et kort intervall, kan tapskontrollmedia tilsettes direkte til det aktive stedet ved borkronen. Under boringen kan man enten helt gå forbi vibrasjonssiktene eller alternativt fjerne alle unntatt grovsikten i en flersiktvibrator. Tapskontrollmediet kan da resirkuleres og bibeholdes i borefluidet, slik at man bibeholder en maksimal mengde av tapskontrollmedia. Imidlertid vil en slik utførelse kunne medføre store kaksvolum i det aktive systemet, og selv om kaksen kan inngå i tapskontrollmediet, vil kaksen også medføre høyere fluidreologi, slitasje i pumpene, slitasje i loggingsverktøy og fare for plugging når det foretas logging med verktøy under boringen. I visse utførelser vil det således kunne være gunstig å prediktere en innvirkning av løsningen på en boreverktøyanordningsparameter, så som en komponent i bunnhullanordningen.

I en annen utførelse, med kontinuerlig partikkeltilsetning under boring over et lengre intervall, vil det kunne være gunstig å bruke vibrasjonssikter som har et faststoffkontrollsystem for tilsetting og fjerning av tapskontrollmedia i sirkulasjonen. Ved å håndtere partiklene i sirkulasjonen, kan man kontrollere fluidreologien og kaks kan fjernes fra systemet, slik at systemkomponentene utsettes for mindre slitasje. Avhengig av det tapskontrollmedium som brukes, vil imidlertid store materialvolum kunne gå tapt i en separering, og det vil da kreves større mengder av tapskontrollmedia.

I noen utførelser vil bruk av på forhånd blandet tapskontrollmedia kunne forenkle logistikken for kontinuerlig tilføring av materialet til det aktive systemet, da media lett kan innblandes i fluidet i ønsket konsentrasjon. Bruk av en slik forblanding vil også kunne løse logistikken som relaterer seg til tilsetting av et fast antall sekker med tapskontrollmedia pr. tidsintervall.

Typisk innbefatter kontinuerlig partikkeltilsetning tilføring av et fast antall sekker med tørt produkt til sirkulasjonssystemet pr. tidsintervall. En slik prosess krever at antall sekker og produkttyper som tilsettes er tilpasset sirkulasjonsraten og størrelsen til vibrasjonssiktene. Som følge av praktiske grenser hva angår sekkantallet som kan tilsettes pr. tidsintervall, vil bruk av tørrprodukt kunne begrense sirkulasjonsratene, siktstørrelsen og de maksimale partikkelkonsentrasjonene. En løsning kan innbefatte en behandling mot tapt sirkulasjon hvor det opprettholdes en ønsket konsentrasjon av tapskontrollmedia ved at det brukes forblandet tapskontrollmedia.

Etter at løsningen er valgt, kan en boreplan justeres for å ta hensyn til løsningen. I noen utførelser kan det utvikles en ny boreplan som innbefatter løsningen, som et resultat av bestemmelsen av det ventede fluidtapet, og for å ta hensyn til den identifiserte risikosonen. Fremgangsmåter ifølge oppfinnelsen kan således brukes for planlegging av nye brønner eller for modifisering av eksisterende brønnplaner. I noen utførelser kan den planlagte brønnboringen innbefatte en lignende eller identisk brønnplan som brukt ved boring av en offsetbrønn. Analysen av den planlagte brønnboringen vil derfor kunne innbefatte tilveiebringelse av en ny boreplan basert på de problemene man har identifisert og/eller tilordnet den planlagte brønnboringen. I andre utførelser kan den planlagte brønnboringen innbefatte et generelt sett av planer, så som boreparametere, borelokasjon og antisiperte formasjonstyper. I en slik utførelse kan identifiseringen, bestemmelsen og valget av en løsning resultere i dannelsen av en i hovedsaken helt ny brønnplan.

I andre utførelser kan de fremgangsmåter som er beskrevet for preventiv behandling brukes for optimering av en eksisterende brønnplan. Dersom eksempelvis en boreoperasjon i samsvar med en brønnplan utsettes for fluidtap, og man enten ikke ønsker å bruke avhjelpsbehandling, eller dersom avhjelpsbehandlingen har vist seg å være lite virkningsfull, kan boringen stoppes og man kan da bruke en preventiv løsning. Som sådan kan bestemmelsen av ventet fluidtap trekke nytte av en bestemmelse av optimale borefluidparametere, herunder parametere som relaterer seg til tapskontrollmedia, basert på predikterte frakturbredder for resten av boreoperasjonen.

Fig. 4 viser et flytskjema som belyser et eksempel på en preventiv behandling av tapt sirkulasjon. En preventiv behandling for tapt sirkulasjon gjennomføres med kontinuerlig partikkeltilsetning til det sirkulerende borefluidet. Denne fremgangsmåten brukes vanligvis for reservoarborefluid når det tilsettes LCM for sivingstapskontroll. Fremgangsmåten kan brukes når det bores gjennom formasjoner hvor det er kjent at det vil kunne forekomme delvise og opptil alvorlige tap og hvor det foreligger en høy sannsynlighet for at slike tap forekommer (eksempelvis tømte reservoarformasjoner). I utgangspunktet, ved en utforming av en behandling (ST400), foretas det en bestemmelse av hvorvidt tapet vil være et sivingstap eller et delvis/alvorlig tap. Dersom tapet er et sivingstap, så må boreoperatøren bestemme hvorvidt det avsnittet som bores er et reservoaravsnitt (ST401). Dersom avsnittet er et reservoaravsnitt (ST401), så bestemmes det (ST402) en bestemt LCM-formulering/konsentrasjon, som beskrevet foran, og den preventive LCM-blandingen tilsettes til borefluidet (ST403).

Dersom det avsnittet av brønnboringen som bores ikke er et reservoaravsnitt (ST401), så bestemmer boreoperatøren hvorvidt avsnittet er et avsnitt med høy permeabilitet (ST404). Dersom avsnittet ikke er et avsnitt med høy permeabilitet (ST404), så er det ikke nødvendig med preventive tiltak (ST405). Er imidlertid avsnittet et avsnitt med høy permeabilitet (ST404), så velges en LCM-blanding (ST406), så som de foran nevnte blandinger ST206a-d, og en bestemt konsentrasjon av den valgte blandingen tilsettes til borefluidet (ST407). I noen tilfeller kan konsentrasjonen til den valgte blandingen være 80 kg/m<3>, som nevnt foran i forbindelse med avhjelpsbehandlinger.

Dersom det behandlede avsnittet i brønnboringen enten er et avsnitt med høy permeabilitet (ST404) eller et reservoaravsnitt (ST401), så kan virkningen til den preventive behandlingen måles i en vedlikeholdsberegning (ST408).

Vedlikeholdsberegningen kan inkludere en bestemmelse av konsentrasjonen av middels og/eller grove LCM-faststoffer i fluidet, så vel som en bestemmelse av LCM-tilsetningsraten. Etter at mengden av LCM som nødvendig for fortsettelse av den preventive behandlingen er bestemt (ST408), blir LCM-blandingen kontinuerlig sirkulert under boring (ST409), og det foretas regulære målinger av fluidtapet (ST410). Fagpersoner vil vite at målinger av fluidtap kan gjennomføres med HTHP-tester, slik det er nevnt foran. I noen operasjoner vil regulære målinger kunne innbefatte målinger som tas hver time, men i noen operasjoner kan regulære målinger foretas i andre tidsintervaller, så som hver sjette time.

Etter at fluidtapsraten er bestemt (ST410), bestemmer boreoperatøren hvorvidt LCM-blandingen krever en justering (ST411). Dersom blandingen ikke behøver justering, fortsetter prosessen med overvåking av fluidet (ST409-ST410). Dersom LCM krever justering (ST411), kan boreoperatøren revurdere faststoffkontrollhåndteringen (ST412) ved at vedkommende eksempelvis bestemmer fluidets sirkulasjonsrate, LCM-konsentrasjonen og –volumet, og analyserer tapsinjiseringsprosessen.

Basert på en slik vurdering av faststoffkontrollhåndteringen (ST412), kan det foretas en bestemmelse av hvorvidt det er nødvendig med et større volum middels eller grove LCM-faststoffer (ST413). Dersom det er behov for ekstra middels eller grove LCM-faststoffer, kan slike LCM-faststoffer tilsettes (ST414), idet det kan brukes grovere vibrasjonssikter (ST415), og/eller man reduserer fortynningsraten (ST416), som forklart foran. Etter justeringen av LCM-konsentrasjonen (eksempelvis ved hjelp av én eller flere av ST414-ST416), kan opprettholdelsen av den preventive partikkeltilsetningen fortsette med regulært LCM-vedlikehold (ST408).

Dersom revurderingen av faststoffkontrollhåndteringen medfører at boreoperatøren bestemmer at det ikke er nødvendig med ekstra middels eller grov LCM-faststoff (ST413), så kan LCM-blandingen revurderes med hensyn til formasjonsegenskapene (ST417). De revurderte egenskapene kan eksempelvis innbefatte formasjonsporøsitet, permeabilitet, litologi og partikkelstørrelsesfordeling. Opprettholdelsen av LCM kan rekalkuleres (ST408) basert på de oppdaterte formasjonsegenskapene og revurderingen (ST417) av LCM-blandingen.

Dersom det begynnende behandlingsvalget (ST400) viser at tapstypen innbefatter enten et delvis tap eller et alvorlig/totalt tap, kan det brukes en lignende preventiv metodologi. I utgangspunktet kan en boreoperatør bestemme hvorvidt det avsnittet av brønnboringen som bores er reservoaravsnitt (ST418). Dersom det avsnittet som bores er et reservoaravsnitt, så kan en bestemmelse av hvorvidt syreløselighet er nødvendig, gjennomføres (ST419). Dersom syreløselighet ikke er nødvendig, så kan det gjennomføres en bestemmelse av hvorvidt grafitt vil forstyrre loggingsutstyret (ST420), så som verktøy for logging under boring og/eller verktøy for måling under boring. Dersom grafitt ikke vil forstyrre loggingsutstyret, så velges en bestemt LCM-blanding (ST421) basert på formasjonsegenskapene, slik det der beskrevet foran. Dersom grafitten vil kunne forstyrre loggingsutstyret eller dersom det er nødvendig med syreløselighet, så kan det velges en syreløselig LCM-blanding, så som den foran nevnte blandingen ST207d (ST422).

Etter at blandingen er valgt (ST421 eller ST422), tilsettes blandingen til borefluidet (ST423), i en konsentrasjon på eksempelvis 150 kg/m<3>. Tilsvarende, dersom brønnboreavsnittet i utgangspunktet bestemmes som ikke-inneholdende et reservoaravsnitt (ved ST418), kan en boreoperatør velge en blanding (ST421) og tilsette denne til borefluidet (ST423).

Etter tilsettingen av den preventive LCM-blandingen til borefluidet, kan virkningen av den preventive behandlingen måles i forbindelse med en opprettholdelsesberegning (ST424). Denne beregningen kan innbefatte bestemmelse av konsentrasjonen av middels og/eller grove LCM-faststoffer i fluidet, så vel som en bestemmelse av en LCM-tilsetningsrate til fluidet. Etter at mengden av LCM som er nødvendig for fortsettelse av den preventive behandlingen er bestemt (ST424), sirkuleres LCM-blandingen kontinuerlig under boring (ST425), og det foretas regulære målinger av fluidtapet (ST426). Som nevnt foran kan fluidtapet måles på overflaten ved hjelp av kjente HTHP-metoder. I noen tilfeller, for på en mer nøyaktig måte å reflektere fluidetapet, kan HTHP-testen gjennomføres ved hjelp av en spaltskive av stål eller en keramisk skive med spalter.

Etter at fluidtapsraten er bestemt (ST426), bestemmer boreoperatøren hvorvidt LCM-blandingen krever justering (ST411). Dersom blandingen ikke krever justering, fortsetter overvåkingen av fluidet (ST409 til ST410). Dersom LCM krever justering (ST427), kan boreoperatøren revurdere faststoffkontrollhåndteringen (ST428), ved at vedkommende eksempelvis bestemmer fluidets sirkulasjonsrate, bestemmer LCM-konsentrasjonen og –volumet og analyserer tapsinjiseringsprosessen.

Basert på revurderingen av faststoffkontrollhåndteringen (ST428), kan det tilsettes ekstra LCM-faststoffer (ST429), det kan brukes grovere sikter i vibrasjonssiktene (ST430), og/eller fortynningsraten kan reduseres (ST431), slik det er forklart foran. Etter at LCM-konsentreringen er justert (eksempelvis ved hjelp av én eller flere av ST429-ST431), kan opprettholdelsen av tilsettingen av preventive partikler fortsette i forbindelse med en regulær LCM-opprettholdelse (ST424).

Under revurderingen av faststoffkontrollhåndteringen i enten ST428 eller ST412, kan ytterligere informasjon, så som partikkelstørrelsesfordelingsmålinger på riggstedet også gjennomføres (ST432) ved hjelp av computersystemer og/eller nettverk og/eller på et sted i en avstand fra borestedet. I noen utførelser kan data i tillegg til partikkelstørrelsesfordelingsmålingene også oppnås og brukes ved revurderingen av faststoffkontrollhåndteringssystemet (ST412 og ST428). Med effektiv faststoffkontrollhåndtering (ST412 og ST428), kan partikkelstørrelsesfordelingen og konsentrasjonen av LCM i borefluidet opprettholdes, og den preventive behandlingen kan da unødvendiggjøre avhjelpsbehandlinger.

Utførelser av oppfinnelsen kan implementeres med så godt som enhver computertype, uansett hvilken plattform som brukes. Eksempelvis, som vist i fig. 1, kan et computersystem 500 innbefatte én eller flere prosessorer 502, tilhørende minne 504 (eksempelvis RAM – random access memory, hurtigminne, flashminne, etc.), en lagringsinnretning 506 (eksempelvis en hard disk, en optisk driver så som en kompaktskivedriver eller en digital videoskive (DVD)-driver, en flash memoryminne etc.) og flere andre elementer og funksjonaliteter som er typiske for dagens computere (ikke vist). Computeren 500 kan også innbefatte innlesingsmidler, så som et tastatur 508, en mus 510 eller en mikrofon (ikke vist). Videre kan computeren 500 innbefatte utlesingsmidler, så som en monitor 512 (eksempelvis en LCD – liquid crystal display, en plasmaskjerm eller en katodestrålerør (CRT)-monitor). Computersystemet 500 kan være tilknyttet et nettverk 514 (eksempelvis et lokalt nettverk (LAN), et bredere nettverk (WAN) så som internett, eller en annen type nettverk) via en nettverksgrensesnittforbindelse (ikke vist). Fagpersoner vil vite at det foreligger mange ulike computersystemtyper og at de nevnte innlesingsog utlesingsmidlene kan ha andre former. Generelt innbefatter computersystemet 500 i det minste de minimale prosesserings-, innlesings- og/eller utlesingsmidler som er nødvendig for gjennomføring av utførelser av oppfinnelsen.

Fagpersoner vil også vite at ett eller flere elementer i det nevnte computersystemet 500 kan være anordnet på et fjerntliggende sted og være forbundet med de andre elementene i et nettverk. Videre kan utførelser av oppfinnelsen implementeres i et distribueringssystem som innbefatter et antall noder, hvor hver del av oppfinnelsen (eksempelvis datalagringsobjekter, signaturgenerator, signaturanalysator, etc.) kan være plassert i en annen node i distribusjonssystemet. I én utførelse av oppfinnelsen korresponderer noden til et computersystem. Alternativt kan noden korrespondere til en prosessor med tilordnet fysisk minne. Noden kan alternativt korrespondere til en prosessor med delt minne og/eller delte ressurser. Videre kan programvareinstruksjoner for gjennomføring av utførelser av oppfinnelsen være lagret på et computerlesbart medium så som en CD (compact disc), en diskett, et bånd, en fil eller en annen computerlesbar lagringsinnretning.

Fordelaktig kan utførelser av oppfinnelsen muliggjøre avhjelpsbehandlinger av fluidtap under en boring. Særlig vil en avhjelpsbehandling kunne muliggjøre en klassifisering av boretap basert på en måling av fluidtapsraten, og det kan da bestemmes tilhørende løsninger for en gitt klassifisering. Klassifiseringen kan således muliggjøre mer nøyaktige løsninger for identifisering og oppretting av borefluidtap, med tilhørende reduserte kostnader i forbindelse med boringen.

Fordelaktig kan utførelser av foreliggende oppfinnelse også muliggjøre preventive behandlinger av fluidtap under boreoperasjoner hvor det oppstår fluidtap, så vel som under en planlegging av en brønnboring. Preventive behandlinger kan muliggjøre løsninger for fluidtap som bygges inn i brønnboreplanene, for på den måten å redusere fluidtap under den etterfølgende boringen. I tillegg kan preventive behandlinger brukes som fortløpende modifikasjoner av boreplaner når man støter på uventede formasjonstyper under en boring. Preventive behandlingsløsninger kan således brukes både i forbindelse med planlegging av brønnboringer og for revurdering av eksisterende brønnboreplaner under en boring.

Claims (17)

PATENTKRAV

1. Fremgangsmåte innbefattende:

- bestemmelse av boredata for boring av et segment av et planlagt brønnhull,

- identifisering av en risikosone i segmentet, hvor identifiseringen innbefatter:

i) sammenligning av boreparametere for den planlagte brønnboringen med offsetbrønndata, og

ii) bestemmelse, basert på sammenligningen, av risikosonen for den planlagte brønnboringen.

- bestemmelse av et ventet fluidtapvolum i risikosonen,

- velging av en løsning for redusering av fluidtap i risikosonen, hvor løsningen innbefatter:

a) tilveiebringelse av en behandling for tapt sirkulasjon, and

b) opprettholdelse av behandlingen for tapt sirkulasjon; and

- boring av det planlagte borehullet ved bruk av løsningen,

hvor en computerlesbar lagringsinnretning omfattende lagrete programvareinstruksjoner lar et computersystem utføre nevnte bestemmelse, identifisering, bestemmelse og velging.

2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,

k a r a k t e r i s e r t v e d justering av en boreplan for inkludering av løsningen.

3. Fremgangsmåte ifølge krav 1,

k a r a k t e r i s e r t v e d tilveiebringelse av en boreplan som innbefatter løsningen.

4. Fremgangsmåte ifølge krav 1,

k a r a k t e r i s e r t v e d prediktering av en frakturbredde i risikosonen, og bestemmelse av en optimal borefluidparameter basert på den predikterte frakturbredden.

5. Fremgangsmåte ifølge krav 4,

k a r a k t e r i s e r t v e d at predikteringen innbefatter bruk av boreparametere og bergegenskaper for prediktering av frakturbredden.

6. Fremgangsmåte ifølge krav 1,

k a r a k t e r i s e r t v e d prediktering av en løsnings innvirkning på en boreverktøyanordningsparameter.

7. Fremgangsmåte ifølge krav 1,

k a r a k t e r i s e r t v e d at boredataene innbefatter i det minste én av faktorene brønnhullitologi, porøsitet, tektonisk aktivitet, frakturgradient, fluidtype, fluidegenskaper, hydraulisk trykk, fluidsammensetning, brønnbane, penetreringsrate, vekt på borkronen, dreiemoment, motstand, tripphastighet, bunnhullanordningsutforming, borkronetype, borerørdimensjon, vektrørdimensjon og fôringsrørplassering.

8. Fremgangsmåte innbefattende:

- beregning av en borefluidtapsrate på borestedet fra definert boringsdata,

- klassifisering av borefluidtapet basert på borefluidtapsraten, og - valg av en løsning basert i det minste delvis på klassifiseringen, and - behandling av borefluidtapet på borestedet ved bruk av den valgte løsningen,

hvor en computerlesbar lagringsinnretning omfattende lagrete programvareinstruksjoner lar et computersystem utføre nevnte bestemmelse, identifisering, bestemmelse og velging.

9. Fremgangsmåte ifølge krav 8,

k a r a k t e r i s e r t v e d at klassifiseringen innbefatter minst ett av tapene sivingstap, deltap, totalt tap, alvorlig fullstendig tap, og undergrunnsutblåsning.

10. Fremgangsmåte ifølge krav 8,

k a r a k t e r i s e r t v e d rekalkulering av borefluidtapsraten etter implementeringen av løsningen, og reklassifisering av borefluidtapet basert på den rekalkulerte borefluidtapsraten.

11. Fremgangsmåte ifølge krav 10,

k a r a k t e r i s e r t v e d gjentagelse av trinnene med rekalkulering, reklassifisering og velging inntil borefluidtapet har nådd et målfluidtap.

12. Fremgangsmåte ifølge krav 10,

k a r a k t e r i s e r t v e d valg av en andre løsning basert i det minste delvis på reklassifiseringen.

13. Fremgangsmåte ifølge krav 8,

k a r a k t e r i s e r t v e d at den valgte løsningen i det minste delvis baseres på alvorligheten til tapet, type borefluid som brukes, type formasjon det bores i, frakturtype og/eller en frakturgradient.

14. Fremgangsmåte ifølge krav 8,

k a r a k t e r i s e r t v e d prediktering av en frakturbredde i risikosonen, og bestemmelse av en optimal borefluidparameter basert på den predikterte frakturbredden.

15. Fremgangsmåte ifølge krav 14,

k a r a k t e r i s e r t v e d at predikteringen innbefatter bruk av boreparametere og bergegenskaper for prediktering av frakturbredden.

16. Fremgangsmåte ifølge krav 14,

k a r a k t e r i s e r t v e d at kalkuleringen innbefatter bruk av en fluidtapsrate og et hydraulisk trykk i tapssonen for beregning av frakturbredden.

17. Fremgangsmåte ifølge krav 11,

k a r a k t e r i s e r t v e d bestemmelse av hvorvidt fluidtapet er et overflatefluidtap eller et nede i hullet fluidtap.