NO341922B1

NO341922B1 - Increased penetration rate from borehole fluids with low rheology

Info

Publication number: NO341922B1
Application number: NO20081939A
Authority: NO
Inventors: Doug Oakley; Jarrod Massam; Todd Reid; Andrew Bradbury
Original assignee: Mi Llc
Priority date: 2007-04-27
Filing date: 2008-04-23
Publication date: 2018-02-19
Also published as: NO20081939L

Abstract

Fremgangsmåter for økning av en penetrasjonsrate ved boring sammenlignet med boring med et basislinje-borefluid omfattende et baritt-vektmiddel av API-kvalitet og som har en gitt synking, bunnfellingsrate, densitet, strømningsrate, og trykkfall gjennom et borehull, omfattende: sirkulering av et borefluid omfattende et basisfluid og et mikronisert vektmiddel gjennom borehullet; hvori borefluidet er karakterisert ved å ha en ekvivalent densitet, en ekvivalent eller lavere bunnfellingsrate, og en ekvivalent eller lavere synking enn basislinje-borefluidet; hvori sirkuleringen er ved en høyere strømningsrate enn strømningsraten for basislinje-borefluidet; og hvori sirkuleringen resulterer i et ekvivalent eller lavere trykkfall gjennom borehullet.Methods of increasing a penetration rate by drilling compared to drilling with a baseline drilling fluid comprising an API grade barite weighting agent having a given sinking, settling rate, density, flow rate, and pressure drop through a borehole, comprising: circulating a drilling fluid comprising a base fluid and a micronized weight through the borehole; wherein the drilling fluid is characterized by having an equivalent density, an equivalent or lower settling rate, and an equivalent or lower sink than the baseline drilling fluid; wherein the circulation is at a higher flow rate than the flow rate of the baseline drilling fluid; and wherein the circulation results in an equivalent or lower pressure drop through the borehole.

Description

KRYSSREFERANSE TIL BESLEKTEDE SØKNADER CROSS-REFERENCE TO RELATED APPLICATIONS

Denne søknaden er en continuation-in-part søknad av samløpende US patentsøknad serienr. 11/162850, som er en continuation-søknad av US patentsøknad løpenr. 10/274528, som er en continuation-in-part av US patentsøknad løpenr. This application is a continuation-in-part application of concurrent US patent application serial no. 11/162850, which is a continuation application of US patent application serial no. 10/274528, which is a continuation-in-part of US patent application serial no.

09/230302, nå US patentnr. 6586 372, som er US national fasesøknaden i henhold til 35 U.S.C § 371 av en PCT internasjonal søknad nr. PCT/EP97/003802, innlevert 16. juli 1997, som igjen krever prioritet i henhold til Paris konvensjonen fra UK patentsøknad nr. 9615549.4 innlevert 24. juli 1996. Denne søknaden er også en continuation-in-part søknad av samtidig løpende US patentsøknad løpenr. 11/617576, som er en continuation-søknad av US patentsøknad løpenr. 11/145054, nå US patentnr. 7 176 165, som krever prioritet fra US provisorisk søknad løpenr. 60/576420. Denne søknaden er også en continuation-in-part søknad av samtidig løpende US patentsøknad løpenr. 11/617031, som er en continuation-søknad av US patentsøknad løpenr. 11/145053, nå US patentnr. 7169 738, som krever prioritet fra US provisorisk søknad løpenr. 60/576420. Denne søknaden er også en continuation-in-part søknad av samtidig løpende US patentsøknad løpenr. 11/145259, som krever prioritet fra US provisorisk søknad løpenr. 60/576420. Denne søknaden er også en continuation-in-part søknad av US patentsøknad løpenr. 11/741199, som krever prioritet fra US provisorisk søknad løpenr. 60/825156. Hver av de ovenfor opplistede prioritetsdokumenter er herved innlemmet ved referanse. 09/230302, now US patent no. 6,586,372, which is the US national phase application under 35 U.S.C § 371 of a PCT International Application No. PCT/EP97/003802, filed July 16, 1997, which in turn claims priority under the Paris Convention from UK Patent Application No. 9615549.4 filed 24 July 1996. This application is also a continuation-in-part application of concurrent US patent application serial no. 11/617576, which is a continuation application of US patent application serial no. 11/145054, now US patent no. 7 176 165, which claims priority from US provisional application serial no. 60/576420. This application is also a continuation-in-part application of concurrent US patent application serial no. 11/617031, which is a continuation application of US patent application serial no. 11/145053, now US patent no. 7169 738, which claims priority from US provisional application serial no. 60/576420. This application is also a continuation-in-part application of concurrent US patent application serial no. 11/145259, which claims priority from US provisional application serial no. 60/576420. This application is also a continuation-in-part application of US patent application serial no. 11/741199, which claims priority from US provisional application serial no. 60/825156. Each of the priority documents listed above is hereby incorporated by reference.

Området for omtalen The area of the review

Utførelsesformer omhandlet heri vedrører generelt boring av en jordformasjon ved anvendelse av et borefluid. I andre aspekter vedrører utførelsesformer omhandlet heri økning av penetrasjonsrater ved boring av en jordformasjon ved anvendelse av et borefluid som omfatter et basisfluid og et mikronisert vektmiddel, enten belagt eller ubelagt. Embodiments discussed herein generally relate to drilling an earth formation using a drilling fluid. In other aspects, embodiments discussed herein relate to increasing penetration rates when drilling a soil formation using a drilling fluid comprising a base fluid and a micronized weighting agent, either coated or uncoated.

Bakgrunn Background

Ulike fluider anvendes ved boring eller komplettering av en brønn, og fluidene kan anvendes av mange forskjellige årsaker. Vanlige anvendelser for borefluider inkluderer: smøring og avkjøling av skjærende overflater av borekrone under boring generelt eller innboring (dvs. boring i en tilsiktet oljeholdig formasjon), transport av "borekaks" (stykker av formasjon drevet bort ved den skjærende virkningen av tennene på en borekrone) til overflaten, kontrollering av formasjonsfluid-trykk for å hindre utblåsinger, opprettholdelse av brønnstabilitet, suspendering av faststoffer i brønnen, minimalisering av filtreringstap inn i og stabilisering av formasjonen som brønnen bores gjennom, fakturering av formasjonen i nærheten av brønnen, fortrengning av fluidet inne i brønnen med et annet fluid, rensing av brønnen, testing av brønnen, overføring av hydraulisk energi (hestekrefter) til borekronen, fluid anvendt for plassering av en produksjonspakning, forlating av brønnen eller forberedelse av brønnen for forlating, og ellers behandling av brønnen eller formasjonen. Different fluids are used when drilling or completing a well, and the fluids can be used for many different reasons. Common applications for drilling fluids include: lubrication and cooling of bit cutting surfaces during drilling in general or drilling in (i.e. drilling into an intended oil-bearing formation), transportation of "drill cuttings" (pieces of formation driven away by the cutting action of the teeth of a bit ) to the surface, controlling formation fluid pressure to prevent blowouts, maintaining well stability, suspending solids in the well, minimizing filtration losses into and stabilizing the formation through which the well is drilled, invoicing the formation near the well, displacing the fluid inside in the well with another fluid, cleaning the well, testing the well, transferring hydraulic energy (horsepower) to the drill bit, fluid used for placing a production packing, abandoning the well or preparing the well for abandonment, and otherwise treating the well or formation .

Generelt bør borefluider være pumpbare under trykk ned gjennom strenger av borerør, deretter gjennom og rundt borekrone-hodet dypt i grunnen, og deretter returneres tilbake til jordoverflaten gjennom et ringrom mellom utsiden av borestrengen og hullveggen eller fôringsrøret. Utover tilveiebringelse av borings-smørings og -effektivitet, og hemming av slitasje, bør borefluider suspendere og transportere faste partikler til overflaten for separasjon og avhending. I tillegg bør fluidene være i stand til å suspendere additive vektmidler (for å øke spesifikk vekt av slammet), generelt finmalte baritt-typer (bariumsulfat), og transportere leire og andre substanser som er i stand til å adhere til og belegge overflaten av borehullet. In general, drilling fluids should be pumpable under pressure down through strings of drill pipe, then through and around the drill bit head deep into the ground, and then returned to the surface through an annulus between the outside of the drill string and the hole wall or casing. In addition to providing drilling lubrication and efficiency, and inhibiting wear, drilling fluids should suspend and transport solid particles to the surface for separation and disposal. In addition, the fluids should be able to suspend additive weighting agents (to increase the specific gravity of the mud), generally finely ground barite types (barium sulfate), and transport clays and other substances capable of adhering to and coating the surface of the borehole .

Borefluider er generelt karakterisert som tiksotropiske fluidsystemer, dvs. at de utviser lav viskositet når de skjæres, slik som når de er i sirkulasjon (som finner sted under pumping eller kontakt med den bevegede borekronen). Når skjærvirkningen stanses bør imidlertid fluidet være i stand til å suspendere i faststoffer som det inneholder for å hindre tyngdekraftseparasjon. Når borefluidet er under skjærbetingelser og en fritt-flytende nesten-væske, må det i tillegg bibeholde en tilstrekkelig høy nok viskositet for å føre all uønsket partikkelformet substans fra bunnen av borehullet til overflaten. Borefluid-formuleringen bør også tillate at borekakset og annet uønsket partikkelformet material separeres fra væskefraksjonen etter transport til overflaten. Drilling fluids are generally characterized as thixotropic fluid systems, ie they exhibit low viscosity when sheared, such as when in circulation (which occurs during pumping or contact with the moving drill bit). However, when the shearing action is stopped, the fluid should be able to suspend in solids it contains to prevent gravity separation. When the drilling fluid is under shear conditions and a free-flowing near-liquid, it must also maintain a sufficiently high enough viscosity to carry all unwanted particulate matter from the bottom of the borehole to the surface. The drilling fluid formulation should also allow the drill cuttings and other unwanted particulate material to be separated from the fluid fraction after transport to the surface.

Det er et økende behov for borefluider som har de reologiske profiler som gjør det mulig å bore brønner, spesielt dype eller horisontale brønner, på enklere måte. Borefluider med tilpassede reologiske egenskaper sikrer at borekaks fjernes fra borehullet så effektivt og virkningsfullt som mulig for å unngå dannelsen av sjikt av borekaks i brønnen som kan forårsake at borestrengen setter seg fast, blant andre anliggender. Det er også et behov fra et perspektiv med hensyn til borefluid-hydraulikk (ekvivalent sirkulerende densitet) for å redusere trykkene som er nødvendige for å sirkulere fluidet, idet dette hjelper til å unngå at formasjonen utsettes for overdrevne krefter som kan frakturere formasjonen og forårsake at fluidet, og eventuelt brønnen, tapes. I tillegg er en forbedret profil nødvendig for å hindre bunnfelling eller synking av vektmiddelet i fluidet, og hvis dette inntreffer kan det føre til en ujevn densitetsprofil inne i sirkulasjonsfluidsystemet, som kan resultere i tap av brønnkontroll, slik som på grunn av gass/fluid-innstrømning, og stabilitetsproblemer i borehullet, slik som utrasing og frakturer. There is a growing need for drilling fluids that have the rheological profiles that make it possible to drill wells, especially deep or horizontal wells, in an easier way. Drilling fluids with adapted rheological properties ensure that cuttings are removed from the borehole as efficiently and effectively as possible to avoid the formation of a layer of cuttings in the well which can cause the drill string to stick, among other issues. There is also a need from a drilling fluid hydraulics (equivalent circulating density) perspective to reduce the pressures required to circulate the fluid, helping to avoid subjecting the formation to excessive forces that could fracture the formation and cause the fluid, and possibly the well, is lost. In addition, an improved profile is necessary to prevent sedimentation or sinking of the weight agent in the fluid, and if this occurs it can lead to an uneven density profile within the circulating fluid system, which can result in loss of well control, such as due to gas/fluid inflow, and stability problems in the borehole, such as spalling and fractures.

Fluidegenskaper som er nødvendige for å tilfredsstille disse utfordringene inkluderer f.eks. at fluidet må være lette å pumpe, idet de krever en minimumsmengde av trykk for å drive fluidet gjennom innsnevringer i sirkulasjonsfluidsystemet, slik som borekrone-dyser eller verktøy i borehullet. Med andre ord bør fluidet ha den lavest mulige viskositet under høy-skjær-betingelser. Omvendt, i soner i brønnen hvor strømningsarealet er stort, hastigheten av fluidet er lav, hvor der er lav-skjær-betingelser, eller når fluidet er statisk, bør viskositeten av fluidet være så høy som mulig for å hindre bunnfelling, suspendere og transportere vektmaterialet og det borede borekakset. Det skal imidlertid også anføres at viskositeten av fluidet ikke bør fortsette å øke under statiske betingelser til uakseptable nivåer. Ellers kan dette, når fluidsirkulasjon fås tilbake, føre til overdrevne trykk som kan frakturere formasjonen eller alternativt kan føre til tapt tid hvis kraften som kreves for å få tilbake et fullstendig sirkulasjonsfluidsystem er utenfor grensene for pumpene. Fluid properties that are necessary to satisfy these challenges include e.g. that the fluid must be easy to pump, as they require a minimum amount of pressure to drive the fluid through constrictions in the circulating fluid system, such as drill bit nozzles or tools in the borehole. In other words, the fluid should have the lowest possible viscosity under high-shear conditions. Conversely, in zones in the well where the flow area is large, the velocity of the fluid is low, where there are low-shear conditions, or when the fluid is static, the viscosity of the fluid should be as high as possible to prevent settling, suspending and transporting the weight material and the drilled drill cuttings. However, it should also be stated that the viscosity of the fluid should not continue to increase under static conditions to unacceptable levels. Otherwise, when fluid circulation is restored, this can lead to excessive pressures that can fracture the formation or, alternatively, can lead to lost time if the power required to restore a full circulating fluid system is beyond the limits of the pumps.

Borehullsfluider må også bidra til stabiliteten av borehullet, og styre strømmen av gass, olje eller vann fra porene i formasjonen for å hindre f.eks. strømning eller utblåsning av formasjonsfluider eller sammenbrudd av trykksatte jordformasjoner. Fluidsøylen i hullet utøver et hydrostatisk trykk proporsjonalt med dybden av hullet og densiteten av fluidet. Høytrykks-formasjoner kan kreve et fluid med en spesifikk vekt på 3,0 eller høyere. Borehole fluids must also contribute to the stability of the borehole, and control the flow of gas, oil or water from the pores in the formation to prevent e.g. flow or blowout of formation fluids or collapse of pressurized earth formations. The fluid column in the hole exerts a hydrostatic pressure proportional to the depth of the hole and the density of the fluid. High pressure formations may require a fluid with a specific gravity of 3.0 or higher.

Mange materialer anvendes for tiden for å øke densiteten av borehullsfluidet. Disse inkluderer oppløst salter slik son natriumklorid, kalsiumklorid og kalsiumbromid. Alternativt er pulverformede mineraler slik som baritt, kalsitt og hematitt tilsatt til et fluid for å danne suspensjon med økt densitet. Anvendelsen av findelt metall, slik som jern, som et vektmaterial i et borefluid, hvori vektmaterialet inkluderer jern/stålkule-formede partikler med en diameter mindre enn 250 mikron og foretrukket mellom 15 og 75 mikron, har også blitt beskrevet. Anvendelsen av kalsium- eller jernkarbonat i finpulverform har også blitt foreslått. Den plastiske viskositet av slik fluider øker imidlertid hurtig når partikkelstørrelsen avtar, hvilket begrenser anvendeligheten av disse materialene. Many materials are currently used to increase the density of the borehole fluid. These include dissolved salts such as sodium chloride, calcium chloride and calcium bromide. Alternatively, powdered minerals such as barite, calcite and hematite are added to a fluid to form a suspension with increased density. The use of finely divided metal, such as iron, as a weight material in a drilling fluid, wherein the weight material includes iron/steel spherical particles with a diameter less than 250 microns and preferably between 15 and 75 microns, has also been described. The use of calcium or iron carbonate in fine powder form has also been suggested. However, the plastic viscosity of such fluids increases rapidly as the particle size decreases, which limits the applicability of these materials.

Konvensjonelle vektmidler slik som pulverformet baritt utviser en gjennomsnittlig partikkeldiameter (d50) i området 10-30 mikron. For å suspendere disse materialene på tilfredsstillende måte krever tilsetning av et geldannelsesmiddel slik som bentonitt for vannbaserte fluider, eller organisk modifisert bentonitt for oljebaserte fluider. En oppløselig polymerviskositetsøker/forbedrer slik som xantangummi kan også tilsettes for å nedsette sedimenteringsraten av vektmiddelet. Siden mer geldannelsesmiddel tilsettes for å øke suspensjonsstabiliteten, øker imidlertid fluidviskositeten (plastisk viskositet og/eller flytegrense) på uønsket måte hvilket resulterer i redusert pumpbarhet. Dette er også tilfellet hvis en viskositetsøker anvendes for å opprettholde et ønsket nivå av suspensjon av faststoffer. Conventional weighting agents such as powdered barite exhibit an average particle diameter (d50) in the range of 10-30 microns. To suspend these materials satisfactorily requires the addition of a gelling agent such as bentonite for water-based fluids, or organically modified bentonite for oil-based fluids. A soluble polymer viscosity increaser/improver such as xanthan gum can also be added to reduce the sedimentation rate of the weighting agent. However, since more gelling agent is added to increase suspension stability, fluid viscosity (plastic viscosity and/or yield strength) increases undesirably resulting in reduced pumpability. This is also the case if a viscosity increaser is used to maintain a desired level of suspension of solids.

Sedimenteringen (eller "synkingen") av partikkelformede vektmidler blir mer kritisk borehull boret ved høye vinkler fra vertikalen, ved at en synking på f.eks. en tomme (2,54 cm) kan resultere i en kontinuerlig søyle av fluid med redusert densitet langs den øvre delen av borehullsveggen. Slike brønner med høy vinkel bores ofte over store avstander for å få tilgang til f.eks. fjerntliggende deler av et oljereservoar. I slike tilfeller er det viktig å minimalisere et borefluids plastiske viskositet for å redusere trykktapene over lengden av borehullet. På samme tid bør en høy densitet også opprettholder for å hindre utblåsing. Videre, som angitt ovenfor med partikkelformede vektmaterialer, blir anliggendene med synking i økende grad viktig for å unngå forskjellig festing eller bunnfelling av de partikkelformede vektmidler på den nedre siden av borehullet. The sedimentation (or "sinking") of particulate weights becomes more critical borehole drilled at high angles from the vertical, in that a sinking of e.g. an inch (2.54 cm) can result in a continuous column of fluid of reduced density along the upper part of the borehole wall. Such high-angle wells are often drilled over long distances to gain access to e.g. remote parts of an oil reservoir. In such cases, it is important to minimize the plastic viscosity of a drilling fluid to reduce the pressure losses over the length of the borehole. At the same time, a high density should also be maintained to prevent blowout. Furthermore, as noted above with particulate weights, the issue of sinking becomes increasingly important to avoid differential attachment or settling of the particulate weights on the lower side of the borehole.

Å være i stand til å formulere et borefluid med en høy densitet og en lav plastisk viskositet er også viktig i dype høytrykks-brønner hvor borehullsfluider med høy densitet er nødvendig. Høye viskositeter kan resultere i en økning i trykk ved bunnen av hullet under pumpebetingelser. Denne økningen i "ekvivalent sirkulasjonstetthet" (Equivalent Circulating Density") kan resultere i åpning av frakturer i formasjonen, og alvorlige tap av borehullsfluidet inn i den frakturerte formasjonen. Igjen er stabiliteten av suspensjonen viktig for å opprettholde væsketrykket for å unngå en utblåsing. Målet med høydensitets-fluider med lav viskositet pluss minimal synking av vektmaterial fortsetter å være en utfordring. Det er således et behov for materialer som øker fluiddensitet med samtidig tilveiebringelse av forbedret suspensjonsstabilitet og minimalisering av både filtreringstap og økninger i viskositet. Being able to formulate a drilling fluid with a high density and a low plastic viscosity is also important in deep high pressure wells where high density borehole fluids are required. High viscosities can result in an increase in bottom hole pressure under pumping conditions. This increase in "equivalent circulating density" (Equivalent Circulating Density") can result in the opening of fractures in the formation, and severe loss of the wellbore fluid into the fractured formation. Again, the stability of the suspension is important to maintain the fluid pressure to avoid a blowout. The objective with high density fluids of low viscosity plus minimal weight material sinking continues to be a challenge, thus there is a need for materials that increase fluid density while providing improved suspension stability and minimizing both filtration loss and increases in viscosity.

US 4166582 beskriver en fremgangsmåte for å pulverisere et fast materiale omfattende kalsiumkarbonat for å oppnå et produkt som inneholder minst 60 vekt% partikler som er mindre enn 2 mikron ekvivalent sfærisk diameter, som omfatter dannelse av en vandig suspensjon av det faste materialet som har et faststoffinnhold i området fra 5 til 50 vekt% tørre faststoffer og inneholder et dispergeringsmiddel, pulverisering av det faste materiale i suspensjonen ved å omrøre suspensjonen i blanding med et partikkelformet slipemiddel, separering fra den derved oppnådde suspensjonen av en vandig suspensjon inneholdende pulverisert fast materiale hvorav minst 60 vekt% er mindre enn 2 mikron ekvivalent sfærisk diameter, flokkulering av det pulveriserte faste materiale ved hjelp av en elektrolytt som har et multivalent kation, og avvanning av den vandige suspensjon inneholdende det pulveriserte og flokkulerte faste materiale. US 4166582 describes a process for pulverizing a solid material comprising calcium carbonate to obtain a product containing at least 60% by weight of particles of less than 2 micron equivalent spherical diameter, which comprises forming an aqueous suspension of the solid material having a solid content in the range from 5 to 50% by weight of dry solids and containing a dispersing agent, pulverizing the solid material in the suspension by stirring the suspension in mixture with a particulate abrasive, separating from the thus obtained suspension an aqueous suspension containing pulverized solid material of which at least 60 % by weight is less than 2 micron equivalent spherical diameter, flocculating the powdered solid material using an electrolyte having a multivalent cation, and dewatering the aqueous suspension containing the powdered and flocculated solid material.

Oppsummering av omtalen Summary of the review

Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en fremgangsmåte for økning av en penetrasjonsrate ved boring sammenlignet med boring med et basislinje-borefluid omfattende et basisfluid og et baritt-vektmiddel av API-kvalitet og med en gitt synking, bunnfellingsrate, vekt, strømningsrate, og trykkfall gjennom et borehull, omfattende: The present invention provides a method for increasing a penetration rate when drilling compared to drilling with a baseline drilling fluid comprising a base fluid and an API grade barite weighting agent and with a given sink, sedimentation rate, weight, flow rate, and pressure drop through a borehole , comprising:

-sirkulering av et borefluid omfattende et basisfluid og minst ett mikronisert vektmiddel som har en partikkelstørrelse d90på mindre enn omtrent 10 mikron gjennom borehullet; -hvori borefluidet er karakterisert ved å ha en ekvivalent vekt, en ekvivalent eller lavere bunnfellingsrate, og en ekvivalent eller lavere synking enn basislinje-borefluidet; -circulating a drilling fluid comprising a base fluid and at least one micronized weight agent having a particle size d90 of less than about 10 microns through the borehole; -wherein the drilling fluid is characterized by having an equivalent weight, an equivalent or lower settling rate, and an equivalent or lower sinking than the baseline drilling fluid;

-hvori sirkuleringen er ved en høyere strømningsrate enn strømningsraten for basislinje-borefluidet; og -wherein the circulation is at a higher flow rate than the flow rate of the baseline drilling fluid; and

-hvori sirkuleringen resulterer i et ekvivalent eller lavere trykkfall gjennom borehullet. -wherein the circulation results in an equivalent or lower pressure drop through the borehole.

Ytterligere utførelsesformer av den ovennevnte fremgangsmåte i henhold til oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige patentkrav. Further embodiments of the above-mentioned method according to the invention appear from the independent patent claims.

Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer også en fremgangsmåte for boring av et borehull, omfattende: The present invention also provides a method for drilling a borehole, comprising:

-sirkulering av et borefluid omfattende et basisfluid og minst ett mikronisert vektmiddel som har en partikkelstørrelse d90på mindre enn omtrent 10 mikron gjennom borehullet; -circulating a drilling fluid comprising a base fluid and at least one micronized weight agent having a particle size d90 of less than about 10 microns through the borehole;

-hvori borefluidet omfattende minst ett mikronisert vektmiddel har en gitt vekt, synking og bunnfellingsrate; og -hvori boringen er karakterisert ved å ha en forbedret penetrasjonsrate sammenlignet med boring med et borefluid omfattende et baritt-vektmiddel av API-kvalitet som har en lignende vekt, synking og bunnfellingsrate. -wherein the drilling fluid comprising at least one micronized weight agent has a given weight, sink and sedimentation rate; and - wherein the drilling is characterized by having an improved penetration rate compared to drilling with a drilling fluid comprising an API grade barite weight agent having a similar weight, sink and settling rate.

Det beskrives en fremgangsmåte for økning av en penetrasjonsrate ved boring sammenlignet med boring med et basislinje-borefluid som omfatter et baritt-vektmiddel av API-kvalitet og som har en gitt synking, bunnfellingsrate, densitet, strømningsrate og trykkfall gjennom et borehull, som omfatter: sirkulering av et borefluid omfattende et basisfluid og et vektmiddel gjennom borehullet; hvori vektmiddelet inkluderer minst ett mikronisert vektmiddel; hvori borefluidet er karakterisert ved å ha en ekvivalent densitet, en ekvivalent eller lavere bunnfellingsrate, og en ekvivalent eller lavere synking enn basislinje-borefluidet; og hvori sirkuleringen er ved en høyere strømningsrate enn strømningsraten for basislinje-borefluidet; og hvori sirkuleringen resulterer i et ekvivalent eller lavere trykkfall gjennom borehullet. A method is described for increasing a penetration rate when drilling compared to drilling with a baseline drilling fluid comprising an API grade barite weighting agent and having a given sink, settling rate, density, flow rate and pressure drop through a borehole, comprising: circulating a drilling fluid comprising a base fluid and a weighting agent through the borehole; wherein the weighting agent includes at least one micronized weighting agent; wherein the drilling fluid is characterized by having an equivalent density, an equivalent or lower settling rate, and an equivalent or lower subsidence than the baseline drilling fluid; and wherein the circulation is at a higher flow rate than the flow rate of the baseline drilling fluid; and wherein the circulation results in an equivalent or lower pressure drop through the borehole.

Det beskrives videre en fremgangsmåte for boring av et borehull, som omfatter: sirkulering av et borefluid omfattende et basisfluid og minst ett mikronisert vektmiddel gjennom borehullet; hvori borefluidet omfattende minst ett mikronisert vektmiddel har en gitt vekt, synking og bunnfellingsrate; og hvori boringen er karakterisert ved å ha en forbedret penetrasjonsrate sammenlignet med boring med et borefluid omfattende et baritt-vektmiddel av API-kvalitet som har en lignende vekt, synking og bunnfellingsrate. A method for drilling a borehole is further described, which comprises: circulating a drilling fluid comprising a base fluid and at least one micronized weighting agent through the borehole; wherein the drilling fluid comprising at least one micronized weight agent has a given weight, sink and settling rate; and wherein the drilling is characterized by having an improved penetration rate compared to drilling with a drilling fluid comprising an API grade barite weight agent having a similar weight, sink and settling rate.

Andre aspekter og fordeler ved oppfinnelsen vil gå klart frem av den etterfølgende beskrivelse og de vedføyde kravene. Other aspects and advantages of the invention will become clear from the following description and the appended claims.

Detaljert beskrivelse Detailed description

I ett aspekt vedrører utførelsesformer omhandlet heri boring av en jordformasjon ved anvendelse av et borefluid. I andre aspekter vedrører utførelsesformer omhandlet heri økning av penetrasjonsrater ved boring av en jordformasjon ved anvendelse av et borefluid omfattende et basisfluid og et mikronisert vektmiddel. I andre aspekter vedrører utførelsesformer omhandlet heri økning av penetrasjonsrater ved boring av en jordformasjon ved anvendelse av et borefluid omfattende et basisfluid og et dispergeringsmiddel-belagt mikronisert vektmiddel. Borefluider omhandlet heri omfattende mikroniserte og/eller dispergeringsmiddel-belagte mikronisert vektmidler kan tilveiebringe større penetrasjonsrater sammenlignet med typiske borefluider med lignende densitets-, synkings- og bunnfellingsegenskaper, slik som dem dannet med baritt av API-kvalitet. In one aspect, embodiments discussed herein relate to drilling an earth formation using a drilling fluid. In other aspects, embodiments discussed herein relate to increasing penetration rates when drilling a soil formation using a drilling fluid comprising a base fluid and a micronized weighting agent. In other aspects, embodiments discussed herein relate to increasing penetration rates when drilling an earth formation using a drilling fluid comprising a base fluid and a dispersant-coated micronized weight agent. Drilling fluids discussed herein comprising micronized and/or dispersant-coated micronized weight agents can provide greater penetration rates compared to typical drilling fluids with similar density, sinking and settling characteristics, such as those formed with API grade barite.

En egenskap ved fluidene anvendt i enkelte utførelsesformer omhandlet heri er at partiklene danner en stabil suspensjon, og ikke enkelt felles ut. En ønsket egenskap ved fluidene anvendt i enkelte utførelsesformer omhandlet heri er at suspensjonen utviser en lav viskositet under skjær, hvilket letter pumping og minimalisering av frembringelsen av høye trykk. En annen egenskap ved fluidene anvendt i enkelte utførelsesformer omhandlet heri er at fluidslurrien utviser lave filtreringsrater (filtreringstap/fluidtap). A characteristic of the fluids used in certain embodiments discussed herein is that the particles form a stable suspension, and do not easily fall out. A desired property of the fluids used in some embodiments discussed herein is that the suspension exhibits a low viscosity under shear, which facilitates pumping and minimizes the generation of high pressures. Another characteristic of the fluids used in certain embodiments discussed herein is that the fluid slurry exhibits low filtration rates (filtration loss/fluid loss).

Fluider anvendt i utførelsesformer omhandlet heri kan inkludere mikroniserte vektmidler. I enkelte utførelsesformer kan de mikroniserte vektmidler være ubelagte. I andre utførelsesformer kan de mikroniserte vektmidler være belagt med et dispergeringsmiddel. Fluider anvendt i enkelte utførelsesformer omhandlet heri kan f.eks. inkludere dispergeringsmiddel-belagte mikroniserte vektmidler. De belagte vektmidler kan være dannet ved enten en tørrbelegningsprosess eller en våtbelegningsprosess. Vektmidler som er egnet for anvendelse i andre utførelsesformer omhandlet heri kan inkludere slik som er omhandlet i US patentsøknader med publiseringsnr. Fluids used in embodiments discussed herein may include micronized weighting agents. In some embodiments, the micronized weights may be uncoated. In other embodiments, the micronized weights may be coated with a dispersant. Fluids used in some embodiments referred to herein can e.g. include dispersant-coated micronized weight agents. The coated weights can be formed by either a dry coating process or a wet coating process. Weighing agents suitable for use in other embodiments discussed herein may include those disclosed in US Patent Applications Publication Nos.

2004127366, 20050101493, 20060188651, US patent nr. 6 586 372 og 7176 165 og US provisorisk søknad løpenr. 60/825156, som hver herved er innlemmet ved referanse. 2004127366, 20050101493, 20060188651, US patent no. 6,586,372 and 7,176,165 and US provisional application serial no. 60/825156, each of which is hereby incorporated by reference.

Mikroniserte vektmidler anvendt i enkelte utførelsesformer omhandlet heri kan inkludere mange forskjellige forbindelser som er velkjente for en fagkyndig i teknikken. I en spesiell utførelsesform kan vektmiddelet være valgt fra ett eller flere av materialene som inkluderer f.eks. bariumsulfat (baritt), kalsiumkarbonat (kalsitt), dolomitt, ilmenitt, hematitt eller andre jernmalmer, olivin, sideritt, manganoksyd og strontiumsulfat. En alminnelig fagkyndig i teknikken vil erkjenne at valg av et spesielt material kan avhenge i stor grad av densiteten av materialet siden den laveste borehullsfluid-viskositeten ved hvilken som helst spesiell densitet typisk oppnås ved anvendelse av partiklene med høyest densitet. Andre betraktninger kan imidlertid påvirke valget av produkt slik som kostnader, lokal tilgjengelighet, kraften som kreves for maling, og hvorvidt de resterende faststoffer eller filterkaken enkelt kan fjernes fra brønnen. Micronized weighting agents used in some embodiments discussed herein may include many different compounds well known to one skilled in the art. In a particular embodiment, the weight agent can be selected from one or more of the materials that include e.g. barium sulphate (barite), calcium carbonate (calcite), dolomite, ilmenite, hematite or other iron ores, olivine, siderite, manganese oxide and strontium sulphate. One of ordinary skill in the art will recognize that selection of a particular material may depend largely on the density of the material since the lowest wellbore fluid viscosity at any particular density is typically obtained by using the highest density particles. However, other considerations may influence the choice of product such as cost, local availability, the power required for grinding, and whether the remaining solids or filter cake can be easily removed from the well.

I en utførelsesform kan det mikroniserte vektmiddel ha en d90i området fra 1 til 25 mikron og en d50i området fra 0,5 til 10 mikron. I en annen utførelsesform inkluderer det mikroniserte vektmiddel partikler med en d90i området fra 2 til 8 mikron og en d50i området fra 0,5 til 5 mikron. En alminnelig fagkyndig i teknikken vil erkjenne at, avhengig av teknikken for størrelsesfordeling, kan vektmiddelet ha en annen partikkelstørrelsesfordeling enn en monomodal fordeling. Det vil se at vektmiddelet kan ha en partikkelstørrelsesfordeling som, i ulike utførelsesformer, kan være monomodal, som eventuelt kan være gaussisk (normal), bimodal eller polymodal. In one embodiment, the micronized weight agent may have a d90 in the range of 1 to 25 microns and a d50 in the range of 0.5 to 10 microns. In another embodiment, the micronized weight agent includes particles with a d90i ranging from 2 to 8 microns and a d50i ranging from 0.5 to 5 microns. One of ordinary skill in the art will recognize that, depending on the size distribution technique, the weight average may have a different particle size distribution than a monomodal distribution. It will be seen that the weight mean can have a particle size distribution which, in various embodiments, can be monomodal, which can optionally be Gaussian (normal), bimodal or polymodal.

Det har blitt funnet at en overveiende del av partikler som er for fine (dvs. under omtrent 1 mikron) resulterer i dannelsen av en pasta med høy reologi. Det er således uventet blitt funnet at vektmiddelpartiklene må være tilstrekkelig små for å unngå problemer med hensyn til synking, men ikke så små at de har en ugunstig innvirkning på reologi. Vektmiddel-(baritt-)partikler som tilfredsstiller kriteriene for partikkelstørrelsesfordeling omhandlet heri kan således anvendes uten ugunstig innvirkning på de reologiske egenskapene til borehullsfluidene. I en utførelsesform er et mikronisert vektmiddel størrelsessortert slik at: partikler med en diameter mindre enn 1 mikron er 0 til 15 volumprosent; partikler med en diameter mellom 1 mikron og 4 mikron er 15 til 40 volumprosent; partikler med en diameter mellom 4 mikron og 8 mikron er 15 til 30 volumprosent; partikler prosent; partikler med en diameter mellom 12 mikron og 16 mikron er 3 til 7 volumprosent; partikler med en diameter mellom 16 mikron og 02 mikron er 0 til 10 volumprosent; partikler med en diameter større enn 20 mikron er 0 til 5 volumprosent. I en annen utførelsesform er det mikroniserte vektmiddel størrelsessortert slik at den kumulative volumfordeling er: mindre enn 10 prosent av partiklene er mindre enn 1 mikron (mikrometer); mindre enn 25 prosent er i området 1 mikron til 3 mikron; mindre enn 50 prosent er i området 2 mikron til 6 mikron; mindre enn 75 prosent er i området 6 mikron til 10 mikron; og mindre enn 90 prosent er i området 10 mikron til 24 mikron. It has been found that a preponderance of particles that are too fine (ie, below about 1 micron) result in the formation of a high rheology paste. Thus, it has unexpectedly been found that the weighting agent particles must be sufficiently small to avoid problems with regard to sinking, but not so small as to adversely affect rheology. Weight average (barite) particles that satisfy the criteria for particle size distribution referred to herein can thus be used without adverse impact on the rheological properties of the borehole fluids. In one embodiment, a micronized weight agent is sized such that: particles with a diameter less than 1 micron are 0 to 15 percent by volume; particles with a diameter between 1 micron and 4 microns are 15 to 40 percent by volume; particles with a diameter between 4 microns and 8 microns are 15 to 30 percent by volume; particles percent; particles with a diameter between 12 microns and 16 microns are 3 to 7 percent by volume; particles with a diameter between 16 microns and 02 microns are 0 to 10% by volume; particles with a diameter greater than 20 microns are 0 to 5 percent by volume. In another embodiment, the micronized weight average is sized such that the cumulative volume distribution is: less than 10 percent of the particles are less than 1 micron (micrometer); less than 25 percent are in the 1 micron to 3 micron range; less than 50 percent are in the 2 micron to 6 micron range; less than 75 percent are in the 6 micron to 10 micron range; and less than 90 percent are in the 10 micron to 24 micron range.

Anvendelsen av mikroniserte vektmidler har blitt omhandlet i US patentsøknad publieringsnr. 20050277553 overdratt til innehaveren av den foreliggende søknaden og innlemmet heri ved referanse. Partikler som har disse størrelsesfordelingene kan oppnås ved hjelp av flere midler. F.eks. kan størrelsessorterte partikler, slik som et passende barittprodukt som har lignende partikkelstørrelsesfordelinger som omhandlet heri, anskaffes kommersielt. Et grovere malt passende material kan oppnås, og materialet kan ytterligere males ved hjelp av enhver kjent teknikk til den ønskede partikkelstørrelse. Slike teknikker inkluderer strålemaling, høyytelsestørrmalingsteknikker, eller enhver anvendt teknikk som er kjent i teknikken generelt for maling av pulverformede produkter. I en utførelsesform kan passende størrelsessorterte partikler av baritt selektivt fjernes fra en produktstrøm fra et konvensjonelt baritt-slipeanlegg, som kan inkludere selektiv fjerning av finstoffene fra en konvensjonell slipeoperasjon for baritt av API-kvalitet. Finstoffer betraktes ofte som et biprodukt av slipeprosessen, og disse materialene blandes generelt med grovere materialer for å oppnå baritt av API-kvalitet. I samsvar med den foreliggende omtale, kan imidlertid disse biprodukt-finstoffene videre bearbeides via en vindsikt for å oppnå partikkelstørrelsesfordelingene angitt heri. I enda en annen utførelsesform kan de mikroniserte vektmidler dannes ved kjemisk presipitering. Slike presipiterte produkter kan anvendes alene eller kombinasjon med mekanisk malte produkter. The use of micronized weights has been discussed in US patent application publication no. 20050277553 assigned to the assignee of the present application and incorporated herein by reference. Particles having these size distributions can be obtained by several means. E.g. size-sorted particles, such as a suitable barite product having similar particle size distributions as discussed herein, can be obtained commercially. A coarser ground suitable material can be obtained and the material can be further ground by any known technique to the desired particle size. Such techniques include jet painting, high performance dry painting techniques, or any applied technique known in the art generally for painting powdered products. In one embodiment, appropriately sized particles of barite may be selectively removed from a product stream from a conventional barite grinding plant, which may include selective removal of the fines from a conventional grinding operation for API grade barite. Fines are often considered a by-product of the grinding process, and these materials are generally mixed with coarser materials to obtain API-grade barite. In accordance with the present disclosure, however, these byproduct fines may be further processed via a wind screen to achieve the particle size distributions set forth herein. In yet another embodiment, the micronized weight agents can be formed by chemical precipitation. Such precipitated products can be used alone or in combination with mechanically ground products.

I enkelte utførelsesformer inkluderer de mikroniserte vektmidler faste kolloidale partikler som har et deflokkuleringsmiddel eller dispergeringsmiddel belagt på overflaten av partiklene. Videre vil en alminnelig fagkyndig forstå at betegnelsen "kolloidal" refererer til en suspensjon av partiklene, og gir ikke noen spesifikk størrelsesbegrensning. In some embodiments, the micronized weighting agents include solid colloidal particles having a deflocculant or dispersant coated on the surface of the particles. Furthermore, a person skilled in the art will understand that the term "colloidal" refers to a suspension of the particles, and does not provide any specific size limitation.

Størrelsen av de mikroniserte vektmidlene i henhold til den foreliggende omtale kan snarere variere i området og er kun begrenset ved kravene i den foreliggende søknaden. Den mikroniserte partikkelstørrelse frembringer høydensitetssuspensjoner eller slurrier som utviser en redusert tendens til å sedimentere eller synke, mens dispergeringsmiddelet på overflaten av partikkelen kontrollerer interaksjonene mellom partikler hvilket resulterer i lavere reologiske profiler. Kombinasjonen av høy densitet, fin partikkelstørrelse, og kontroll av kolloidal interaksjoner ved overflatebelegning av partiklene med et dispergeringsmiddel forener således formålene med høy densitet, lavere viskositet og minimal synking. The size of the micronized weights according to the present description can rather vary in the area and is only limited by the requirements of the present application. The micronized particle size produces high density suspensions or slurries that exhibit a reduced tendency to settle or sink, while the dispersant on the surface of the particle controls the interactions between particles resulting in lower rheological profiles. The combination of high density, fine particle size, and control of colloidal interactions by surface coating the particles with a dispersant thus unites the objectives of high density, lower viscosity and minimal sinking.

I enkelte utførelsesformer kan et dispergeringsmiddel belegges på det partikkelformede vekt-tilsetningsstoffet under finpulveriserings-(male-)prosessen. Det vil si, grovt vekttilsetningsstoff males i nærvær av en relativ høy konsentrasjon av dispergeringsmiddel slik at de nydannede overflater av finpartiklene eksponeres for og således belegges med dispergeringsmiddelet. Det er spekulert over om dette lar dispergeringsmiddelet finne en akseptabel konformasjon på partikkeloverflaten og således belegge overflaten. Alternativt er det spekulert over at fordi en relativt høyere konsentrasjon av dispergeringsmiddel er i malefluidet, i motsetning til den i et borefluid, er det mer sannsynlig at dispergeringsmiddelet absorberes (enten fysisk eller kjemisk) til partikkeloverflaten. Når denne betegnelsen anvendes heri, er "belegning av overflaten" ment å bety at et tilstrekkelig antall av dispergeringsmiddelmolekyler absorberes (fysisk eller kjemisk) eller på annen måte nært assosieres med overflaten av partiklene slik at finpartiklene av material ikke forårsaker den hurtige stigning i viskositet som er observert i teknikkens stilling. Ved anvendelse av en slik definisjon bør en fagkyndig i teknikken forstå og erkjenne at dispergeringsmolekylet faktisk eventuelt ikke fullstendig dekker partikkeloverflaten og at kvantifisering av antallet av molekyler er svært vanskelig. Derfor, ved behov, setter man sin lit til en resultat-orientert definisjon. Som et resultat av prosessen, kan man styre de kolloidale interaksjoner av finpartiklene ved å belegge partikkelen med dispergeringsmiddel før tilsetning til borefluidet. Ved å gjøre dette er det mulig å systematisk styre de reologiske egenskapene til fluider som inneholder tilsetningsstoffet såvel som toleransen overfor forurensede stoffer i fluidet i tillegg til å forsterke fluidtap-(filtrerings-)egenskapene til fluidet. In some embodiments, a dispersant can be coated on the particulate weight additive during the fine pulverization (grinding) process. That is, coarse weight additive is ground in the presence of a relatively high concentration of dispersant so that the newly formed surfaces of the fine particles are exposed to and thus coated with the dispersant. It has been speculated whether this allows the dispersant to find an acceptable conformation on the particle surface and thus coat the surface. Alternatively, it is speculated that because a relatively higher concentration of dispersant is in the grinding fluid, as opposed to that in a drilling fluid, the dispersant is more likely to be absorbed (either physically or chemically) to the particle surface. As this term is used herein, "coating the surface" is intended to mean that a sufficient number of dispersant molecules are absorbed (physically or chemically) or otherwise intimately associated with the surface of the particles so that the fine particles of material do not cause the rapid increase in viscosity which is observed in the position of the technique. When applying such a definition, a person skilled in the art should understand and recognize that the dispersing molecule may not actually completely cover the particle surface and that quantification of the number of molecules is very difficult. Therefore, if necessary, one relies on a result-oriented definition. As a result of the process, one can control the colloidal interactions of the fine particles by coating the particle with dispersant prior to addition to the drilling fluid. By doing this, it is possible to systematically control the rheological properties of fluids containing the additive as well as the tolerance towards contaminated substances in the fluid in addition to enhancing the fluid loss (filtration) properties of the fluid.

I enkelte utførelsesformer inkluderer vektmidlene dispergerte faste kolloidale partikler med en vektmidlere partikkeldiameter (d50) på mindre enn 10 mikron som er belagt med et polymert deflokkuleringsmiddel eller dispergeringsmiddel. I andre utførelsesformer inkluderer vektmidlene dispergerte faste kolloidal partikler med en vektmidlere partikkeldiameter (d50) på mindre enn 8 mikron som er belagt med et polymert deflokkuleringsmiddel eller dispergeringsmiddel; mindre enn 6 mikron i andre utførelsesformer; mindre enn 4 mikron i andre utførelsesformer; og mindre enn 2 mikron i ytterligere andre utførelsesformer. Finpartikkelstørrelsen vil frembringe suspensjoner eller slurrier som vil utvise en redusert tendens til å sedimentere eller synke, og det polymere dispergeringsmiddel på overflate av partikkelen kan styre interaksjonene mellom partikler og vil således frembringe lavere reologiske profiler. Det er kombinasjoner av finpartikkelstørrelsen og styring av kolloidal interaksjoner som forener de to formålene med lavere viskositet og minimal synking. I tillegg gir tilstedeværelsen av dispergeringsmiddelet i pulveriseringsprosessen adskilte partikler som kan danne en mer effektivt pakket filterkake og således fordelaktig redusere filtreringsrater. In some embodiments, the weighting agents include dispersed solid colloidal particles having a weight average particle diameter (d50) of less than 10 microns that are coated with a polymeric deflocculating agent or dispersing agent. In other embodiments, the weighting agents include dispersed solid colloidal particles having a weight average particle diameter (d50) of less than 8 microns that are coated with a polymeric deflocculating agent or dispersing agent; less than 6 microns in other embodiments; less than 4 microns in other embodiments; and less than 2 microns in still other embodiments. The fine particle size will produce suspensions or slurries that will show a reduced tendency to sediment or sink, and the polymeric dispersant on the surface of the particle can control the interactions between particles and will thus produce lower rheological profiles. It is combinations of the fine particle size and control of colloidal interactions that unite the two purposes of lower viscosity and minimal sinking. In addition, the presence of the dispersant in the pulverization process provides separated particles that can form a more efficiently packed filter cake and thus advantageously reduce filtration rates.

Belegning av det mikroniserte vektmiddel med dispergeringsmiddelet kan også utføres i en tørrblandingsprosess slik at prosessen er i alt vesentlig fri for løsningsmiddel. Prosessen inkluderer en blanding av løsningsmiddelet og et dispergeringsmiddel ved et ønsket forhold for å danne et blandet material. I en utførelsesform kan vektmiddelet initialt være ikke-størrelsessortert og være avhengig av blandeprosessen for å male partiklene til det ønskelig størrelsesområdet som angitt ovenfor. Alternativt kan prosessen begynne med størrelsessorterte vektmidler. Det blandede materialet kan deretter mates til et varmevekslingssystem, slik som et termisk desorpsjonssystem. Blandingen kan føres fremover gjennom varmeveksleren ved anvendelse av en blander, slik som skruetransportør. Ved avkjøling kan polymeren forbli assosiert med vektmiddelet. Polymer/vektmiddel-blandingen kan deretter separeres i polymer-belagt vektmiddel, uassosiert polymer, og eventuelle agglomerater som kan være dannet. Den uassosierte polymer kan eventuelt resirkuleres til begynnelsen av prosessen, om ønsket. I en annen utførelsesform kan tørrblandingsprosessen alene tjene til å belegge vektmiddelet uten oppvarming. Coating of the micronized weighting agent with the dispersing agent can also be carried out in a dry mixing process so that the process is essentially free of solvent. The process includes mixing the solvent and a dispersant at a desired ratio to form a mixed material. In one embodiment, the weight agent may initially be non-sized and rely on the mixing process to grind the particles into the desired size range as indicated above. Alternatively, the process can begin with size-sorted weights. The mixed material can then be fed to a heat exchange system, such as a thermal desorption system. The mixture can be fed forward through the heat exchanger using a mixer, such as a screw conveyor. Upon cooling, the polymer may remain associated with the weighting agent. The polymer/weighing agent mixture can then be separated into polymer-coated weighting agent, unassociated polymer, and any agglomerates that may have formed. The unassociated polymer can optionally be recycled to the beginning of the process, if desired. In another embodiment, the dry mixing process alone can serve to coat the weight agent without heating.

Alternativt kan et størrelsessortert vektmiddel belegges ved hjelp av termisk adsorpsjon som beskrevet ovenfor, i fravær av en tørrblandingsprosess. I denne utførelsesformen kan en prosess for fremstilling av et belagt substrat inkludere oppvarming av et størrelsessortert vektmiddel til en temperatur som er tilstrekkelig for å reagere monomert dispergeringsmiddel på vektmiddelet for å danne et polymer-belagt størrelsessortert vektmiddel og å utvinne det polymer-belagte vektmiddel. I en annen utførelsesform kan man anvende en katalysert prosess for å danne polymeren i nærvær av et størrelsessortert vektmiddel. I enda en annen utførelsesform kan polymeren være forhåndsdannet og kan adsorberes termisk på det størrelsessorterte vektmiddel. Alternatively, a size-sorted weight agent can be coated by means of thermal adsorption as described above, in the absence of a dry mix process. In this embodiment, a process for making a coated substrate may include heating a size-sorted weight agent to a temperature sufficient to react monomeric dispersant on the weight agent to form a polymer-coated size-sorted weight agent and to recover the polymer-coated weight agent. In another embodiment, a catalyzed process can be used to form the polymer in the presence of a size-sorted weighting agent. In yet another embodiment, the polymer may be preformed and may be thermally adsorbed onto the size-sorted weight agent.

I enkelte utførelsesformer kan det mikroniserte vektmiddel være dannet av partikler som består av et material med spesifikk vekt på minst 2,3; minst 2,4 i andre utførelsesformer; minst 2,5 i an utførelsesformer; minst 2,6 i andre utførelsesformer; og minst 2,68 i ytterligere andre utførelsesformer. F.eks. kan et vektmiddel dannet av partikler med en spesifikk vekt på minst 2,68 tillate formulering av borehullsfluider for å tilfredsstille de fleste densitetskrav og likevel ha en partikkelvolumfraksjon som er lav nok for at fluidet skal være pumpbart. In some embodiments, the micronized weight agent may be formed of particles consisting of a material with a specific gravity of at least 2.3; at least 2.4 in other embodiments; at least 2.5 in an embodiments; at least 2.6 in other embodiments; and at least 2.68 in still other embodiments. E.g. can a weight agent formed of particles with a specific gravity of at least 2.68 allow the formulation of borehole fluids to satisfy most density requirements and still have a particle volume fraction low enough for the fluid to be pumpable.

Som nevnt ovenfor, kan utførelsesformer av det mikroniserte vektmiddel inkludere et deflokkuleringsmiddel eller et dispergeringsmiddel. I en utførelsesform kan dispergeringsmiddelet være valgt fra karboksylsyrer med molekylvekt på minst 150 Dalton, slik som oleinsyre og polybasiske fettsyrer, alkylbenzensulfonsyrer, alkansulfonsyrer, lineære alfaolefinsulfonsyrer, fosfolipider slik som lecitin, inkluderende salter derav og inkluderende blandinger derav. Syntetiske polymerer kan også anvendes, slik som HYPERMER OM -1 (Imperial Chemical Industries, PLC, London, UK) eller f.eks. polyakrylateestere. Slike polyakrylatestere kan inkludere polymerer av stearylmetakrylat og/eller butylakrylat. I en annen utførelsesform kan de tilsvarende syrene metakrylsyre og/eller akrylsyre anvendes. En fagkyndig i teknikken vil erkjenne at annet akrylat eller umettede karboksylsyremonomerer (eller estere derav) kan anvendes for å oppnå i alt vesentlig de samme resultater som angitt heri. As noted above, embodiments of the micronized weighting agent may include a deflocculating agent or a dispersing agent. In one embodiment, the dispersing agent can be selected from carboxylic acids with a molecular weight of at least 150 Daltons, such as oleic acid and polybasic fatty acids, alkylbenzenesulfonic acids, alkanesulfonic acids, linear alphaolefinsulfonic acids, phospholipids such as lecithin, including salts thereof and including mixtures thereof. Synthetic polymers can also be used, such as HYPERMER OM -1 (Imperial Chemical Industries, PLC, London, UK) or e.g. polyacrylate esters. Such polyacrylate esters may include polymers of stearyl methacrylate and/or butyl acrylate. In another embodiment, the corresponding acids methacrylic acid and/or acrylic acid can be used. One skilled in the art will recognize that other acrylate or unsaturated carboxylic acid monomers (or esters thereof) can be used to achieve essentially the same results as stated herein.

Når et dispergeringsmiddel-belagt mikronisert vektmiddel skal anvendes i vannbaserte fluider, kan en vannoppløselig polymer med molekylvekt på minst 2000 Dalton anvendes i en spesiell utførelsesform. Eksempler på slike vannoppløselige polymerer kan inkludere en homopolymer eller kopolymer av hvilken som helst polymer valgt fra akrylsyre, itakonsyre, maleinsyre eller -anhydrid, hydroksypropylakrylatvinylsulfonsyre, akrylamido 2-propansulfonsyre, akrylamid, styrensulfonsyre, akrylfosfatestere, metylvinyleter og vinylacetat eller salter derav. When a dispersant-coated micronized weight agent is to be used in water-based fluids, a water-soluble polymer with a molecular weight of at least 2000 Dalton can be used in a special embodiment. Examples of such water-soluble polymers may include a homopolymer or copolymer of any polymer selected from acrylic acid, itaconic acid, maleic acid or anhydride, hydroxypropyl acrylate vinylsulfonic acid, acrylamido 2-propanesulfonic acid, acrylamide, styrenesulfonic acid, acrylic phosphate esters, methyl vinyl ether and vinyl acetate or salts thereof.

Det polymere dispergeringsmiddel kan ha en gjennomsnittlig molekylvekt fra omtrent 10000 Dalton til omtrent 200000 Dalton i en utførelsesform, fra omtrent 17000 Dalton til omtrent 40000 Dalton i en annen utførelsesform, fra omtrent 200000-300000 Dalton i enda en annen utførelsesform. En alminnelig fagkyndig i teknikken vil erkjenne at når dispergeringsmiddelet tilsettes til vektmiddelet under en maleprosess, kan det anvendes polymerer med mellomliggende molekylvekter (10000-300000 Dalton). The polymeric dispersant may have an average molecular weight of from about 10,000 Daltons to about 200,000 Daltons in one embodiment, from about 17,000 Daltons to about 40,000 Daltons in another embodiment, from about 200,000-300,000 Daltons in yet another embodiment. A person skilled in the art will recognize that when the dispersant is added to the weighting agent during a grinding process, polymers with intermediate molecular weights (10,000-300,000 Daltons) can be used.

Videre er det spesifikt innenfor rammen av utførelsesformene behandlet heri at det polymere dispergeringsmiddel polymeriseres før eller samtidig med våt- eller tørrblandingsprosessene omhandlet heri. Slike polymeriseringer kan involvere f.eks. termisk polymerisering, katalysert polymerisering, initiert polymerisering eller kombinasjoner derav. Furthermore, it is specifically within the scope of the embodiments discussed herein that the polymeric dispersant is polymerized before or simultaneously with the wet or dry mixing processes discussed herein. Such polymerizations may involve e.g. thermal polymerization, catalyzed polymerization, initiated polymerization or combinations thereof.

Gitt den partikkelformede natur av de mikroniserte og dispergeringsmiddel-belagte mikroniserte verktmidler angitt heri, bør en fagkyndig i teknikken forstå at ytterligere komponenter kan være blandet med vektmiddelet for å modifisere ulike makroskopiske egenskaper. Anti-sammenbakingsmidler, smøremidler og midler anvendt til å dempe fuktighetsoppbygning kan f.eks. være inkludert. Alternativt kan faste materialer som øker smøreevnen eller hjelper til å styre filtreringstapfluidtap tilsettes til vektmidlene og borefluidet angitt heri. I ett illustrerende eksempel tilsettes naturlig grafitt i finpulverform, petroleumskoks, grafittisert karbon eller blandinger av disse for å forbedre smøreevne, penetrasjonsrate og filtreringstap såvel som andre egenskaper ved borefluidet. En annen illustrerende utførelsesform benytter finmalte polymermaterialer for å meddele ulike egenskaper til borefluidet. I tilfellet hvor slike materialer er tilsatt, er det viktig å merke seg at volumet av tilsatt material ikke bør ha en betydelig ugunstig innvirkning på egenskapene og ytelsen til borefluidene. I en illustrerende utførelsesform tilsette polymere filtreringstap-materialer omfattende mindre enn 5 vektprosent for å forbedre egenskapene til borefluidet. Given the particulate nature of the micronized and dispersant-coated micronized agents disclosed herein, one skilled in the art should appreciate that additional components may be mixed with the weight agent to modify various macroscopic properties. Anti-caking agents, lubricants and agents used to reduce moisture build-up can e.g. be included. Alternatively, solid materials that increase lubricity or help control filtration fluid loss may be added to the weighting agents and drilling fluid provided herein. In one illustrative example, natural graphite in fine powder form, petroleum coke, graphitized carbon or mixtures of these are added to improve lubricity, penetration rate and filtration loss as well as other properties of the drilling fluid. Another illustrative embodiment uses finely ground polymeric materials to impart various properties to the drilling fluid. In the case where such materials are added, it is important to note that the volume of material added should not have a significant adverse effect on the properties and performance of the drilling fluids. In an illustrative embodiment, add polymeric filtration loss materials comprising less than 5 weight percent to improve the properties of the drilling fluid.

Alternativt tilsettes mindre enn 5 vektprosent av passende størrelsessortert grafitt og petroleumskoks for å forbedre smøreevnen og filtreringstapet-egenskapene til fluidet. Til sist, i en annen illustrerende utførelsesform, tilsettes mindre enn 5 vektprosent av et konvensjonelt antisammenbakingsmiddel for å hjelpe til ved bulklagring av vektmaterialene. Alternatively, less than 5 percent by weight of appropriately sized graphite and petroleum coke is added to improve the lubricity and filtration loss properties of the fluid. Finally, in another illustrative embodiment, less than 5 percent by weight of a conventional anti-caking agent is added to aid in bulk storage of the weight materials.

Andre tilsetningsstoffer som kan være inkludert i borehullsfluidene omhandlet heri inkluderer f.eks. fuktemidler, organofile leirer, viskositetsforbedrere/økere, filtreringstapreguleringsmidler, surfaktanter, dispergeringsmidler, grenseflatespenning-reduserende midler, pH-buffere, gjensidige løsningsmidler, tynnere, fortynningsmidler og rensemidler. Other additives that may be included in the borehole fluids discussed herein include e.g. wetting agents, organophilic clays, viscosity improvers/increasers, filtration loss control agents, surfactants, dispersants, interfacial tension reducers, pH buffers, mutual solvents, thinners, diluents and cleaning agents.

Tilsetningen av slike midler bør være velkjent for en alminnelig fagkyndig på området formulering av borefluider og -slam. The addition of such agents should be well known to a general expert in the field of formulation of drilling fluids and muds.

De partikkelformede materialer som beskrevet heri (dvs. de belagte og/eller ubelagte mikroniserte vektmidler) kan tilsettes til et borefluid som et vektmiddel i en tørr form eller konsentrert som slurry i enten et vandig medium eller som en organisk væske. Som kjent, bør en organisk væske ha de nødvendige miljømessige egenskaper som er påkrevet for tilsetningsstoffer til oljebasert borefluider. Med dette i tankene, kan det oljeholdige/aktige fluid ha en kinematisk viskositet på mindre enn 10 centistoke (10 mm<2>/s) ved 40<o>C og, av sikkerhetshensyn, et flammepunkt på mer enn 60<o>C. Egnede oljeholdige/aktige væsker er f.eks. dieselolje, mineral- eller hvitoljer, n-alkaner eller syntetiske oljer slik som alfaolefinoljer, esteroljer, blandinger av disse fluidene, såvel som andre lignende fluider som er kjent for en fagkyndig på området boring eller annen borehullsfluid-formulering. I en utførelsesform oppnås den ønskede partikkelstørrelsesfordeling via våtmaling av de grovere materialer i det ønskede bærerfluid. The particulate materials described herein (ie the coated and/or uncoated micronized weight agents) can be added to a drilling fluid as a weight agent in a dry form or concentrated as a slurry in either an aqueous medium or as an organic liquid. As is known, an organic fluid should have the necessary environmental properties that are required for additives to oil-based drilling fluids. With this in mind, the oily/oily fluid may have a kinematic viscosity of less than 10 centistokes (10 mm<2>/s) at 40<o>C and, for safety reasons, a flash point of more than 60<o>C . Suitable oily/oily liquids are e.g. diesel oil, mineral or white oils, n-alkanes or synthetic oils such as alpha olefin oils, ester oils, mixtures of these fluids, as well as other similar fluids known to one skilled in the art of drilling or other borehole fluid formulation. In one embodiment, the desired particle size distribution is achieved via wet grinding of the coarser materials in the desired carrier fluid.

De størrelsessorterte partiklene beskrevet ovenfor (dvs. de belagte og/eller ubelagte mikroniserte vektmidler) kan anvendes i ethvert borehullsfluid slik som bore-, sementerings-, kompletterings-, pakkings-, brønnoverhaling-(reparasjon-), stimulerings-, brønndrepings-, avstandsstykke-fluider, og andre anvendelser av høydensitets-fluider, slik som i tett medium-separasjonsfluid eller i et skips eller annet fartøys ballastflyt. Slike alternative anvendelser, såvel som andre anvendelser, av det foreliggende fluid bør være åpenbare for en fagkyndig i teknikken som er gitt i den foreliggende omtale. I samsvar med en utførelsesform kan vektmidlene anvendes i en borehullsfluid-formulering. Borehullsfluidet kan være et vannbasert fluid, en direkte emulsjon, en invert emulsjon, eller et oljebasert fluid. The size-sorted particles described above (ie the coated and/or uncoated micronized weight agents) can be used in any borehole fluid such as drilling, cementing, completion, packing, well overhaul (repair), stimulation, well kill, spacer -fluids, and other applications of high-density fluids, such as in dense medium separation fluid or in a ship's or other vessel's ballast flow. Such alternative uses, as well as other uses, of the present fluid should be obvious to one skilled in the art given in the present disclosure. In accordance with one embodiment, the weighting agents can be used in a borehole fluid formulation. The borehole fluid can be a water-based fluid, a direct emulsion, an invert emulsion, or an oil-based fluid.

Vannbaserte borehullsfluider kan ha et vandig fluid som basisvæske og minst ett av et mikronisert og et dispergeringsmiddel-belagt mikronisert vektmiddel. Det vandige fluidet kan inkludere minst en av ferskvann, sjøvann, saltlake, blanding av vann og vannoppløselige organiske forbindelser og blandinger derav. F.eks. kan det vandige fluidet være formulert med blandinger av ønskede salter i ferskvann. Slike salter kan inkludere, men er ikke begrenset til, f.eks. alkalimetallklorider, -hydroksyder eller -karboksylater. I ulike utførelsesformer av borefluidet omhandlet heri kan saltlaken inkludere sjøvann, vandige oppløsninger hvori saltkonsentrasjonen er mindre enn den i sjøvann, eller vandige oppløsninger hvori saltkonsentrasjonen er større enn den i sjøvann. Salter som kan finnes i sjøvann inkluderer, men er ikke begrenset til, natrium, kalsium, aluminium, magnesium, kalium, strontium, silisium og litium, og salter av klorider, bromider, karbonater, jodider, klorater, bromater, formiater, sulfater, fosfater, nitrater, oksyder og fluorider. Salter som kan være innlemmet i en saltlake inkluderer hvilken eller hvilke som helst av slike som er tilstede i naturlig sjøvann eller hvilket eller hvilke som helst andre organiske eller uorganiske oppløste salter. Salter som kan anvendes i borefluidene omhandlet heri kan i tillegg være naturlige eller syntetiske, idet syntetiske saltlaker har en tendens til å være mye enklere i sammensetning. I en annen utførelsesform kan densiteten av borefluidet reguleres ved å øke saltkonsentrasjonen i saltlaken (opp til metning). I en spesiell utførelsesform kan en saltlake inkludere halogenideller karboksylatsalter av mono- eller divalente kationer av metaller, slik som cesium, kalium, kalsium, sink og/eller natrium. Water-based borehole fluids can have an aqueous fluid as base fluid and at least one of a micronized and a dispersant-coated micronized weighting agent. The aqueous fluid may include at least one of fresh water, seawater, brine, mixture of water and water-soluble organic compounds and mixtures thereof. E.g. the aqueous fluid may be formulated with mixtures of desired salts in fresh water. Such salts may include, but are not limited to, e.g. alkali metal chlorides, hydroxides or carboxylates. In various embodiments of the drilling fluid discussed herein, the brine may include seawater, aqueous solutions in which the salt concentration is less than that in seawater, or aqueous solutions in which the salt concentration is greater than that in seawater. Salts that may be found in seawater include, but are not limited to, sodium, calcium, aluminum, magnesium, potassium, strontium, silicon, and lithium, and salts of chlorides, bromides, carbonates, iodides, chlorates, bromates, formates, sulfates, phosphates , nitrates, oxides and fluorides. Salts that may be incorporated into a brine include any of those present in natural seawater or any other organic or inorganic dissolved salts. Salts that can be used in the drilling fluids referred to herein can also be natural or synthetic, as synthetic brines tend to be much simpler in composition. In another embodiment, the density of the drilling fluid can be regulated by increasing the salt concentration in the brine (up to saturation). In a particular embodiment, a brine may include halide or carboxylate salts of mono- or divalent cations of metals, such as cesium, potassium, calcium, zinc and/or sodium.

Oljebasert/invert emulsjon-borehullsfluidene kan inkluderer en oljeholdig kontinuerlig fase, en ikke-oljeholdig diskontinuerlig fase, og minst av et mikronisert og et dispergeringsmiddel-belagt mikronisert vektmiddel. En alminnelig fagkyndig i teknikken vil forstå at de dispergeringsmidlerbelagte vektmidler beskrevet ovenfor kan være modifisert i samsvar med den ønskede anvendelse. Modifiseringer kan f.eks. inkludere den hydrofile/hydrofobe natur av dispergeringsmiddelet. The oil-based/invert emulsion wellbore fluids may include an oily continuous phase, a non-oily discontinuous phase, and at least one micronized and a dispersant-coated micronized weighting agent. A person of ordinary skill in the art will understand that the dispersant-coated weights described above can be modified in accordance with the desired application. Modifications can e.g. include the hydrophilic/hydrophobic nature of the dispersant.

Det oljeholdige fluid kan være en væske, slik som en naturlig eller syntetisk olje, og er i enkelte utførelsesformer valgt fra gruppen inkluderende dieselolje; mineralolje; en syntetisk olje, slik som hydrogenerte og uhydrogenerte olefiner inkluderende polyolefiner, lineære og forgrenede olefiner og lignende, polydiorganosiloksaner, siloksaner eller organosiloksaner, estere av fettsyrer, spesifikt rettkjedede, forgrenede og cykliske alkyletere av fettsyrer, blandinger derav og lignende forbindelser som er kjent for en fagkyndig i teknikken; og blandinger derav. Konsentrasjonen av det oljeholdige fluid bør være tilstrekkelig slik at en invert emulsjon dannes, og kan være mindre enn omtrent 99 volumprosent av den inverte emulsjon. I en utførelsesform er mengden av oljeholdig fluid fra omtrent 30 til omtrent 90 volumprosent og mer foretrukket omtrent 40 til omtrent 90 volumprosent av invert emulsjon-fluidet. Det oljeholdige fluid kan i en utførelsesform inkludere minst 5 volumprosent av et material valgt fra gruppen inkluderende etere, etere, acetaler, dialkylkarbonater, hydrokarboner, og kombinasjoner derav. The oily fluid can be a liquid, such as a natural or synthetic oil, and is in some embodiments selected from the group including diesel oil; mineral oil; a synthetic oil, such as hydrogenated and unhydrogenated olefins including polyolefins, linear and branched olefins and the like, polydiorganosiloxanes, siloxanes or organosiloxanes, esters of fatty acids, specifically straight-chain, branched and cyclic alkylethers of fatty acids, mixtures thereof and similar compounds known to a expert in the technique; and mixtures thereof. The concentration of the oily fluid should be sufficient so that an invert emulsion is formed, and may be less than about 99 percent by volume of the invert emulsion. In one embodiment, the amount of oily fluid is from about 30 to about 90 volume percent and more preferably about 40 to about 90 volume percent of the invert emulsion fluid. The oily fluid may in one embodiment include at least 5 percent by volume of a material selected from the group including ethers, ethers, acetals, dialkyl carbonates, hydrocarbons, and combinations thereof.

Det ikke-oljeholdige fluid anvendt i formuleringen av invert emulsjon-fluidet omhandlet heri er en væske og kan være en vandig væske. I en utførelsesform kan den ikke-oljeholdige væske være valgt fra gruppen inkluderende sjøvann, en saltlake inneholdende organiske og/eller uorganiske oppløste salter, væsker inneholdende vannblandbare organiske forbindelser og kombinasjoner derav. Mengden av det ikke-holdige fluid er typisk mindre enn den teoretiske grensen som øves for å danne en invert emulsjon. I en utførelsesform er mengden av ikkeoljeholdig fluid således mindre enn omtrent 70 volumprosent og foretrukket fra omtrent 1 til omtrent 70 volumprosent. I en annen utførelsesform er det ikke-oljeholdige fluid foretrukket fra omtrent 5 til omtrent 60 volumprosent av invert emulsjonfluidet. Fluidfasen kan inkludere enten et vandig fluid eller et oljeholdig fluid, eller blandinger derav. I en spesiell utførelsesform kan belagt baritt eller andre vektmidler være inkludert i et borehullsfluid omfattende et vandig fluid som inkluderer minst en av ferskvann, sjøvann, saltlake, og kombinasjoner derav. The non-oily fluid used in the formulation of the invert emulsion fluid discussed herein is a liquid and may be an aqueous liquid. In one embodiment, the non-oily liquid may be selected from the group including seawater, a brine containing organic and/or inorganic dissolved salts, liquids containing water-miscible organic compounds and combinations thereof. The amount of the non-containing fluid is typically less than the theoretical limit practiced to form an invert emulsion. In one embodiment, the amount of non-oil containing fluid is thus less than about 70 volume percent and preferably from about 1 to about 70 volume percent. In another embodiment, the non-oil containing fluid is preferably from about 5 to about 60 percent by volume of the invert emulsion fluid. The fluid phase can include either an aqueous fluid or an oily fluid, or mixtures thereof. In a particular embodiment, coated barite or other weighting agents may be included in a borehole fluid comprising an aqueous fluid that includes at least one of fresh water, seawater, brine, and combinations thereof.

Fluidene omhandlet heri er spesielt anvendbare i boring, komplettering og overhaling av underjordiske olje- og gassbrønner. Fluidene omhandlet heri kan særlig finne anvendelse i formulering av boreslam og kompletteringsfluider som tillater enkel og hurtig fjerning av filterkake. Slike slam og fluider er spesielt anvendbare i boring av horisontale brønner inn i karbonbærende formasjoner. The fluids referred to herein are particularly applicable in drilling, completing and overhauling underground oil and gas wells. The fluids discussed herein can particularly be used in the formulation of drilling mud and completion fluids that allow easy and quick removal of filter cake. Such muds and fluids are particularly useful in drilling horizontal wells into carbon-bearing formations.

Konvensjonelle metoder kan anvendes til å fremstille borefluidene omhandlet heri på en måte som er analog med slike som normalt anvendes for å fremstille konvensjonelle vann- og oljebaserte borefluider. I en utførelsesform blandes en ønsket mengde av vannbasert fluid og en passende mengde av minst ett av de mikroniserte og de dispergeringsmidler-belagte mikroniserte vektmidler sammen og de resterende komponenter av borefluidet tilsettes i rekkefølge med kontinuerlig blanding. I en annen utførelsesform blandes en ønsket mengde av oljeholdig fluid, slik som en basisolje, et ikke-oljeholdig fluid, og en passende mengde av det mikroniserte og/eller dispergeringsmiddel-belagte mikroniserte vektmiddel sammen og de resterende komponenter tilsettes i rekkefølge med kontinuerlig blanding. En invert emulsjon kan dannes ved kraftig røring, blanding eller skjæring av det oljeholdige fluid og det ikke-oljeholdige fluid. Conventional methods can be used to produce the drilling fluids referred to herein in a manner analogous to those normally used to produce conventional water- and oil-based drilling fluids. In one embodiment, a desired amount of water-based fluid and an appropriate amount of at least one of the micronized and the dispersant-coated micronized weights are mixed together and the remaining components of the drilling fluid are added in sequence with continuous mixing. In another embodiment, a desired amount of oily fluid, such as a base oil, a non-oily fluid, and an appropriate amount of the micronized and/or dispersant-coated micronized weight agent are mixed together and the remaining components are added in sequence with continuous mixing. An invert emulsion can be formed by vigorous stirring, mixing or shearing of the oily fluid and the non-oily fluid.

Borefluidene, sement og sementeringsfluider, avstandsstykkefluider, andre høydensitets-fluider, og rørslange-(coiled tubing)borefluider kan anvendes for styring av ringromstrykk. I enkelte utførelsesformer har de partikkelformede vektmidler beskrevet heri evnen til å stabilisere det laminære strømningsregimet, og utsette begynnelsen av turbulens. Det er mulig å formulere fluider for flere anvendelser som vil være i stand til å pumpes raskere før turbulens påtreffes, og gir således essensielt lavere trykkfall ved ekvivalente strømningsrater. Denne evnen til å stabilisere det laminære strømningsregimet, selv om det er overraskende, demonstreres tilfredsstillende i slam med tung densitet på 20 pund per gallon (2,39 g/cm<3>) eller høyere. Slike slam med høy densitet som anvender konvensjonelle vektmidler, med en vektmidlere partikkeldiameter på 10 til 30 mikron, ville utvise dilatanse med den ledsagende økning i trykkfallene på grunn av den frembragte turbulensen. Evnen til mikroniserte vektmidler beskrevet heri til å stabilisere strømningen betyr at høydensitets-fluider med akseptabel reologi er mulige med lavere trykkfall. The drilling fluids, cement and cementing fluids, spacer fluids, other high-density fluids, and coiled tubing drilling fluids can be used to control annulus pressure. In some embodiments, the particulate weights described herein have the ability to stabilize the laminar flow regime, and delay the onset of turbulence. It is possible to formulate fluids for multiple applications that will be able to be pumped faster before turbulence is encountered, thus providing essentially lower pressure drops at equivalent flow rates. This ability to stabilize the laminar flow regime, although surprising, is satisfactorily demonstrated in sludges with heavy densities of 20 pounds per gallon (2.39 g/cm<3>) or greater. Such high density slurries using conventional weight agents, with a weight average particle diameter of 10 to 30 microns, would exhibit dilatancy with the accompanying increase in pressure drops due to the turbulence produced. The ability of micronized weighting agents described herein to stabilize flow means that high density fluids with acceptable rheology are possible with lower pressure drops.

Borefluider omhandlet heri som har et lavere trykkfall kan resultere i drifts- og eller kapitalkostnadsbesparelser. Drilling fluids discussed herein that have a lower pressure drop can result in operating and or capital cost savings.

F.eks. kan lavere trykkfall forvandles til redusert energibruk ved de samme strømningsrater. Alternativt vil lavere energi-(hestekraft-)krav for borefluidpumpene kunne resultere i reduserte utstyrskostnader. E.g. lower pressure drop can be transformed into reduced energy use at the same flow rates. Alternatively, lower energy (horsepower) requirements for the drilling fluid pumps could result in reduced equipment costs.

Egenskapene til borefluidene omhandlet heri kan tillate at borefluidet tilfredsstiller kravene for lav synking under boring, inkluderende horisontal boring, og lav bunnfelling av borede faststoffer og vektmidler når borefluidet er statisk. Det er også blitt funnet, i enkelte utførelsesformer, at borefluider beskrevet heri også kan tilveiebringe en økt penetrasjonsrate ved boring. Borefluider som har lavere reologiske profiler som beskrevet heri kan la en operatør oppnå høyere borefluid-strømningsrater. Høyere borefluid-strømningsrater kan igjen resultere i forbedret fjerning av borede faststoffer fra borekroneområdet, inkluderende ringrommet nær borekronen. The properties of the drilling fluids discussed herein may allow the drilling fluid to satisfy the requirements for low sinking during drilling, including horizontal drilling, and low settling of drilled solids and weighting agents when the drilling fluid is static. It has also been found, in some embodiments, that drilling fluids described herein can also provide an increased penetration rate when drilling. Drilling fluids that have lower rheological profiles as described herein may allow an operator to achieve higher drilling fluid flow rates. Higher drilling fluid flow rates can in turn result in improved removal of drilled solids from the bit area, including the annulus near the bit.

De høyere strømningsratene kan f.eks. øke turbulensen til borefluidet som strømmer rundt borekronen, hvilket tillater at avfall (borede faststoffer) fjernes mer effektivt enn når det anvendes et fluid med høyere reologi. Den effektive fjerningen av avfall fra borekroneområdet kan således la operatører oppnå større penetrasjonsrater på grunn av økt boreeffektivitet, og kan redusere tiden som er nødvendig for å bore og, følgelig, redusere borekostnadene. Det er også teorisert at de mindre vektmiddelpartiklene anvendt i borefluidene omhandlet heri kan bidra til den økte effektiviteten for fjerning av produksjonsavfall. The higher flow rates can e.g. increase the turbulence of the drilling fluid flowing around the drill bit, allowing waste (drilled solids) to be removed more efficiently than when a higher rheology fluid is used. Thus, the effective removal of waste from the bit area can allow operators to achieve greater penetration rates due to increased drilling efficiency, and can reduce the time required to drill and, consequently, reduce drilling costs. It is also theorized that the smaller weight agent particles used in the drilling fluids discussed herein can contribute to the increased efficiency for removing production waste.

Eksempel Example

Sammenlignet med et typisk borefluid med lignende densitet, synkings- og bunnfellingsegenskaper, kan utførelsesformer av borefluidene omhandlet heri tillate større penetrasjonsrater ved boring. De økte penetrasjonsrater kan eksemplifiseres som føler. Compared to a typical drilling fluid of similar density, sinking and settling characteristics, embodiments of the drilling fluids discussed herein may allow greater penetration rates when drilling. The increased penetration rates can be exemplified as felt.

Et basislinje-borefluid, omfattende et baritt-vektmiddel av API-kvalitet, og et borefluid i samsvar med utførelsesformer omhandlet heri anvendes for å bore et borehull. Basislinjeborefluidet og borefluidet i samsvar med utførelsesformer omhandlet heri, inneholdende et dispergeringsmiddel-belagt vektmiddel, er hver av lignende vekt (densitet). Boring utføres under ekvivalente betingelser, inkluderende boringsdiameter, formasjonstype, ringromsdiameter og borestrengslengde. A baseline drilling fluid, comprising an API grade barite weighting agent, and a drilling fluid in accordance with embodiments discussed herein are used to drill a wellbore. The baseline drilling fluid and the drilling fluid in accordance with embodiments discussed herein, containing a dispersant-coated weight agent, are each of similar weight (density). Drilling is carried out under equivalent conditions, including drill diameter, formation type, annulus diameter and drill string length.

Basislinje-borefluidet omfattende et baritt-vektmiddel av API-kvalitet kan ha en gitt synking, bunnfellingsrate og densitet. Boring kan utføres ved en gitt borefluid-strømningsrate, hvilket resulterer i et visst trykkfall gjennom borestrengen, og den gitte strømningsrate og trykkfall resulterer. The baseline drilling fluid comprising an API grade barite weighting agent may have a given sink, settling rate and density. Drilling can be performed at a given drilling fluid flow rate, which results in a certain pressure drop through the drill string, and the given flow rate and pressure drop result.

Maksimale penetrasjonsrate ved boring måles deretter. The maximum penetration rate when drilling is then measured.

Et borefluid i samsvar med en utførelsesform omhandlet heri inkluderer minst ett av et mikronisert vektmiddel og et dispergeringsmiddel-belagt mikronisert vektmiddel, og har lignende eller lavere synking, lignende eller lavere bunnfellingsrater, og en lignende densitet sammenlignet med basislinje-borefluidet. Borefluid-strømningsraten økes over den for basislinje-borefluidet. Fluidstrømningsraten økes inntil et ekvivalent trykkfall gjennom borestrengen sammenlignet med basislinje-borefluidet resulterer, og den maksimale penetrasjonsrate under boring måles. Den maksimale penetrasjonsrate ved anvendelse av borefluidet inneholdende et mikronisert og/eller dispergeringsmiddel-belagt vektmiddel i samsvar med utførelsesformer omhandlet heri er større enn den maksimale penetrasjonsrate ved anvendelse av basislinje-borefluidet. A drilling fluid in accordance with an embodiment discussed herein includes at least one of a micronized weight agent and a dispersant-coated micronized weight agent, and has similar or lower sinking, similar or lower settling rates, and a similar density compared to the baseline drilling fluid. The drilling fluid flow rate is increased above that of the baseline drilling fluid. The fluid flow rate is increased until an equivalent pressure drop through the drill string compared to the baseline drilling fluid results, and the maximum penetration rate during drilling is measured. The maximum penetration rate using the drilling fluid containing a micronized and/or dispersant-coated weight agent in accordance with embodiments discussed herein is greater than the maximum penetration rate using the baseline drilling fluid.

I enkelte utførelsesformer kan den maksimale penetrasjonsrate ved anvendelse av borefluider med minst ett av et mikronisert og et dispergeringsmiddel-belagt mikronisert vektmiddel være minst 2,5 prosent større enn den maksimale penetrasjonsrate ved anvendelse av et borefluid inneholdende et baritt-vektmiddel av API-kvalitet (basislinje-borefluid). I andre utførelsesformer kan den maksimale penetrasjonsrate være minst 5 prosent større enn ved anvendelse av et basislinje-borefluid; minst 7,5 prosent større i andre utførelsesformer; og minst 10 prosent større i ytterligere andre utførelsesformer. In some embodiments, the maximum penetration rate using drilling fluids with at least one of a micronized and a dispersant-coated micronized weight agent may be at least 2.5 percent greater than the maximum penetration rate using a drilling fluid containing an API-grade barite weight agent ( baseline drilling fluid). In other embodiments, the maximum penetration rate may be at least 5 percent greater than when using a baseline drilling fluid; at least 7.5 percent larger in other embodiments; and at least 10 percent larger in still other embodiments.

I enkelte utførelsesformer kan en høyere penetrasjonsrate oppnås ved anvendelse av borefluider med minst ett av et mikronisert og et dispergeringsmiddel-belagt vektmiddel, hvori borefluid-strømningsraten kan være minst 5 prosent større enn i en strømningsrate for et (basislinje-borefluid) med et ekvivalent eller lavere trykkfall. I andre utførelsesformer kan en høyere penetrasjonsrate oppnås ved anvendelse av et borefluid med minst ett av et mikronisert og et dispergeringsmiddel-belagt vektmiddel, hvori borefluid-strømningsraten kan være minst 7,5 prosent større enn en strømningsrate for basislinje-borefluid ved et ekvivalent eller lavere trykkfall; borefluid-strømningsraten kan være minst 10 prosent større enn en strømningsrate for basislinje-borefluid ved et ekvivalent eller lavere trykkfall i andre utførelsesformer; borefluid-strømningsraten kan være minst 12,5 prosent større enn en strømningsrate for basislinje-borefluid ved et ekvivalent eller lavere trykkfall i andre utførelsesformer; og borefluid-strømningsraten kan være minst 15 prosent større enn en strømningsrate for basislinje-borefluid ved et ekvivalent eller lavere trykkfall i ytterligere andre utførelsesformer. In some embodiments, a higher penetration rate can be achieved by using drilling fluids with at least one of a micronized and a dispersant-coated weight agent, wherein the drilling fluid flow rate can be at least 5 percent greater than in a (baseline drilling fluid) flow rate of an equivalent or lower pressure drop. In other embodiments, a higher penetration rate can be achieved by using a drilling fluid with at least one of a micronized and a dispersant-coated weight agent, wherein the drilling fluid flow rate can be at least 7.5 percent greater than a baseline drilling fluid flow rate at an equivalent or lower pressure drop; the drilling fluid flow rate may be at least 10 percent greater than a baseline drilling fluid flow rate at an equivalent or lower pressure drop in other embodiments; the drilling fluid flow rate may be at least 12.5 percent greater than a baseline drilling fluid flow rate at an equivalent or lower pressure drop in other embodiments; and the drilling fluid flow rate may be at least 15 percent greater than a baseline drilling fluid flow rate at an equivalent or lower pressure drop in still other embodiments.

I enkelte utførelsesformer kan trykkfallet ved anvendelse av et borefluid med minst ett av et mikronisert og et dispergeringsmiddel-belagt vektmiddel være minst 2,5 prosent lavere enn trykkfallet for basislinje-borefluidet ved en ekvivalent eller høyere strømningsrate. I andre utførelsesformer kan trykkfallet ved anvendelse av et borefluid med minst ett av et mikronisert og et dispergeringsmiddel-belagt vektmiddel være minst 5 prosent lavere enn trykkfallet for basislinjeborefluidet ved en ekvivalent eller høyere strømningsrate; minst 7,5 prosent lavere enn trykkfallet for basislinjeborefluidet ved en ekvivalent eller høyere strømningsrate i andre utførelsesformer; minst 10 prosent lavere enn trykkfallet for basislinje-borefluidet ved en ekvivalent eller høyere strømningsrate i andre utførelsesformer; minst 12,5 prosent lavere enn trykkfallet for basislinje-borefluidet ved en ekvivalent eller høyere strømningsrate i andre utførelsesformer; og minst 15 prosent lavere enn trykkfallet for basislinje-borefluidet ved en ekvivalent eller høyere strømningsrate i ytterligere andre utførelsesformer. In some embodiments, the pressure drop using a drilling fluid with at least one of a micronized and a dispersant-coated weight agent can be at least 2.5 percent lower than the pressure drop of the baseline drilling fluid at an equivalent or higher flow rate. In other embodiments, the pressure drop using a drilling fluid with at least one of a micronized and a dispersant-coated weight agent may be at least 5 percent lower than the pressure drop of the baseline drilling fluid at an equivalent or higher flow rate; at least 7.5 percent lower than the pressure drop of the baseline drilling fluid at an equivalent or higher flow rate in other embodiments; at least 10 percent lower than the pressure drop of the baseline drilling fluid at an equivalent or higher flow rate in other embodiments; at least 12.5 percent lower than the pressure drop of the baseline drilling fluid at an equivalent or higher flow rate in other embodiments; and at least 15 percent lower than the pressure drop of the baseline drilling fluid at an equivalent or higher flow rate in still other embodiments.

Utførelsesformer i henhold til den foreliggende omtale kan fordelaktig tilveiebringe høyere penetrasjonsrater ved boring. Embodiments according to the present description can advantageously provide higher penetration rates when drilling.

Sammenlignet med typiske borefluider inneholdende barittvektmidler av API-kvalitet kan utførelsesformer av borefluidet omhandlet heri, borefluidet omfattende et basisfluid og minst ett av et mikronisert og et dispergeringsmiddel-belagt vektmiddel tillate større penetrasjonsrater når boring skal oppnås, mens det på samme tid har en eller flere av: en ekvivalent eller lavere synking, en ekvivalent eller lavere bunnfellingsrate, en ekvivalent densitet (vekt), en lignende basisfluid-sammensetning (olje-vann forhold), et ekvivalent eller lavere trykkfall, og økt turbulens i borekroneområdet og nær borekroneområdet i ringrommet. Compared to typical drilling fluids containing API grade barite weighting agents, embodiments of the drilling fluid discussed herein, the drilling fluid comprising a base fluid and at least one of a micronized and a dispersant-coated weighting agent may allow greater penetration rates when drilling is to be achieved, while at the same time having one or more of: an equivalent or lower subsidence, an equivalent or lower sedimentation rate, an equivalent density (weight), a similar base fluid composition (oil-water ratio), an equivalent or lower pressure drop, and increased turbulence in the bit area and near the bit area in the annulus.

Mens omtalen inkluderer et begrenset antall av utførelsesformer vil de fagkyndige i teknikken, som har fordel av denne omtalen, forstå at man kan se for seg andre utførelsesformer som ikke avviker fra rammen av den foreliggende omtale. While the description includes a limited number of embodiments, those skilled in the art, who benefit from this description, will understand that other embodiments can be envisioned which do not deviate from the scope of the present description.

Rammen skal følgelig begrenses kun av de vedføyde kravene. The framework shall therefore be limited only by the attached requirements.

Claims

PATENTKRAVPATENT CLAIMS

1. Fremgangsmåte for økning av en penetrasjonsrate ved boring sammenlignet med boring med et basislinje-borefluid omfattende et basisfluid og et baritt-vektmiddel av API-kvalitet og med en gitt synking, bunnfellingsrate, vekt, strømningsrate, og trykkfall gjennom et borehull, omfattende:1. Method for increasing a penetration rate when drilling compared to drilling with a baseline drilling fluid comprising a base fluid and an API grade barite weight agent and with a given sink, sedimentation rate, weight, flow rate, and pressure drop through a borehole, comprising:

-sirkulering av et borefluid omfattende et basisfluid og minst ett mikronisert vektmiddel som har en partikkelstørrelse d90på mindre enn omtrent 10 mikron gjennom borehullet;-circulating a drilling fluid comprising a base fluid and at least one micronized weight agent having a particle size d90 of less than about 10 microns through the borehole;

-hvori borefluidet er karakterisert ved å ha en ekvivalent vekt, en ekvivalent eller lavere bunnfellingsrate, og en ekvivalent eller lavere synking enn basislinje-borefluidet;-wherein the drilling fluid is characterized by having an equivalent weight, an equivalent or lower sedimentation rate, and an equivalent or lower sink than the baseline drilling fluid;

-hvori sirkuleringen er ved en høyere strømningsrate enn strømningsraten for basislinje-borefluidet; og-wherein the circulation is at a higher flow rate than the flow rate of the baseline drilling fluid; and

-hvori sirkuleringen resulterer i et ekvivalent eller lavere trykkfall gjennom borehullet.-wherein the circulation results in an equivalent or lower pressure drop through the borehole.

2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvori strømningsraten er minst 5 prosent høyere enn strømningsraten for basislinjeborefluidet ved et ekvivalent eller lavere trykkfall.2. Method as set forth in claim 1, wherein the flow rate is at least 5 percent higher than the flow rate of the baseline drilling fluid at an equivalent or lower pressure drop.

3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvori strømningsraten er minst 10 prosent høyere enn strømningsraten for basislinjeborefluidet ved et ekvivalent eller lavere trykkfall.3. Method as set forth in claim 1, wherein the flow rate is at least 10 percent higher than the flow rate of the baseline drilling fluid at an equivalent or lower pressure drop.

4. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvori trykkfallet er minst 5 prosent lavere enn trykkfallet for basislinje-borefluidet ved en ekvivalent eller høyere strømningsrate.4. Method as set forth in claim 1, wherein the pressure drop is at least 5 percent lower than the pressure drop of the baseline drilling fluid at an equivalent or higher flow rate.

5. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvori trykkfallet er minst 10 prosent lavere enn trykkfallet for basislinje-borefluidet ved en ekvivalent eller høyere strømningsrate.5. Method as set forth in claim 1, wherein the pressure drop is at least 10 percent lower than the pressure drop of the baseline drilling fluid at an equivalent or higher flow rate.

6. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvori penetrasjonsraten er minst 5 prosent større enn penetrasjonsraten med basislinje-borefluidet.6. Method as stated in claim 1, wherein the penetration rate is at least 5 percent greater than the penetration rate with the baseline drilling fluid.

7. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvori penetrasjonsraten er minst 10 prosent større enn penetrasjonsraten med basislinje-borefluidet.7. Method as set forth in claim 1, wherein the penetration rate is at least 10 percent greater than the penetration rate with the baseline drilling fluid.

8. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvori det mikroniserte vektmiddel er minst ett valgt fra baritt, kalsiumkarbonat, dolomitt, ilmenitt, hematitt, olivin, sideritt, manganoksyd og strontiumsulfat.8. Method as stated in claim 1, wherein the micronized weighting agent is at least one selected from barite, calcium carbonate, dolomite, ilmenite, hematite, olivine, siderite, manganese oxide and strontium sulfate.

9. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvori det mikroniserte vektmiddel er belagt med et dispergeringsmiddel dannet ved metoden omfattende tørrblanding av et mikronisert vektmiddel og et dispergeringsmiddel for å danne et mikronisert vektmiddel belagt med dispergeringsmiddelet.9. Method as stated in claim 1, in which the micronized weighting agent is coated with a dispersing agent formed by the method comprising dry mixing of a micronized weighting agent and a dispersing agent to form a micronized weighting agent coated with the dispersing agent.

10. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvori det mikroniserte vektmiddel omfatter kolloidale partikler med et belegg derpå.10. Method as stated in claim 1, wherein the micronized weighting agent comprises colloidal particles with a coating thereon.

11. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvori det mikroniserte vektmiddel har en partikkelstørrelse d90på mindre enn omtrent 5 mikron.11. The method of claim 1, wherein the micronized weighting agent has a particle size d90 of less than about 5 microns.

12. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvori belegget omfatter minst en valgt fra oleinsyre, polybasiske fettsyrer, alkylbenzensulfonsyrer, alkansulfonsyrer, lineære alfa-olefinsulfonsyrer, jordalkalimetallsalter derav, polyakrylatestere og fosfolipider.12. Method as stated in claim 1, wherein the coating comprises at least one selected from oleic acid, polybasic fatty acids, alkylbenzenesulfonic acids, alkanesulfonic acids, linear alpha-olefinsulfonic acids, alkaline earth metal salts thereof, polyacrylate esters and phospholipids.

13. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvori basisfluidet er minst ett av et oljeholdig/aktig fluid og et ikke-oljeholdig/-aktig fluid.13. Method as set forth in claim 1, wherein the base fluid is at least one of an oily fluid and a non-oily fluid.

14. Fremgangsmåte for boring av et borehull, omfattende:14. Method for drilling a borehole, comprising:

-hvori borefluidet omfattende minst ett mikronisert vektmiddel har en gitt vekt, synking og bunnfellingsrate; og- in which the drilling fluid comprising at least one micronized weighting agent has a given weight, sinking and settling rate; and

-hvori boringen er karakterisert ved å ha en forbedret penetrasjonsrate sammenlignet med boring med et borefluid omfattende et baritt-vektmiddel av API-kvalitet som har en lignende vekt, synking og bunnfellingsrate.-wherein the drilling is characterized by having an improved penetration rate compared to drilling with a drilling fluid comprising an API grade barite weight agent having a similar weight, sink and settling rate.