NO347500B1 - A drilling fluid loss treatment fluid - Google Patents
A drilling fluid loss treatment fluid Download PDFInfo
- Publication number
- NO347500B1 NO347500B1 NO20210678A NO20210678A NO347500B1 NO 347500 B1 NO347500 B1 NO 347500B1 NO 20210678 A NO20210678 A NO 20210678A NO 20210678 A NO20210678 A NO 20210678A NO 347500 B1 NO347500 B1 NO 347500B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- tank
- polymer
- polymer grains
- fluid
- oil
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 76
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 32
- 208000005156 Dehydration Diseases 0.000 title 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 86
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 29
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims description 23
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 12
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 12
- 238000009826 distribution Methods 0.000 claims description 11
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 9
- 230000008961 swelling Effects 0.000 claims description 8
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims description 6
- 239000000843 powder Substances 0.000 claims description 6
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 6
- 239000012528 membrane Substances 0.000 claims description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 2
- 206010042674 Swelling Diseases 0.000 description 35
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 19
- 239000000499 gel Substances 0.000 description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 10
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 10
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 5
- 239000002199 base oil Substances 0.000 description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 3
- 239000000017 hydrogel Substances 0.000 description 3
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 3
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 3
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000000996 additive effect Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 2
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000003349 gelling agent Substances 0.000 description 1
- 239000008187 granular material Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000000977 initiatory effect Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000009533 lab test Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 238000005204 segregation Methods 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/502—Oil-based compositions
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/003—Means for stopping loss of drilling fluid
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B27/00—Containers for collecting or depositing substances in boreholes or wells, e.g. bailers, baskets or buckets for collecting mud or sand; Drill bits with means for collecting substances, e.g. valve drill bits
- E21B27/02—Dump bailers, i.e. containers for depositing substances, e.g. cement or acids
Description
Et slamtapbehandlingsfluid og en fremgangsmåte for slamtapbehandling Oppfinnelsen gjelder et slamtapbehandlingsfluid og en fremgangsmåte for slamtapbehandling. A sludge loss treatment fluid and a method for sludge loss treatment The invention relates to a sludge loss treatment fluid and a method for sludge loss treatment.
Mer bestemt gjelder oppfinnelsen en blanding av vannsvellende polymerkorn (1) lagret i en inert bæreveske (2) mht. svelling, hvor bærevæsken (2) omfatter en olje (3) som er blandet ut med et gelmasse-dannende middel (4) og innrettet til å lagres i en borestreng- (5) båren tank (6) bak en borekrone (7), slik at bærevæsken (2, 3, 4) under trykk er innrettet til å presses ut gjennom et tankutløp (61) som en useparert masse av polymerkorn (1) i gelmasse (2, 3, 4), og innrettet til deretter å blandes med passerende vannholdig borefluid (8) utenfor tankutløpet og transporteres til og å trenge inn i en slamtapsone (8) som omgir et borehull (9). More specifically, the invention relates to a mixture of water-swelling polymer grains (1) stored in an inert carrier bag (2) in terms of swelling, where the carrier fluid (2) comprises an oil (3) which has been mixed with a gelling agent (4) and arranged to be stored in a drill string (5) carried tank (6) behind a drill bit (7), so that the carrier fluid (2, 3, 4) under pressure is arranged to be pushed out through a tank outlet (61) as an unseparated mass of polymer grains (1) in gel mass (2, 3, 4), and arranged to then be mixed with passing aqueous drilling fluid (8) outside the tank outlet and transported to and penetrating a mud loss zone (8) surrounding a borehole (9).
Bakgrunnsteknikk: Background technique:
Det er kjent å frigjøre vannsvellende polymerpartikler fra en borerørstreng-båren tank til boreslammet for å løpe ut til en slamtapsone under boring, og trenge inn i bergarter eller frakturer i den geologiske formasjonen for å svelle og dermed tette formasjonen slik at man stopper eller reduserer slamtap. It is known to release water-swelling polymer particles from a drill string-borne tank into the drilling mud to run out into a mud loss zone during drilling, and penetrate rocks or fractures in the geological formation to swell and thereby seal the formation to stop or reduce mud loss .
Søkeren har gjort eksperimenter med å anordne polymerkorn (1) som et oppknust pulver av tørt, potensielt vannsvellende polymer med en kornstørrelsesfordeling under 2 mm i en inert olje i en tank (6), og sette disse under trykk slik at de skal løpe ut gjennom et tankutløp (61) for så å blandes med vannholdig borefluid for å starte å svelle. Slikt pulver vil ofte omfatte polymerkorn (1) som er flakformet. Flakformede korn med skarpe kanter har en tendens til å gripe inn i hverandre og bygge opp en plugg som gir friksjon mot en tankvegg i tanken og den kanal som polymerkornene skal passere gjennom. Vi har i lab testing brukt en tyntflytende baseolje å fylle opp tomrommet i polymerkolonnen (porerommet). For tørr, pakket og vibrert polymer er dette porerommet ca.40% (av volum). Ideen vi hadde var at når trykket økte i polymerbeholderen for å utløse bunnventilen, ville poretrykket i bærevæsken holde polymerkornene fra hverandre og frigjøring/tømming av tanken uten segregering, det gjorde det ikke, oljen trykkes ut først. Oljens lave viskositet i polymerkolonnen i tanken gjør at oljen på grunn av permeabiliteten i de pakkede polymerkornene lett dreneres ut først, tyntflytende bærevæske utnytter permeabiliteten til polymerkolonnen og mer eller mindre dreneres ut uten å ta polymerkornene med på turen og etterlater en olje-våt mengde av korn i tanken og tankutløpet som vanskelig lar seg trykke ut gjennom tankutløpet (61), og har lett for å danne en gummilignende plugg når den kommer i kontakt med vann og starter å svelle før den kommer videre ut gjennom borekronen, og i utilstrekkelig grad lar seg trenge inn i den omgivende geologiske formasjonen. The applicant has made experiments with arranging polymer grains (1) as a crushed powder of dry, potentially water-swelling polymer with a grain size distribution below 2 mm in an inert oil in a tank (6), and pressurizing these so that they run out through a tank outlet (61) to then mix with aqueous drilling fluid to start swelling. Such powder will often comprise polymer grains (1) which are flake-shaped. Flake-shaped grains with sharp edges tend to engage each other and build up a plug that provides friction against a tank wall in the tank and the channel through which the polymer grains must pass. In lab testing, we have used a thin base oil to fill up the empty space in the polymer column (pore space). For dry, packed and vibrated polymer, this pore space is approx. 40% (by volume). The idea we had was that when the pressure increased in the polymer container to trigger the bottom valve, the pore pressure in the carrier fluid would keep the polymer grains apart and release/empty the tank without segregation, it didn't, the oil is pushed out first. The low viscosity of the oil in the polymer column in the tank means that, due to the permeability of the packed polymer grains, the oil is easily drained out first, thin fluid carrier fluid utilizes the permeability of the polymer column and more or less drains out without taking the polymer grains along for the ride, leaving an oil-wet amount of grain in the tank and tank outlet which is difficult to push out through the tank outlet (61), and tends to form a rubber-like plug when it comes into contact with water and starts to swell before it continues out through the drill bit, and insufficiently allows penetrate into the surrounding geological formation.
US 4.572.295 A vedrører en fremgangsmåte for selektiv reduksjon av vannpermeabilitet undergrunnsformasjoner, der vannpermeabiliteten reduseres ved å innføre et ikke-vandig behandlingsmiddel i formasjonen. Behandlingsmiddelet omfatter hydrogelpolymer og en ikke-vandig væskebærer. Behandlingsmidlet holdes inne i formasjonen i en tid som er tilstrekkelig til å tillate hydrogelpolymeren å absorbere vann fra formasjonen. Når den kommer i kontakt med vann, sveller hydrogelpolymeren og blokkerer derved ytterligere vannstrøm gjennom formasjonsporene. Behandling av formasjoner i samsvar med denne metoden tillater økt utvinning av mineraler, slik som hydrokarboner, ved selektiv reduksjon av vannstrømmen inn i produserende brønner eller sjakter. US 4,572,295 A relates to a method for selectively reducing the water permeability of underground formations, where the water permeability is reduced by introducing a non-aqueous treatment agent into the formation. The treatment agent comprises hydrogel polymer and a non-aqueous liquid carrier. The treatment agent is held in the formation for a time sufficient to allow the hydrogel polymer to absorb water from the formation. When it comes into contact with water, the hydrogel polymer swells, thereby blocking further water flow through the formation pores. Treatment of formations in accordance with this method allows increased recovery of minerals, such as hydrocarbons, by selectively reducing the flow of water into producing wells or shafts.
US 2021/0123307 A1 vedrører en fremgangsmåte for behandling av tap av boreslam som inkluderer å tilveiebringe et boreverktøys hovedlegeme med en gjennomgående boring koblet til en ovenfor anordnet kablet borerørstreng med en kommunikasjonslinje til et overvåkingsog kontrollsystem, boreverktøyets hoveddel koblet til en nedenfor anordnet. eller flere vektrørseksjoner med en nedre av nevnte krageseksjoner forbundet med en borekrone, og boring i en brønn. Hovedlegemet er forsynt med en ringformet tank med et svellbart tetningsmiddel og den ringformede tanken har en ventil til et utløp til den gjennomgående boringen. Et kontrollsystem i hoveddelen mottar MWD-sensorsignaler fra et MWD-sensorsystem og styrer ventilen som har en ventilaktuator. Kontrollsystemet kjører, under boring, en overvåkings- og kontrollalgoritme ved å bruke signalene som inngang for å detektere en uønsket slamtaptilstand under boring, og, hvis en slamtapstilstand oppdages, for å beordre ventilaktuatoren til å åpne ventilen ved detektering en uønsket slamtap-tilstand, slik at nevnte svellbare tetningsmiddel skyves ut til nevnte gjennomgående boring. US 2021/0123307 A1 relates to a method for treating the loss of drilling mud which includes providing a drilling tool's main body with a through bore connected to an above-arranged wired drill pipe string with a communication line to a monitoring and control system, the drilling tool's main body connected to a below-arranged one. or several collar sections with a lower of said collar sections connected to a drill bit, and drilling in a well. The main body is provided with an annular tank with a swellable sealant and the annular tank has a valve for an outlet to the through bore. A control system in the body receives MWD sensor signals from a MWD sensor system and controls the valve having a valve actuator. The control system runs, during drilling, a monitoring and control algorithm using the signals as input to detect an undesired mud loss condition during drilling and, if a mud loss condition is detected, to command the valve actuator to open the valve upon detection of an undesired mud loss condition, as that said swellable sealant is pushed out to said through bore.
Kort sammenfatning av oppfinnelsen Brief summary of the invention
Oppfinnelsen gir en løsning på dette problemet og er et slamtapbehandlingsfluid, omfattende vannsvellende polymerkorn (1) som ikke ennå er utsatt for vann, The invention provides a solution to this problem and is a sludge loss treatment fluid, comprising water-swelling polymer granules (1) not yet exposed to water,
- hvor polymerkornene (1) er tilnærmet sfæriske korn og har en partikkelstørrelsesfordeling opp til 2 mm, - where the polymer grains (1) are approximately spherical grains and have a particle size distribution of up to 2 mm,
- hvor polymerkornene (1) utgjør en pakket, vibrert kornblanding, - where the polymer grains (1) form a packed, vibrated grain mixture,
- hvor tilgjengelig porerom i polymerkornblandingen er fylt med en inert bærevæske (2) mht. svelling - where the available pore space in the polymer grain mixture is filled with an inert carrier liquid (2) in terms of swelling
- hvor bærevæsken (2) omfatter en olje (3) som er blandet ut med et gelmassedannende middel (4) - where the carrier liquid (2) comprises an oil (3) which has been mixed with a gel mass-forming agent (4)
- hvor bærevæsken (2) i form av olje-gelmassen (3, 4) og polymerkornene (1) er lagret i en borestreng- (5) båren tank (6) bak en borekrone (7), - slik at bærevæsken (2, 3, 4) under trykk er innrettet til å presses ut gjennom et tankutløp (61) som en useparert masse av polymerkorn (1) i oljegelmassen (2, 3, 4), - where the carrier fluid (2) in the form of the oil-gel mass (3, 4) and the polymer grains (1) is stored in a drill string- (5) supported tank (6) behind a drill bit (7), - so that the carrier fluid (2, 3, 4) under pressure is arranged to be pushed out through a tank outlet (61) as an unseparated mass of polymer grains (1) in the oil gel mass (2, 3, 4),
- hvor slamtapbehandlingsfluidet er innrettet til å blandes med passerende vannholdig borefluid (8) utenfor tankutløpet i den borestrengbårne tanken og transporteres til og å trenge inn i en slamtapsone (8) som omgir et borehull (9), - where the mud loss treatment fluid is arranged to mix with passing aqueous drilling fluid (8) outside the tank outlet in the drill string-borne tank and is transported to and penetrate a mud loss zone (8) surrounding a borehole (9),
slik at polymerkornene fortsetter å svelle inne i bergartene eller frakturene i slamtapsonen (8) og stopper fluidtap. so that the polymer grains continue to swell inside the rocks or fractures in the mud tap zone (8) and stop fluid loss.
I en utførelsesform kan tilgjengelig porerom i polymerkornblandingen være helt fylt med en inert bærevæske. In one embodiment, available pore space in the polymer grain mixture can be completely filled with an inert carrier liquid.
Oppfinnelsen vedrører også en fremgangsmåte for slamtapbehandling som angitt i selvstendig krav 6. The invention also relates to a method for sludge loss treatment as stated in independent claim 6.
Kort figurforklaring Short figure explanation
Figur 1 er en illustrasjon av en del av en rørseksjon bak en borekrone, hvor der er anordnet en tank med vannsvellende partikler 1 lagret i olje med lav viskositet, altså at oljen er tyntflytende. Figuren illustrerer problemets bakgrunn i forbindelse med at en tank 6 er fylt og pakket med en kornstørrelsesfordelt mengde av vannsvellende partikler 1 og hvor porerom mellom alle de vannsvellende partiklene 1 er fylt med en nøytral olje av lav viskositet, altså tyntflytende, slik at de vannsvellende partiklene 1 ikke sveller under lagring i oljen. De vannsvallende partiklene 1 er gjerne i form av oppknuste flak av en ellers vannsvellende polymer. Figure 1 is an illustration of part of a pipe section behind a drill bit, where a tank is arranged with water-swelling particles 1 stored in low-viscosity oil, meaning that the oil is thin. The figure illustrates the background of the problem in connection with a tank 6 being filled and packed with a quantity of water-swelling particles 1 divided by grain size and where the pore spaces between all the water-swelling particles 1 are filled with a neutral oil of low viscosity, i.e. thin, so that the water-swelling particles 1 does not swell during storage in the oil. The water-swelling particles 1 are usually in the form of crushed flakes of an otherwise water-swelling polymer.
Figur 2 illustrerer at et innløp er åpnet til tanken 6 med det vannsvellende materialet i lavviskositetsolje, altså tyntflytende, slik at vannbasert borefluid entrer tanken 6 og dermed helt eller delvis fortrenger oljen i bærevæsken/partikkelblandingen, og således drenerer ut oljen gjennom utløpet 61 som er åpent, til hovedboringen. Her er det altså risiko for blokkering av utløpet 61 med de vannsvellende partiklene, og uønsket inntregning av vannholdig borefluid til de vannsvellende partiklene og dermed initieres tidlig svelling, som kan gi en seig masse som dårlig trenger ut gjennom utløpet 61, og som kan være for tidlig svellet i forhold til de poreåpninger som den skal trenge inn i i slamtapsonen. Figure 2 illustrates that an inlet is opened to the tank 6 with the water-swelling material in low-viscosity oil, i.e. thin-flowing, so that water-based drilling fluid enters the tank 6 and thus completely or partially displaces the oil in the carrier fluid/particle mixture, and thus drains the oil out through the outlet 61 which is open, to the main bore. Here there is therefore a risk of blocking the outlet 61 with the water-swelling particles, and unwanted penetration of water-containing drilling fluid into the water-swelling particles and thus initiating early swelling, which can produce a tough mass that does not penetrate well through the outlet 61, and which can be too early swollen in relation to the pore openings into which it will penetrate in the sludge tap zone.
Figur 3 illustrerer en løsning på problemene beskrevet ovenfor og som angitt i oppfinnelsen, hvor bærevæsken har en så høy viskositet, altså tregtflytende, at den bærer med seg de vannsvellende partiklene ut gjennom utløpet 61 uten at de vannsvellende partiklene i særlig grad blokkerer utløpet, og hvor de vannsvellende partiklene transporteres videre til den lekkende formasjonen, for eksempel via borekronen. Det er også mulig å la utløpet 61 gå direkte til et ringrom i en bunnhullsstreng (Bottom-Hole Assembly, BHA). Figure 3 illustrates a solution to the problems described above and as indicated in the invention, where the carrier liquid has such a high viscosity, i.e. slow-flowing, that it carries the water-swelling particles out through the outlet 61 without the water-swelling particles blocking the outlet to any particular extent, and where the water-swelling particles are transported further to the leaking formation, for example via the drill bit. It is also possible to let the outlet 61 go directly to an annulus in a Bottom-Hole Assembly (BHA).
Bærevæsken med høy viskositet vil fortrenges i et væskegrensesnitt ved en borevæskefront, hvorved det tilveiebringes en forskyvning av de vannsvellende partiklene med bærevæsken hjulpet av høy viskositet. The carrier fluid with high viscosity will be displaced in a fluid interface at a drilling fluid front, thereby providing a displacement of the water-swelling particles with the carrier fluid aided by high viscosity.
Figur 4 illustrerer en utførelse av oppfinnelsen med en borestrengseksjon (BHA) med en ringformet lagringstank 6 med slamtapbehandlingsfluid (1, 2, 3, 4) ifølge oppfinnelsen lagret i den ringformede tanken 6 og med et innløp 60 for et viskøst borefluid fra en borerørstreng 5. Det er også, i en utførelse av oppfinnelsen, anordnet et stempel 62 i den ringformede tanken 6 for å skille mellom det innkommende trykkfluid, som er borefluidet, og det viskøse slamtapbehandlingsfluidet (1, 2, 3, 4). I denne utførelsen er det vist en kule 65 som er droppet for å blokkere en hovedboring i borerørstrengen 5, slik at borefluidet skal løpe inn gjennom innløpet 60 og slamtapbehandlingsfluidet (1, 2, 3, 4) skal trenge gjennom utløpet 61. Figure 4 illustrates an embodiment of the invention with a drill string section (BHA) with an annular storage tank 6 with mud loss treatment fluid (1, 2, 3, 4) according to the invention stored in the annular tank 6 and with an inlet 60 for a viscous drilling fluid from a drill pipe string 5 Also, in one embodiment of the invention, a piston 62 is arranged in the annular tank 6 to separate the incoming pressure fluid, which is the drilling fluid, and the viscous mud loss treatment fluid (1, 2, 3, 4). In this embodiment, a ball 65 is shown which has been dropped to block a main bore in the drill string 5, so that the drilling fluid will run in through the inlet 60 and the mud loss treatment fluid (1, 2, 3, 4) will penetrate through the outlet 61.
Borestrengseksjonen kan være forbundet til vektrør og borekrone (7), hvor slamtapbehandlingsfluidet via borekronen (7) føres til borehullet og videre til slamtapsonen som omgir borehullet. The drill string section can be connected to the weight pipe and drill bit (7), where the mud loss treatment fluid is fed via the drill bit (7) to the borehole and further to the mud loss zone that surrounds the borehole.
Figur 5 illustrerer en videreutvikling av oppfinnelsen hvor de vannsvellende partiklene 1 i en utførelse er tilnærmet sfæriske og har en størrelsesfordeling, og ellers er lagret i tanken 6 i en bærevæske 2, 3, 4 som har en viskositet som gjør at bærevæsken 2, 3, 4 drar med seg de vannsvellende partiklene 1, som en generelt integrert masse, ut gjennom utløpet 61 i stedet for å dreneres ut av partikkelmengden. Partiklenes sfæriske form vil bidra til redusert friksjon under utpumpingen. Figure 5 illustrates a further development of the invention where the water-swelling particles 1 in one embodiment are approximately spherical and have a size distribution, and are otherwise stored in the tank 6 in a carrier liquid 2, 3, 4 which has a viscosity which means that the carrier liquid 2, 3, 4 drags the water-swelling particles 1 with it, as a generally integrated mass, out through the outlet 61 instead of being drained out of the particle quantity. The spherical shape of the particles will contribute to reduced friction during pumping.
Geltransformert nøytral olje bærer massen til de vannsvellende partiklene, tankinnløp og tankutløp er åpnet og olje-gelmasse med høy viskositet renner fra tanken med massen til de vannsvellende partiklene. Dette tilveiebringer bedre volumpakking og forbedret flyt, samt mindre friksjon. Gel-transformed neutral oil carries the mass of the water-swelling particles, tank inlet and tank outlet are opened and oil-gel mass with high viscosity flows from the tank with the mass of the water-swelling particles. This provides better volume packing and improved flow, as well as less friction.
Beskrivelse av utførelser av oppfinnelsen Description of embodiments of the invention
Oppfinnelsen frembringer et slamtapbehandlingsfluid omfattende vannsvellende polymerkorn 1 (som enda ikke er utsatt for vann), The invention provides a sludge loss treatment fluid comprising water-swelling polymer grains 1 (which have not yet been exposed to water),
- hvor polymerkornene 1 har en partikkelstørrelsesfordeling fortrinnsvis opp til 2 mm - where the polymer grains 1 have a particle size distribution preferably up to 2 mm
- hvor polymerkornene 1 utgjør en pakket, vibrert kornblanding - where the polymer grains 1 form a packed, vibrated grain mixture
- hvor tilgjengelig porerom i polymerkornblandingen er fylt med en inert bæreveske 2 mht. svelling, hvor bærevæsken 2 omfatter en olje 3 som er blandet ut med et gelmasse-dannende middel 4, - where the available pore space in the polymer grain mixture is filled with an inert carrier bag 2 in terms of swelling, where the carrier liquid 2 comprises an oil 3 which is mixed with a gel mass-forming agent 4,
- hvor bærevæsken 2 i form av olje-gelmassen 3, 4 og de vannsvellende polymerkornene 1 er innrettet til å lagres i en borestrengbåren tank 6 bak en borekrone 7, - where the carrier fluid 2 in the form of the oil-gel mass 3, 4 and the water-swelling polymer grains 1 are arranged to be stored in a drill string-supported tank 6 behind a drill bit 7,
- slik at bærevæsken 2, 3, 4 under trykk er innrettet til å presses ut gjennom et tankutløp 61 som en useparert masse av polymerkorn 1 i gelmassen 2, 3, 4, - hvor slamtapbehandlingsfluidet 1, 2, 3, 4 er innrettet til å blandes med passerende vannholdig borefluid 8 utenfor tankutløpet og transporteres til og trenge inn i en slamtapsone 8 som omgir et borehull 9, - so that the carrier fluid 2, 3, 4 under pressure is arranged to be pushed out through a tank outlet 61 as an unseparated mass of polymer grains 1 in the gel mass 2, 3, 4, - where the sludge loss treatment fluid 1, 2, 3, 4 is arranged to is mixed with passing aqueous drilling fluid 8 outside the tank outlet and is transported to and penetrates into a mud loss zone 8 which surrounds a borehole 9,
slik at polymerkornene er innrettet til å fortsette å svelle inne i bergartene eller frakturene i slamtapsonen 8 og stopper fluidtap. so that the polymer grains are arranged to continue swelling inside the rocks or fractures in the mud loss zone 8 and stop fluid loss.
I en utførelse av oppfinnelsen er olje-gelmassen (2, 3, 4) innrettet til under lagring og under passasjen gjennom tankutløpet (61) å utgjøre en hinne omkring polymerkornene (1) og å utsettes for skjærkrefter etter passasje ut gjennom tankutløpet (61) og resulterende frigjøring fra polymerkornene (1) slik at polymerkornene eksponeres for vannholdig borefluid (8) for å begynne å svelle. In one embodiment of the invention, the oil-gel mass (2, 3, 4) is designed to form a membrane around the polymer grains (1) during storage and during passage through the tank outlet (61) and to be exposed to shear forces after passage through the tank outlet (61) and resulting release from the polymer grains (1) so that the polymer grains are exposed to aqueous drilling fluid (8) to begin swelling.
I en utførelse av oppfinnelsen er viskositeten til olje-gelmassen (2, 3, 4) tilpasset å kunne trykkes ut av tanken som en samlet olje-gelmasse (2, 3, 4) sammen med polymerkornene (1) uten å segregeres under boreaktuelle temperaturer. Olje-gelmassen med partikler kan dermed ha en enda høyere viskositet under fremstilling og "pakking" i tanken (6) i laboratoriet eller på dekk, og fremstå som en ganske fast masse som nærmest kan mekanisk bearbeides, eller som må varmes opp for å bringes inn i tanken. In one embodiment of the invention, the viscosity of the oil-gel mass (2, 3, 4) is adapted to be able to be pressed out of the tank as a combined oil-gel mass (2, 3, 4) together with the polymer grains (1) without segregating under actual drilling temperatures . The oil-gel mass with particles can thus have an even higher viscosity during production and "packing" in the tank (6) in the laboratory or on deck, and appear as a fairly solid mass that can almost be mechanically processed, or that must be heated to bring into the tank.
I en utførelse av oppfinnelsen er polymerkornene (1) et oppknust pulver av tørt, potensielt vannsvellende polymer med kornstørrelsesfordelingen under 2 mm. Slikt pulver vil ofte omfatte polymerkorn (1) som er flakformet. Flakformede korn med skarpe kanter har en tendens til å gripe inn i hverandre og bygge opp en plugg som gir friksjon mot tankveggen og den kanal som polymerkornene skal passere gjennom, men vi mener at bærevæsken (2) med høy viskositet vil avhjelpe denne ulempen i stor grad og bringe polymerkornene (1) ut gjennom utløpet. In one embodiment of the invention, the polymer grains (1) are a crushed powder of dry, potentially water-swelling polymer with a grain size distribution below 2 mm. Such powder will often comprise polymer grains (1) which are flake-shaped. Flake-shaped grains with sharp edges tend to engage each other and build up a plug that causes friction against the tank wall and the channel through which the polymer grains will pass, but we believe that the carrier fluid (2) with high viscosity will remedy this disadvantage to a large extent degree and bring the polymer grains (1) out through the outlet.
I en utførelse av oppfinnelsen er altså polymerkornene (1) er et oppknust pulver av tørt, vannsvellende polymer med kornstørrelsesfordelingen under 2 mm. In one embodiment of the invention, the polymer grains (1) are thus a crushed powder of dry, water-swelling polymer with a grain size distribution below 2 mm.
I en utførelse av oppfinnelsen er bærevæsken (2) i form av olje-gelmassen (3, 4) og polymerkornene (1) lagret i en borestreng- (5) båren tank (6) bak en drill bit (7), hvor tanken (6) er sylindrisk og har et bakstempel (62) innrettet til å motta baktrykk fra borerørstrengen (5) og til å trykke mot bærevæsken (2,3, 4) og polymerkornene (1) i retning av tankutløpet (61). Tanken kan være sylindrisk og anordnet i en borerørseksjon fortrinnsvis bak vektrørene i en borestreng. Tanken kan være annulær sylindrisk slik som indikert på Fig.3 og 4 og 5, hvor det er vist aksiale lengdesnitt. In one embodiment of the invention, the carrier fluid (2) in the form of the oil-gel mass (3, 4) and the polymer grains (1) are stored in a drill string (5) supported tank (6) behind a drill bit (7), where the tank ( 6) is cylindrical and has a back piston (62) arranged to receive back pressure from the drill pipe string (5) and to press against the carrier fluid (2,3, 4) and the polymer grains (1) in the direction of the tank outlet (61). The tank can be cylindrical and arranged in a drill pipe section, preferably behind the weight pipes in a drill string. The tank can be annular cylindrical as indicated in Fig. 3 and 4 and 5, where axial longitudinal sections are shown.
I en annen utførelse av oppfinnelsen er polymerkornene (1) er tilnærmet sfæriske korn av tørt, potensielt vannsvellende polymer med kornstørrelsesfordelingen under 2 mm. Se Fig.5. Vi antar at de sfæriske kornene vil redusere faren for blokkering i utløpet (61) og også vil tillate tettere pakking av polymerkornene (1). In another embodiment of the invention, the polymer grains (1) are approximately spherical grains of dry, potentially water-swelling polymer with a grain size distribution below 2 mm. See Fig.5. We hypothesize that the spherical grains will reduce the danger of blockage in the outlet (61) and will also allow closer packing of the polymer grains (1).
Oppfinnelsen frembringer også en fremgangsmåte for slamtapbehandling, omfattende følgende trinn: The invention also provides a method for sludge loss treatment, comprising the following steps:
* frembringelse av slamtapbehandlingsfluid ifølge oppfinnelsen og beskrivelsen ovenfor, * anbringelse av bærevæsken (2) i form av olje-gelmassen (3, 4) og polymerkornene (1) i en borestrengbåren tank (6) bak en borekrone (7), * generation of mud loss treatment fluid according to the invention and description above, * placement of the carrier fluid (2) in the form of the oil-gel mass (3, 4) and the polymer grains (1) in a drill string-supported tank (6) behind a drill bit (7),
* å kjøre ned tanken (6) med borekronen (7) på borestrengen (5) og bore i et borehull, * å fortløpende overvåke om der forekommer uønsket grad av slamtap; og * to drive down the tank (6) with the drill bit (7) on the drill string (5) and drill a borehole, * to continuously monitor whether there is an undesirable degree of mud loss; and
* ved detektering av uønsket grad av slamtap, * when detecting an undesirable degree of sludge loss,
- å presse olje-gelmasse-bærevæsken (2, 3, 4) under trykk ut gjennom et tankutløp (61) som en hovedsakelig useparert masse av polymerkorn (1) i olje-gelmasse-bærevæsken (2, 3, 4), - hvor slamtapbehandlingsfluid (1, 2, 3, 4) blandes med passerende vannholdig borefluid (8) utenfor tankutløpet og transporteres til og trenger inn i en slamtapsone som omgir borehullet (9). - to press the oil-gel mass carrier fluid (2, 3, 4) under pressure through a tank outlet (61) as a substantially unseparated mass of polymer grains (1) in the oil-gel mass carrier fluid (2, 3, 4), - where mud loss treatment fluid (1, 2, 3, 4) is mixed with passing aqueous drilling fluid (8) outside the tank outlet and transported to and penetrates a mud loss zone surrounding the borehole (9).
I en utførelse av oppfinnelsens metode, utgjør olje-gelmassen (2, 3, 4) under lagring og under passasjen gjennom tankutløpet (61) en hinne omkring polymerkornene (1) og er innrettet til å utsettes for de skjærkrefter som måtte forekomme etter passasjen ut gjennom tankutløpet (61) og fortrinnsvis ut gjennom borekronen (7), hvor trykkfallet er stort, og resulterer i frigjøring fra polymerkornene (1), slik at polymerkornene eksponeres for det vannholdige borefluidet (8) og begynner å svelle. In an embodiment of the method of the invention, the oil-gel mass (2, 3, 4) during storage and during the passage through the tank outlet (61) forms a membrane around the polymer grains (1) and is designed to be exposed to the shear forces that may occur after the passage out through the tank outlet (61) and preferably out through the drill bit (7), where the pressure drop is large, and results in release from the polymer grains (1), so that the polymer grains are exposed to the aqueous drilling fluid (8) and begin to swell.
I en utførelse av metoden leder tankutløpet (61) fra tanken (6) til en borefluidkanal bak borekronen (f.eks. en sentralboring i et vektrør (10) og videre ut gjennom borekronedyser (71) i borekronen (7)), og hvor trykkfallet og de resulterende skjærkreftene i borekronedysene (71) utgjør en vesentlig del av skjærkreftene som eksponerer polymerkornene (1) for vannholdig borefluid. Et alternativ er å la tankutløpet (61) lede direkte til annulus dersom man ønsker å remediere slamtap høyere oppe, altså mer proksimalt enn borekronen. Tanken (6) kan altså plasseres nede ved vektrørene bak borekronen (7) eller det kan være en tank som sitter lengre bak på borerørstrengen. In one embodiment of the method, the tank outlet (61) leads from the tank (6) to a drilling fluid channel behind the drill bit (e.g. a central bore in a weight pipe (10) and further out through drill bit nozzles (71) in the drill bit (7)), and where the pressure drop and the resulting shear forces in the drill bit nozzles (71) constitute a significant part of the shear forces that expose the polymer grains (1) to aqueous drilling fluid. An alternative is to let the tank outlet (61) lead directly to the annulus if you want to remediate mud loss higher up, i.e. more proximal than the drill bit. The tank (6) can therefore be placed down by the weight pipes behind the drill bit (7) or there can be a tank that sits further back on the drill pipe string.
Tankens (6) utforming er ikke begrenset til annet enn at den er i borestrengen bak (hvor som helst bak) borekronen (7), og at vi ikke er bundet til å slippe fluidet ut gjennom borekronen (7) men kanskje direkte fra tanken (6) til en borestrengs annulus. The design of the tank (6) is not limited to anything other than that it is in the drill string behind (anywhere behind) the drill bit (7), and that we are not bound to release the fluid through the drill bit (7) but perhaps directly from the tank ( 6) to a drill string annulus.
I en utførelse av oppfinnelsen anvendes i en sylindrisk tank (6) et bakstempel (62) som er innrettet til å motta baktrykk fra borerørstrengen (5) til å trykke mot bærevæsken (2,3, 4) og polymerkornene (1) i retning av tankutløpet (61), vennligst se figur 4. In one embodiment of the invention, a back piston (62) is used in a cylindrical tank (6) which is arranged to receive back pressure from the drill pipe string (5) to press against the carrier fluid (2,3, 4) and the polymer grains (1) in the direction of the tank outlet (61), please see figure 4.
Oppfinnerne har altså foreslått å bruke et tilsetningsmiddel til baseoljen vi bruker (et eksempel er EDC 95-11) for å kryssbinde oljemolekylene til en gele-lignende konsistens med en viskositet som gjør at kornene i en viss grad beholder sin innbyrdes plassering i den gelelignende gel-oljen også når den utsettes for trykk fra en ende av tanken (6). Formålet er danne mye bedre egnet bærevæske (2, 3, 4) som kan mikses med polymerpartikler (1) til en akseptabel fordeling, og samtidig beholde nødvendig poretrykk i polymermiksen under frigjøring fra beholderen og videre ut gjennom BHA og drillbit. The inventors have therefore proposed using an additive to the base oil we use (an example is EDC 95-11) to cross-link the oil molecules into a gel-like consistency with a viscosity which means that the grains retain their mutual position in the gel-like gel to a certain extent -the oil also when it is exposed to pressure from one end of the tank (6). The purpose is to form a much better suited carrier fluid (2, 3, 4) which can be mixed with polymer particles (1) to an acceptable distribution, and at the same time retain the necessary pore pressure in the polymer mix during release from the container and further out through the BHA and drill bit.
I en utførelse av oppfinnelsen har partiklene (1) sfærisk form. Vannsvellende partikler (1) med sfærisk form kan dannes ved kontinuerlig rulling av voksende partikler (1) i en inndampende løsning av polymer, i stedet for å knuse tørket vannsvellende polymer som gir flakformede partikler. In one embodiment of the invention, the particles (1) have a spherical shape. Water-swelling particles (1) of spherical shape can be formed by continuously rolling growing particles (1) in an evaporating solution of polymer, instead of crushing dried water-swelling polymer which gives flake-shaped particles.
Våre laboratorieforsøk med varierende parameter (trykk, restriksjoner, skyvmekanismer) viser at tyntflytende bærevæske utnytter permeabiliteten til polymerkolonnen og mer eller mindre dreneres ut UTEN å ta polymer med på turen, se figur 1 og 2. Oppfinnerne har foreslått å bruke et tilsetningsmiddel til baseoljen vi bruker (EDC 95-11) for å kryssbinde oljemolekylene til en gele lignende konsistens med en optimal viskositet. Dermed får man en mye bedre egnet bærevæske som kan mikses med polymerpartikler til en akseptabel fordeling, og samtidig beholde nødvendig poretrykk i polymermiksen under frigjøring fra beholderen og videre ut gjennom bunnhullsstreng (BHA) og borekrone, se figur 3 og figur 5. Our laboratory experiments with varying parameters (pressure, restrictions, push mechanisms) show that thin-flowing carrier fluid utilizes the permeability of the polymer column and more or less drains out WITHOUT taking polymer along for the ride, see figures 1 and 2. The inventors have proposed using an additive to the base oil we uses (EDC 95-11) to cross-link the oil molecules into a gel-like consistency with an optimal viscosity. This results in a much better suited carrier fluid that can be mixed with polymer particles to an acceptable distribution, and at the same time retain the necessary pore pressure in the polymer mix during release from the container and further out through the bottom hole string (BHA) and drill bit, see Figure 3 and Figure 5.
Tankens (6) utforming er ikke begrenset til annet enn at den er i borestrengen bak (hvor som helst bak) borekronen (7), og at vi ikke er bundet til å slippe fluidet ut gjennom borekronen (7) men alternativt direkte fra tanken (6) til borestrengens annulus. The design of the tank (6) is not limited to anything other than that it is in the drill string behind (anywhere behind) the drill bit (7), and that we are not bound to let the fluid out through the drill bit (7) but alternatively directly from the tank ( 6) to the annulus of the drill string.
Claims (9)
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20210678A NO347500B1 (en) | 2021-05-27 | 2021-05-27 | A drilling fluid loss treatment fluid |
| PCT/NO2022/050118 WO2022250544A1 (en) | 2021-05-27 | 2022-05-25 | A mud loss treatment fluid and a method for mud loss treatment |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20210678A NO347500B1 (en) | 2021-05-27 | 2021-05-27 | A drilling fluid loss treatment fluid |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20210678A1 NO20210678A1 (en) | 2022-11-28 |
| NO347500B1 true NO347500B1 (en) | 2023-11-27 |
Family
ID=82655098
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20210678A NO347500B1 (en) | 2021-05-27 | 2021-05-27 | A drilling fluid loss treatment fluid |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| NO (1) | NO347500B1 (en) |
| WO (1) | WO2022250544A1 (en) |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4572295A (en) * | 1984-08-13 | 1986-02-25 | Exotek, Inc. | Method of selective reduction of the water permeability of subterranean formations |
| US20110303415A1 (en) * | 2010-06-11 | 2011-12-15 | Todd Bradley L | Far field diversion technique for treating subterranean formation |
| US20210123307A1 (en) * | 2018-06-01 | 2021-04-29 | Prores As | At-the-bit mud loss treatment |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US6169058B1 (en) * | 1997-06-05 | 2001-01-02 | Bj Services Company | Compositions and methods for hydraulic fracturing |
| US20090151963A1 (en) * | 2007-12-13 | 2009-06-18 | Sortwell Edwin T | Method of Preventing or Extinguishing Fires |
| US10094181B2 (en) * | 2014-11-07 | 2018-10-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid loss additive package for shallow well drilling fluids |
| WO2016137455A1 (en) * | 2015-02-25 | 2016-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | In situ swelling of water-swellable polymers downhole |
-
2021
- 2021-05-27 NO NO20210678A patent/NO347500B1/en unknown
-
2022
- 2022-05-25 WO PCT/NO2022/050118 patent/WO2022250544A1/en active Search and Examination
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4572295A (en) * | 1984-08-13 | 1986-02-25 | Exotek, Inc. | Method of selective reduction of the water permeability of subterranean formations |
| US20110303415A1 (en) * | 2010-06-11 | 2011-12-15 | Todd Bradley L | Far field diversion technique for treating subterranean formation |
| US20210123307A1 (en) * | 2018-06-01 | 2021-04-29 | Prores As | At-the-bit mud loss treatment |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2022250544A1 (en) | 2022-12-01 |
| NO20210678A1 (en) | 2022-11-28 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10161192B2 (en) | Downhole self-isolating wellbore drilling systems | |
| NO320827B1 (en) | Device and method for storing and transferring to the surface of a downhole formation fluid sample | |
| NO344455B1 (en) | Fluid mixing system for boreholes | |
| US6796381B2 (en) | Apparatus for extraction of oil via underground drilling and production location | |
| NO322408B1 (en) | Offshoreborings system | |
| US20230036738A1 (en) | Vugular Loss Simulating Vug Tester for Screening and Evaluation of LCM Products | |
| NO316395B1 (en) | Process for recovery of a component from a br degree fluid mixture | |
| FR3041682A1 (en) | TECHNOLOGY CAPABLE OF INFLATION FOR DETECTION OF WELL BOTTOM FLUIDS | |
| NO341503B1 (en) | Pressure Equalization Valve | |
| NO312783B1 (en) | Method and encapsulation material for maintaining the chemical integrity of a core sample during transport from the underground formation to the surface | |
| US10520484B2 (en) | Aging testing apparatus and use thereof | |
| US5785131A (en) | Pressurized formation sample collection | |
| EP1339937B1 (en) | Improved method for stimulation of liquid flow in a well | |
| NO347500B1 (en) | A drilling fluid loss treatment fluid | |
| NO178357B (en) | Apparatus for use in testing a shear force-sealing fluid | |
| CN112922551B (en) | Rock mass coring bit under high ground stress | |
| NO20231138A1 (en) | Et borevæsketaps-behandlingsfluid | |
| US9004173B2 (en) | Cement wiper plug with size changing feature | |
| EP2925963B1 (en) | Apparatus and method for obtaining formation fluid samples | |
| NO314514B1 (en) | Loose mass plug with a drainage section and a method for sealing and transferring power in a borehole | |
| US11761275B2 (en) | Drill string solids deployment | |
| CN208483000U (en) | A kind of computer hard disc auto-destruct device | |
| CN114746620A (en) | Improved tool for remediating lost circulation while drilling | |
| Milligan | LUBRICATION AND SOIL CONDITIONING | |
| NO335156B1 (en) | Downhole fluid separation system |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: TOPI AS, NO |