NO20130019A1

NO20130019A1 - Water-sensitive porous medium for controlling water production in the wellbore and methods for this

Info

Publication number: NO20130019A1
Application number: NO20130019A
Authority: NO
Inventors: Tianping Tim Huang; Richard A Mitchell
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 2010-07-13
Filing date: 2013-01-04
Publication date: 2013-02-13
Also published as: US20110005752A1; MX2013000464A; AU2011279476A1; CA2804663C; GB201300119D0; GB2494826A; CN103080472A; WO2012009184A2; BR112013000803A2; WO2012009184A3; CA2804663A1

Abstract

Vannproduksjon produsert fra en undergrunnsformasjon blir inhibert eller styrt ved konsolidert vannfølsomt porøst medium (WSPM) pakket innen strømningsveien av brønnboringsanordningsbeholderen. WSPM-et inkluderer faste partikler som har en vann- hydrolyserbar polymersom minst delvis belegger partiklene. WSPM-et blir pakket under trykk innen strømningsveien av brønnboringsanordningsbeholderen for å konsolidere det. WSPM-et øker motstand mot strømning ettersom vanninnhold øker i fluidet som strømmer gjennom strømningsveien og reduserer motstand mot strømning ettersom vanninnhold avtar i fluidet som strømmer gjennom strømningsveien.Water production produced from a subsurface formation is inhibited or controlled by consolidated water sensitive porous medium (WSPM) packed within the flow path of the wellbore device vessel. The WSPM includes solid particles having a water-hydrolyzable polymer if at least partially coating the particles. The WSPM is packed under pressure within the flow path of the wellbore device container to consolidate it. The WSPM increases resistance to flow as water content increases in the fluid flowing through the flow path and decreases resistance to flow as water content decreases in the fluid flowing through the flow path.

Description

Foreliggende oppfinnelse omhandler apparatur og fremgangsmåter for å styre produksjonen av fluid gjennom en anordning i en brønnboring og fremgangsmåter for å konstruere nevnte apparatur, og omhandler mer spesielt, i én ikke-begrensende utførelsesform, apparatur for og fremgangsmåter for å inhibere og styre strømmen av vann gjennom en brønnboring fra undergrunnsformasjoner i løpet av hydrokarbonutvinningsoperasjoner og fremgangsmåter for å konstruere nevnte apparatur. The present invention relates to apparatus and methods for controlling the production of fluid through a device in a wellbore and methods for constructing said apparatus, and relates more particularly, in one non-limiting embodiment, to apparatus for and methods for inhibiting and controlling the flow of water through a well drilling from underground formations in the course of hydrocarbon recovery operations and methods of constructing said apparatus.

TEKNISK BAKGRUNN TECHNICAL BACKGROUND

Hydrokarboner så som olje og gass blir samlet fra en undergrunnsformasjon ved anvendelse av en brønnboring boret inn i formasjonen. Uønsket vannproduksjon er et hovedproblem ved maksimering av hydrokarbonproduksjonspo-tensialetfor en undergrunnsbrønn. Enorme kostnader kan oppstå fra separering og avhending av store mengder produsert vann, inhibering av korrosjonen av rør kontaktet ved vannet, erstatning av korrodert rørutstyr nedihulls, og vedlikehold av overflateutstyr. Avstengning, forhindring og styring av uønsket vannproduksjon er en nødvendig betingelse for å opprettholde et produktivt felt. Hydrocarbons such as oil and gas are collected from an underground formation using a wellbore drilled into the formation. Unwanted water production is a major problem when maximizing the hydrocarbon production potential of an underground well. Enormous costs can arise from the separation and disposal of large quantities of produced water, inhibition of the corrosion of pipes contacted by the water, replacement of corroded pipe equipment downhole, and maintenance of surface equipment. Shutting down, preventing and controlling unwanted water production is a necessary condition for maintaining a productive field.

Olje- og gassbrønner blir typisk komplettert ved å plassere et foringsrør langs brønnboringslengden og perforere foringsrøret nærliggende hver slike produksjonssone for å utvinne formasjonsfluidene (så som hydrokarboner) til brønn-boringen. Disse produksjonssonene blir noen ganger separert eller isolert fra hverandre ved å installere en pakning mellom produksjonssonene. Fluid fra hver produksjonssone som entrer brønnboringen blir trukket inn i et rørsystem som går til overflaten. Det er ønskelig å ha hovedsakelig jevn avtapping langs produksjons-sonen. Ujevn avtapping kan resultere i uønskede betingelser så som en invasiv gasskon eller vannkon. I tilfellet med en olje-produserende brønn kan, foreksem-pel, en gasskon forårsake en innstrømning av gass inn i brønnboringen som kunne redusere oljeproduksjon signifikant. Likeledes kan en vannkon forårsake en innstrømning av vann inn i oljeproduksjonsstrømmen som reduserer mengden og kvaliteten av den produserte oljen. Oil and gas wells are typically completed by placing a casing along the length of the wellbore and perforating the casing near each such production zone to extract the formation fluids (such as hydrocarbons) to the wellbore. These production zones are sometimes separated or isolated from each other by installing a gasket between the production zones. Fluid from each production zone that enters the wellbore is drawn into a pipe system that goes to the surface. It is desirable to have mostly uniform drainage along the production zone. Uneven dispensing can result in undesirable conditions such as an invasive gas cone or water cone. In the case of an oil-producing well, for example, a gas cone can cause an inflow of gas into the wellbore which could significantly reduce oil production. Likewise, a water cone can cause an influx of water into the oil production stream that reduces the quantity and quality of oil produced.

Det er følgelig ønsket å tilveiebringe jevn avtapping over en produksjonssone og/eller evnen til å selektivt stenge av eller redusere innstrømning innen pro-duksjonssoner som opplever en uønsket tilstrømning av vann og/eller gass. Med andre ord ville det i tillegg være ønskelig å finne en apparatur og fremgangsmåte som kunne forbedre styringen av uønsket vannproduksjon fra underjordiske for-masjoner. It is therefore desired to provide uniform drainage over a production zone and/or the ability to selectively shut off or reduce inflow within production zones that experience an unwanted influx of water and/or gas. In other words, it would also be desirable to find an apparatus and method which could improve the management of unwanted water production from underground formations.

OPPSUMMERING SUMMARY

I én ikke-begrensende utførelsesform er det tilveiebrakt en brønnborings-anordning for å styre en strømning av et fluid gjennom en strømningsvei deri. Brønnboringsanordningen inkluderer en beholder som omfatter en strømningsvei og et konsolidert vannfølsomt porøst medium (WSPM) pakket innen strøm-ningsveien av brønnboringsanordningsbeholderen. I sin tur inkluderer WSPM-et faste partikler og minst én vann-hydrolyserbar polymer minst delvis belagt på de faste partiklene. In one non-limiting embodiment, a well drilling device is provided for controlling a flow of a fluid through a flow path therein. The well drilling device includes a container comprising a flow path and a consolidated water sensitive porous medium (WSPM) packed within the flow path of the well drilling device container. In turn, the WSPM includes solid particles and at least one water-hydrolyzable polymer at least partially coated on the solid particles.

I tillegg er det i én ikke-restriktiv versjon tilveiebrakt en fremgangsmåte for å konstruere en brønnboringsanordning for å styre en strømning av et fluid gjennom en strømningsvei i brønnboringsanordningen, hvor fremgangsmåten involverer å blande faste partikler med minst én vannhydrolyserbar polymer i nærvær av et fluid som kan være vann eller saltvann for å gi en blanding. Fremgangsmåten inkluderer videre minst delvis tørking av blandingen. I tillegg involverer fremgangsmåten å pakke den minst delvis tørkede blandingen inn i strømningsveien av beholderen av brønnboringsanordningen for å danne et konsolidert vannfølsomt porøst medium (WSPM). Additionally, in one non-restrictive version, there is provided a method of constructing a well drilling device to control a flow of a fluid through a flow path in the well drilling device, the method involving mixing solid particles with at least one water hydrolyzable polymer in the presence of a fluid that can be water or salt water to give a mixture. The method further includes at least partially drying the mixture. In addition, the method involves packing the at least partially dried mixture into the flow path of the container of the well drilling device to form a consolidated water sensitive porous medium (WSPM).

I en annen ikke-begrensende form er det også tilveiebrakt en fremgangsmåte for å styre en strøm av et fluid gjennom en strømningsvei i en brønnborings-anordning i en brønnboring. Fremgangsmåten involverer å strømme fluidet gjennom strømningsveien i brønnboringsanordningen og styre en motstand mot strømning av fluidet gjennom strømningsveien hvorved: motstand overfor strøm-ning øker ettersom vanninnhold i fluidet øker, og motstand overfor strømning avtar ettersom vanninnhold i fluidet avtar. Den anvendte brønnboringsanordningen inkluderer en beholder (som kan ha samme utstrekning som denne) som omfatter strømningsveien og et konsolidert vannfølsomt porøst medium (WSPM) pakket innen strømningsveien av brønnboringsanordningsbeholderen. I sin tur inkluderer WSPM-et faste partikler og minst én vannhydrolyserbar polymer minst delvis belagt på de faste partiklene. In another non-limiting form, there is also provided a method for controlling a flow of a fluid through a flow path in a well drilling device in a well bore. The method involves flowing the fluid through the flow path in the well drilling device and controlling a resistance to flow of the fluid through the flow path whereby: resistance to flow increases as water content in the fluid increases, and resistance to flow decreases as water content in the fluid decreases. The well drilling device used includes a container (which may be of the same extent as this) which includes the flow path and a consolidated water sensitive porous medium (WSPM) packed within the flow path of the well drilling device container. In turn, the WSPM includes solid particles and at least one water-hydrolyzable polymer at least partially coated on the solid particles.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

FIG. 1 er en skjematisk illustrasjon av vannfølsomme porøse media (WSPM) installert på innsiden av en brønnboring for å styre produksjonen av vann; FIG. 2A og 2B er skjematiske illustrasjoner av forskjellige vannkutt som ge-nererer forskjellig strømningsmotstand når de strømmer gjennom et WSPM som et resultat av forskjellige grader av polymerkjedeaktivering (ekspansjon); FIG. 3 er en graf av trykkdifferensialet av WSPM (kryssbundet VF-1 kopolymer belagt på 20-60 mesh (850-250 mikron) HSP® proppemiddel) ved 200 °F (93 °C) med diesel og simulert formasjonssaltvann (SFB); FIG. 4 er en graf av en trykkfallsrespons for forskjellige vannkuttfluider som strømmer gjennom WSPM ved 200 °F (93 °C); FIG. 5 er et mikrofotografi av 20/40 mesh (850/425 mikron) HSP keramisk proppemiddel før polymerbelegging; og FIG. 6 er et mikrofotografi av 20/40 mesh (850/425 mikron) HSP keramisk proppemiddel etter polymerbelegging. FIG. 1 is a schematic illustration of water sensitive porous media (WSPM) installed inside a wellbore to control the production of water; FIG. 2A and 2B are schematic illustrations of different water cuts that generate different flow resistance when flowing through a WSPM as a result of different degrees of polymer chain activation (expansion); FIG. 3 is a graph of the pressure differential of WSPM (crosslinked VF-1 copolymer coated on 20-60 mesh (850-250 micron) HSP® proppant) at 200°F (93°C) with diesel and simulated formation brine (SFB); FIG. 4 is a graph of a pressure drop response for various water cut fluids flowing through the WSPM at 200°F (93°C); FIG. 5 is a photomicrograph of 20/40 mesh (850/425 micron) HSP ceramic proppant prior to polymer coating; and FIG. 6 is a photomicrograph of 20/40 mesh (850/425 micron) HSP ceramic proppant after polymer coating.

DETALJERT BESKRIVELSE DETAILED DESCRIPTION

Det har blitt funnet en fremgangsmåte for å bygge et vannfølsomt porøst medium (WSPM) for å styre nedihulls vannproduksjon gjennom en strømningsvei i en brønnboringsanordning installert på innsiden av en brønnboring. WSPM-et kan være konstruert av vann-løselige eller vann-hydrolyserbare polymerer med høy molekylvekt som er belagt på faste partikler, så som sand, glassperler, og keramiske proppemidler. De belagte partiklene blir pakket under høyt trykk for å danne et konsolidert homogent og porøst medium med høy porøsitet innen en beholder av en brønnboringsanordning. Beholderen og brønnboringsanordningen kan være separate strukturer, hvor beholderen er del av brønnboringsanordningen, eller beholderen og brønnboringsanordningen kan være den samme og ha samme utstrekning. Etter at polymerene er fullstendig hydrolyser! i vann eller saltvann, kan polymerene eventuelt bli kryssbundet med kryssbindingsmidler. De faste partiklene kan bli blandet med polymerløsningen, f.eks. i en blender eller mikser, ved et spesielt forhold. A method has been found for constructing a water sensitive porous medium (WSPM) to control downhole water production through a flow path in a well drilling device installed inside a wellbore. The WSPM can be constructed of water-soluble or water-hydrolyzable high molecular weight polymers coated on solid particles such as sand, glass beads, and ceramic proppants. The coated particles are packed under high pressure to form a consolidated homogeneous and porous medium of high porosity within a container of a well drilling device. The container and the well drilling device can be separate structures, where the container is part of the well drilling device, or the container and the well drilling device can be the same and have the same extent. After the polymers are completely hydrolyze! in water or salt water, the polymers can optionally be cross-linked with cross-linking agents. The solid particles can be mixed with the polymer solution, e.g. in a blender or mixer, at a special ratio.

Ettersom en blender eller mikser kontinuerlig rører blandingen av faste partikler og polymerløsning, blir blåsing av omgivelsesluft, varmluft, nitrogen eller va- kuumbehandling utøvet på blandingen for å minst delvis eller fullstendig tørke polymeren. De polymerbelagte partiklene blir fylt i en beholder for å pakkes til konsolidert porøst medium ved høyt trykk. Den pakkede beholderen, som del av et nedi-hullsverktøy, blir installert i en brønnboring. Når formasjonsvann blir strømmet gjennom WSPM-ets interstitiale strømningskanaler, strekker de belagte polymerene sine polymerkjeder inn i porestrømningskanalene, noe som resulterer i øket fluidstrømningsmotstand. Omvendt, når olje strømmer gjennom WSPM-et, krymper polymerkjedene tilbake for å åpne strømningskanalene videre for den ønskede oljestrømmen. Denne prosessen har blitt vist å være repeterbar og reversibel ettersom vann/olje-fluidsammensetning varierer. As a blender or mixer continuously stirs the mixture of solid particles and polymer solution, a blast of ambient air, hot air, nitrogen or vacuum treatment is applied to the mixture to at least partially or completely dry the polymer. The polymer-coated particles are filled into a container to be packed into a consolidated porous medium at high pressure. The packed container, as part of a downhole tool, is installed in a wellbore. When formation water is flowed through the WSPM's interstitial flow channels, the coated polymers extend their polymer chains into the pore flow channels, resulting in increased fluid flow resistance. Conversely, when oil flows through the WSPM, the polymer chains shrink back to further open the flow channels for the desired oil flow. This process has been shown to be repeatable and reversible as the water/oil fluid composition varies.

Når vann blandet med olje strømmer gjennom WSPM-et, avhenger størrel-sesordenen av trykkfall over strømningskanalene av prosentandelen av vann i blandingen (vann/olje-forhold, eller WOR). Høyere vannkutt resulterer i høyere resulterende trykkfall. Som det vil bli diskutert, har labtestingsdata bekreftet at trykkfall over WSPM forandres med vannprosentandel for gjennomstrømmende fluider. When water mixed with oil flows through the WSPM, the magnitude of pressure drop across the flow channels depends on the percentage of water in the mixture (water/oil ratio, or WOR). Higher water cuts result in higher resulting pressure drops. As will be discussed, lab testing data has confirmed that pressure drop across the WSPM changes with water percentage for through-flow fluids.

Mer spesifikt kan produksjonen av uønsket undergrunnsformasjonsvann bli forhindret, styrt eller inhibert ved en fremgangsmåte som involverer å behandle partikler med vann-hydrolyserbare polymerer med høy molekylvekt, og inkorporere partiklene inn i et vannfølsomt porøst medium (WSPM) i en brønnboringsanord-ning plassert innen brønnboringen. De polymer-belagte partiklene blir introdusert inn i en beholder av en brønnboringsanordning under høyt trykk for å danne et konsolidert WSPM i anordningen før dens introduksjon nedihulls. More specifically, the production of unwanted subsurface formation water can be prevented, controlled, or inhibited by a method that involves treating particles with water-hydrolyzable high molecular weight polymers and incorporating the particles into a water-sensitive porous medium (WSPM) in a wellbore assembly located within the wellbore. . The polymer-coated particles are introduced into a container of a well drilling rig under high pressure to form a consolidated WSPM in the rig prior to its introduction downhole.

Generelt, polymerene med relativt høy molekylvekt som har komponenter eller funksjonelle grupper som forankrer, forener eller festes på overflaten av de faste partiklene. Polymerene er hydrofile og/eller hydrolyserbare, noe som betyr at de sveller eller ekspanderer i fysisk størrelse etter kontakt med vann. Den gjennomsnittlige partikkelstørrelse av partiklene kan spenne fra omkring 10 mesh til omkring 100 mesh (fra omkring 2000 mikron til omkring 150 mikron). Alternativt kan den gjennomsnittlige partikkelstørrelsen av partiklene spenne fra omkring 20 mesh uavhengig til omkring 60 mesh (fra omkring 840 mikron til omkring 250 mikron); hvor begrepet "uavhengig" betyr at en hvilken som helst lavere terskel kan bli kombinert med en hvilken som helst øvre terskel. Det skulle således bli forstått at de faste partiklene som tjener som et substrat til den vannhydrolyserbare polyme ren er relativt små, partikulær materie, men må ikke bli forvekslet med atomære partikler eller subatomære partikler. In general, the relatively high molecular weight polymers that have components or functional groups that anchor, unite or attach to the surface of the solid particles. The polymers are hydrophilic and/or hydrolyzable, meaning that they swell or expand in physical size upon contact with water. The average particle size of the particles can range from about 10 mesh to about 100 mesh (from about 2000 microns to about 150 microns). Alternatively, the average particle size of the particles may range from about 20 mesh independently to about 60 mesh (from about 840 microns to about 250 microns); where the term "independent" means that any lower threshold can be combined with any upper threshold. It should thus be understood that the solid particles that serve as a substrate for the water hydrolyzable polymer are relatively small particulate matter, but must not be confused with atomic particles or subatomic particles.

Partiklene kan være hvilket som helst av en lang rekke faste partikulære materialer; egnede materialer inkluderer, men er ikke nødvendigvis begrenset til, sand, glassperler, keramiske perler, metallperler, bauksittkorn, valnøttskallfrag-menter, aluminiumpellets, nylonpellets og kombinasjoner derav, inkludert konvensjonelle proppemidler og grus, og, inkludert proppemidler og grus av fremtidig ut-viklede materialer. Proppemidler er kjent innen oljefeltet som størrelsessorterte partikler typisk blandet med fraktureringsfluider for å holde brudd åpne etter en hydraulisk fraktureringsbehandling. Proppemidler blir sortert for størrelse og sfæri-sitet for å tilveiebringe en effektiv ledning for produksjonen av olje og/eller gass fra reservoaret til brønnboringen. "Grus" har en spesiell betydning i oljefeltet og rela-terer til partikler med en spesifikk størrelse eller spesifikt størrelsesområde som er plassert mellom en skjerm som er posisjonert i brønnboringen og det omkringlig-gende ringrommet. Størrelsen av grusen blir valgt for å forhindre passasjen av sand fra formasjonen gjennom gruspakken. The particles may be any of a wide variety of solid particulate materials; suitable materials include, but are not necessarily limited to, sand, glass beads, ceramic beads, metal beads, bauxite grains, walnut shell fragments, aluminum pellets, nylon pellets and combinations thereof, including conventional proppants and gravel, and, including proppants and gravel of future development materials. Propping agents are known in the oil field as size-sorted particles typically mixed with fracturing fluids to keep fractures open after a hydraulic fracturing treatment. Plugs are sorted for size and sphericity to provide an efficient conduit for the production of oil and/or gas from the reservoir to the wellbore. "Gravel" has a special meaning in the oil field and relates to particles of a specific size or specific size range that are placed between a screen positioned in the wellbore and the surrounding annulus. The size of the gravel is chosen to prevent the passage of sand from the formation through the gravel pack.

Videre kan de faste partiklene, f.eks. proppemidler eller grus, passende være en rekke materialer inkludert, men ikke nødvendigvis begrenset til, sand (den vanligste komponenten av denne er silika, dvs. silisiumdioksid, SiC^), glassperler, keramiske perler, metallperler, bauksittkorn, valnøttskallfragmenter, aluminiumpellets, nylonpellets og kombinasjoner derav. Furthermore, the solid particles, e.g. proppants or gravel, suitably a variety of materials including, but not necessarily limited to, sand (the most common component of which is silica, i.e. silicon dioxide, SiC^), glass beads, ceramic beads, metal beads, bauxite grains, walnut shell fragments, aluminum pellets, nylon pellets and combinations thereof.

Partiklene kan bli belagt ved en fremgangsmåte som involverer å minst delvis hydrolysere polymeren i en væske inkludert, men ikke nødvendigvis begrenset til, vann, saltvann, glykol, etanol og blandinger derav. Partiklene blir så grundig blandet eller kontaktet med væsken som inneholder polymeren for å bringe over-flatene av partiklene i kontakt med polymeren. Væsken blir så minst delvis forstø-vet eller fordampet ved vakuum, eller anvendelsen av varme og/eller kontakt med en tørr gass så som luft, nitrogen eller lignende. Beleggingsmetoden kan bli gjen-nomført ved en temperatur mellom omgivelse opp til omkring 200 °F (omkring 93 °C), for å fremme hurtig tørking av belegget. I noen utførelsesformer er det ikke nødvendigvis nødvendig å fullstendig tørke belegget. The particles may be coated by a method that involves at least partially hydrolyzing the polymer in a liquid including, but not necessarily limited to, water, saline, glycol, ethanol, and mixtures thereof. The particles are then thoroughly mixed or contacted with the liquid containing the polymer to bring the surfaces of the particles into contact with the polymer. The liquid is then at least partially atomized or evaporated by vacuum, or the application of heat and/or contact with a dry gas such as air, nitrogen or the like. The coating method can be carried out at a temperature between ambient up to about 200°F (about 93°C), to promote rapid drying of the coating. In some embodiments, it is not necessarily necessary to completely dry the coating.

Beladningen av polymerene kan være et forhold av vekt av faste partikler til vekt av tørr vann-hydrolyserbar polymer som spenner fra omkring 10.000:1 til omkring 10:1; alternativt som spenner fra omkring 500:1 uavhengig til omkring 25:1. De faste partiklene skulle være minst delvis belagt ved polymeren; det vil si, selv om det er ønskelig å fullstendig belegge de faste partiklene med polymeren, kan fremgangsmåten og apparaturen fremdeles bli vurdert som vellykket hvis partiklene er minst delvis belagt til den utstrekning at WSPM-et fungerer effektivt for de formål som er anført heri. The loading of the polymers may be a ratio of weight of solid particles to weight of dry water-hydrolyzable polymer ranging from about 10,000:1 to about 10:1; alternatively ranging from about 500:1 independently to about 25:1. The solid particles should be at least partially coated by the polymer; that is, even if it is desirable to completely coat the solid particles with the polymer, the method and apparatus may still be considered successful if the particles are at least partially coated to the extent that the WSPM functions effectively for the purposes stated herein.

Det høye trykket anvendt for å pakke de vannhydrolyserbare polymerbelagte partiklene inn i beholderen av brønnboringsanordningen som strømningsveien eksisterer gjennom kan spenne fra omkring 50 til omkring 2000 psi (omkring 0,3 til omkring 13,8 MPa), alternativt fra omkring 100 uavhengig til omkring 1000 psi (omkring 0,7 til omkring 6,9 MPa). The high pressure used to pack the water hydrolyzable polymer coated particles into the container of the well drilling device through which the flow path exists can range from about 50 to about 2000 psi (about 0.3 to about 13.8 MPa), alternatively from about 100 independently to about 1000 psi (about 0.7 to about 6.9 MPa).

WSPM-et plassert i brønnboringen vil styre uønsket formasjonsvann som strømmer gjennom brønnboringen mens det ikke ugunstig påvirker strømmen av olje og gass. Når vann strømmer inn i WSPM-et, ekspanderer polymerene forank-ret på de faste partikler for å redusere vannstrømningskanalen og øke motstanden mot vannstrømning. Polymerene kan bli forstått som å vekselvirke kjemisk, ionisk eller mekanisk med en komponent av de produserte eller innstrømmende forma-sjonsfluider, f.eks. vannmolekyler. Denne ønskede responsen kan bli beskrevet på ulike måter som motstand, permeabilitet, impedans, etc, hvor strømmen av hydrokarboner (f.eks. olje og gass) er ønskelig, men strømmen av vann ikke er det. Denne vekselvirkningen varierer motstanden mot strømning over strømningsveien av brønnboringsanordningen. Når olje- og/eller gass strømmer gjennom dette spesielle porøse mediet, krymper polymerene for å åpne strømningskanalen for olje- og/eller gasstrøm. De forhåndsbehandlede partiklene, (f.eks. proppemidler) blir forventet å danne homogene porøse media med polymeren enhetlig fordelt i mediene for å øke effektiviteten av polymeren som styrer uønsket vannproduksjon. The WSPM placed in the wellbore will control unwanted formation water flowing through the wellbore while not adversely affecting the flow of oil and gas. As water flows into the WSPM, the polymers anchored on the solid particles expand to reduce the water flow channel and increase resistance to water flow. The polymers can be understood as interacting chemically, ionically or mechanically with a component of the produced or inflowing formation fluids, e.g. water molecules. This desired response can be described in various ways such as resistance, permeability, impedance, etc., where the flow of hydrocarbons (eg oil and gas) is desirable, but the flow of water is not. This interaction varies the resistance to flow across the flow path of the wellbore assembly. When oil and/or gas flows through this special porous medium, the polymers shrink to open the flow channel for oil and/or gas flow. The pre-treated particles, (eg proppants) are expected to form homogeneous porous media with the polymer uniformly distributed in the media to increase the effectiveness of the polymer in controlling unwanted water production.

Mer detaljert inkluderer egnede vannhydrolyserbare polymerer de som har en vektgjennomsnittlig molekylvekt større enn 100.000. Egnede, mer spesifikke eksempler på vannhydrolyserbare polymerer inkluderer, men er ikke nødvendigvis begrenset til, homopolymerer og kopolymerer av akrylamid, sulfonerte eller kvaterniserte homopolymerer og kopolymerer av akrylamid, polyvinylalkoholer, polysiloksaner, hydrofile naturlige gummipolymerer og kjemisk modifiserte derivater derav. Kryssbundne versjoner av disse polymerene kan også være egnet, inkludert men ikke nødvendigvis begrenset til, kryssbundne homopolymerer og kopolymerer av akrylamid, kryssbundne sulfonerte eller kvaterniserte homopolymerer og kopolymerer av akrylamid, kryssbundne polyvinylalkoholer, kryssbundne polysiloksaner, kryssbundne hydrofile naturlige gummipolymerer og kjemisk modifiserte derivater derav. Videre spesifikke eksempler av egnede vann-hydrolyserbare polymerer inkluderer, men er ikke nødvendigvis begrenset til, kopolymerer som har en hydrofil monomer enhet, hvor den hydrofile monomere enheten er valgt fra gruppen som består av ammonium og alkalimetallsalt av akrylamidometylpropansulfonsyre (AMPS), en første forankrende monomer enhet basert på N-vinylformamid og en fyllstoff monomer enhet, hvor fyllstoff monomer enheten er valgt fra gruppen som består av akrylamid og metylakrylamid. Ytterligere egnede vann-hydrolyserbare polymerer inkluderer, men er ikke nødvendigvis begrenset til, kopolymerer av vinylamidmonomerer og monomerer som inneholder ammonium eller kvaternære ammoniumenheter, kopolymerer av vinylamidmonomerer og monomerer som omfatter vinylkarboksylsyremonomerer og/eller vinylsulfonsyremonomerer, og salter derav, og disse tidligere nevnte kopolymerene omfatter videre en kryssbindende monomer valgt fra gruppen som består av bis-akrylamid, diallylamin, N,N-diallylakrylamid, divinyloksyetan, divinyldimetylsilan. In more detail, suitable water hydrolyzable polymers include those having a weight average molecular weight greater than 100,000. Suitable, more specific examples of water-hydrolyzable polymers include, but are not necessarily limited to, homopolymers and copolymers of acrylamide, sulfonated or quaternized homopolymers and copolymers of acrylamide, polyvinyl alcohols, polysiloxanes, hydrophilic natural rubber polymers, and chemically modified derivatives thereof. Crosslinked versions of these polymers may also be suitable, including, but not necessarily limited to, crosslinked homopolymers and copolymers of acrylamide, crosslinked sulfonated or quaternized homopolymers and copolymers of acrylamide, crosslinked polyvinyl alcohols, crosslinked polysiloxanes, crosslinked hydrophilic natural rubber polymers, and chemically modified derivatives thereof. Further specific examples of suitable water-hydrolyzable polymers include, but are not necessarily limited to, copolymers having a hydrophilic monomeric unit, wherein the hydrophilic monomeric unit is selected from the group consisting of ammonium and alkali metal salts of acrylamidomethylpropanesulfonic acid (AMPS), a first anchoring monomer unit based on N-vinylformamide and a filler monomer unit, where the filler monomer unit is selected from the group consisting of acrylamide and methylacrylamide. Additional suitable water-hydrolyzable polymers include, but are not necessarily limited to, copolymers of vinylamide monomers and monomers containing ammonium or quaternary ammonium units, copolymers of vinylamide monomers and monomers comprising vinyl carboxylic acid monomers and/or vinyl sulfonic acid monomers, and salts thereof, and these aforementioned copolymers include further a cross-linking monomer selected from the group consisting of bis-acrylamide, diallylamine, N,N-diallylacrylamide, divinyloxyethane, divinyldimethylsilane.

I en valgfri utførelsesform, når polymerene er fullt ut eller grunnleggende fullstendig hydrolyser!, kan de bli kryssbundet for å øke deres molekylvekt. Egnede kryssbindingsmidler inkluderer, men er ikke nødvendigvis begrenset til, alumi-nium, bor, krom, zirkonium, titan og andre uorganisk baserte og organisk baserte kryssbindingsmidler og andre konvensjonelle kryssbindingsmidler. In an optional embodiment, when the polymers are fully or substantially completely hydrolyzed, they may be cross-linked to increase their molecular weight. Suitable cross-linking agents include, but are not necessarily limited to, aluminum, boron, chromium, zirconium, titanium and other inorganic-based and organic-based cross-linking agents and other conventional cross-linking agents.

Disse polymerene blir noen ganger referert til som relative permeabilitets-modifiserere (RPMer) og mer informasjon omkring RPMer passende til å være av nytte i fremgangsmåten og sammensetningene beskrevet heri kan finnes i U.S. Pat. nr., 5,735,349; 6,228,812; 7,008,908; 7,207,386 og 7,398,825. These polymers are sometimes referred to as relative permeability modifiers (RPMs) and more information about RPMs suitable for use in the methods and compositions described herein can be found in U.S. Pat. Pat. No., 5,735,349; 6,228,812; 7,008,908; 7,207,386 and 7,398,825.

Vist i FIG. 1 er en skjematisk illustrasjon av en oljebrønn 10 som har en brønnboring 12, som forekommer å være delvis vertikal og delvis horisontal, i en undergrunnsformasjon 14 som inneholder både olje og vann. Vannfølsomme por-øse media (WSPM) innen brønnboringsanordninger 16 har blitt installert ved fire lokaliseringer mellom pakninger 18 langs den horisontale seksjonen av brønnbo-ringen 12 for å styre produksjonen av vann. Strømmen av olje fra formasjonen 14 inn i brønnboringen 12 er skjematisk indikert ved svarte piler 20, mens strømmen av vann er skjematisk indikert ved grå piler 22. Strømmen av olje 20 er uinhibert ved WSPM-et på grunn av mangelen på motstand av den uhydrolyserte polymeren, mens strømmen av vann blir inhibert ved den økede motstanden av den hydrolyserte polymeren, som indikert ved den lavere vannstrømmen ved små grå piler 24. Shown in FIG. 1 is a schematic illustration of an oil well 10 having a wellbore 12, which appears to be partly vertical and partly horizontal, in a subsurface formation 14 containing both oil and water. Water sensitive porous media (WSPM) within wellbore devices 16 have been installed at four locations between packings 18 along the horizontal section of wellbore 12 to control the production of water. The flow of oil from the formation 14 into the wellbore 12 is schematically indicated by black arrows 20, while the flow of water is schematically indicated by gray arrows 22. The flow of oil 20 is uninhibited at the WSPM due to the lack of resistance of the unhydrolyzed polymer , while the flow of water is inhibited by the increased resistance of the hydrolyzed polymer, as indicated by the lower water flow by small gray arrows 24.

Vist i FIG. 2 er en skjematisk illustrasjon av forskjellige vannkutt som gene-rerer forskjellig strømningsmotstand når de strømmer gjennom et WSPM 16 som et resultat av forskjellige grader av polymerkjedeaktivering (ekspansjon). Som tidligere diskutert, inkluderer WSPM-et 16 faste partikler 30 som har vann-hydrolyserbare polymerer 32 minst delvis belagt på dem eller klebet til dem. Vann-dråpene er skjematisk representert ved grå sirkler 34 og oljedråpene er skjematisk representert ved svarte sirkler 36. FIG. 2A illustrerer skjematisk WSPM-et 16 hvor et 25 % vannkutt strømmer i retningen vist (venstre mot høyre) hvor den relativt lave mengden vanndråper 34 forårsaker at en relativt liten mengde av polymeren 32 sveller, forstørres eller hydrolyserer og øker motstand mot strømning. FIG. 2B illustrerer skjematisk WSPM-et 16 hvor et større 50 % vannkutt strømmer i retningen vist (venstre mot høyre) hvor den relativt like mengden av vanndråper 34 sammenlignet med oljedråpene 36 forårsaker at en relativt større mengde av polymeren 32 sveller, forstørres eller hydrolyserer for videre å øke motstand mot strøm, sammenlignet med FIG. 2A. Shown in FIG. 2 is a schematic illustration of different water cuts that generate different flow resistance when flowing through a WSPM 16 as a result of different degrees of polymer chain activation (expansion). As previously discussed, the WSPM 16 includes solid particles 30 having water-hydrolyzable polymers 32 at least partially coated thereon or adhered thereto. The water droplets are schematically represented by gray circles 34 and the oil droplets are schematically represented by black circles 36. FIG. 2A schematically illustrates the WSPM 16 where a 25% water cut flows in the direction shown (left to right) where the relatively low amount of water droplets 34 causes a relatively small amount of the polymer 32 to swell, enlarge or hydrolyze and increase resistance to flow. FIG. 2B schematically illustrates the WSPM 16 where a larger 50% water cut flows in the direction shown (left to right) where the relatively equal amount of water droplets 34 compared to the oil droplets 36 causes a relatively greater amount of the polymer 32 to swell, enlarge or hydrolyze for further to increase resistance to current, compared to FIG. 2A.

Oppfinnelsen vil nå bli illustrert med hensyn til visse eksempler som ikke er tenkt å begrense oppfinnelsen på noen måte men ganske enkelt for å videre illu-strere den i visse spesifikke utførelsesformer. The invention will now be illustrated with respect to certain examples which are not intended to limit the invention in any way but simply to further illustrate it in certain specific embodiments.

EKSEMPLER EXAMPLES

FIG. 5 er et mikrofotografi av 20/40 mesh (850/425 mikron) HSP<®>keramisk proppemiddel før polymerbelegging. HSP proppemiddel er tilgjengelig fra Carbo Ceramics. FIG. 6 er et mikrofotografi av det samme 20/40 mesh (850/425 mikron) HSP keramiske proppemiddel etter polymerbelegging. Det kan sees at hver prop-pemiddelpartikkel i FIG. 6 er fullt ut belagt og bundet ved polymeren ved anvendelse av den beskrevne beleggingsmetoden. FIG. 5 is a photomicrograph of 20/40 mesh (850/425 micron) HSP<®>ceramic proppant prior to polymer coating. HSP plugging agent is available from Carbo Ceramics. FIG. 6 is a photomicrograph of the same 20/40 mesh (850/425 micron) HSP ceramic plug after polymer coating. It can be seen that each propellant particle in FIG. 6 is fully coated and bonded to the polymer using the described coating method.

Én ikke-begrensende pakkeprosedyre for bygging av et WSPM som en vannfølsom strømningskanal (WSFC) er skildret i tabell I. Prosedyren involverer å pakke polymerbelagte proppemidler i 1 tomme (2,5 cm) ID og 12 tommer (30 cm) lange rustfri stålrør med begge endelokkfor å danne et enhetlig porøst medium. One non-limiting packing procedure for constructing a WSPM as a water-sensitive flow channel (WSFC) is depicted in Table I. The procedure involves packing polymer-coated proppants into 1 inch (2.5 cm) ID and 12 inch (30 cm) long stainless steel tubing with both end caps to form a uniform porous medium.

TABELL I TABLE I

Pakkeprosedyre Package procedure

1) Det rustfrie stålrøret (beholder, som simulerer en brønnboringsanordning) blir fiksert på én ende med et endelokk; en 100 mesh (150 mikron) rustfri skjerm blir lagt på innsiden av endelokket for å holde de polymerbelagte proppemidlene; 2) Det rustfri stålrøret blir plassert i en kompressor med åpen ende opp; 3) Én skje av polymerbelagte proppemidler (omkring 5 gram) blir fylt på innsiden av røret, og en 0,97 tomme (2,5) ID og 18 tomme-lang (45,7 cm) alu-minastav blir lagt mot proppemidlene på innsiden av røret; 4) 1200 pund kraft fra en kompressor blir lagt på aluminastaven for å kompri-mere de polymerbelagte proppemidlene til et konsolidert porøst medium; 5) Trinnene 3) og 4) blir gjentatt inntil lengden av det porøse medium når ønsket porøst medium lengde; 6) En annen 100 mesh (150 mikron) rustfri skjerm blir festet på toppen av det rustfrie stålrøret; 7) Avstandsholdere av rustfritt stål blir lagt inn i røret hvis det er noe åpent rom på innsiden av røret; og 1) The stainless steel pipe (container, which simulates a well drilling device) is fixed at one end with an end cap; a 100 mesh (150 micron) stainless screen is placed inside the end cap to retain the polymer coated proppants; 2) The stainless steel pipe is placed in a compressor with the open end up; 3) One scoop of polymer-coated proppants (about 5 grams) is filled inside the tube, and a 0.97-inch (2.5) ID, 18-inch-long (45.7 cm) alumina rod is placed against the proppants on the inside of the tube; 4) 1,200 pounds of force from a compressor is applied to the alumina rod to compress the polymer coated proppants into a consolidated porous medium; 5) Steps 3) and 4) are repeated until the length of the porous medium reaches the desired porous medium length; 6) Another 100 mesh (150 micron) stainless screen is attached on top of the stainless steel pipe; 7) Stainless steel spacers are inserted into the pipe if there is any open space inside the pipe; and

8) Toppende-lokket ble strammet til og røret er klart for testing. 8) The top end cap was tightened and the pipe is ready for testing.

FIG. 3 er en graf av trykkdifferensialet av kryssbundet VF-1 kopolymer belagt på 20-60 mesh (850-250 mikron) HSP proppemiddel ved 200 °F (93 °C) med diesel og simulert formasjonssaltvann (SFB). VF-1 er en kryssbundet vinylamid-vinylsulfonat kopolymer. HSP proppemidlene var belagt med VF-1 polymeren som beskrevet over. Polymerbeladningen var 0,4 % bw (på vektbasis) av proppemid-delvekten. FIG. 3 er en responstestgraf som viser at trykkdifferensialet av det polymer-belagte proppemidlet WSPM plassert på innsiden av et 12-tommer langt, 1 -tomme ID rustfritt stålrør (omkring 30 cm langt ved omkring 2,5 cm ID) endres når en pumper med olje (diesel i dette eksemplet) i forhold til pumping med formasjonsvann (simulert formasjonssaltvann eller SFB) som strømmer gjennom pakken. Denne grafen viser at pakken utviser høy strømningsmotstand for vann og lav strømningsmotstand for olje. FIG. 3 is a graph of the pressure differential of cross-linked VF-1 copolymer coated on 20-60 mesh (850-250 micron) HSP proppant at 200°F (93°C) with diesel and simulated formation brine (SFB). VF-1 is a crosslinked vinylamide-vinylsulfonate copolymer. The HSP proppants were coated with the VF-1 polymer as described above. The polymer loading was 0.4% bw (by weight) of the proppant partial weight. FIG. 3 is a response test graph showing that the pressure differential of the polymer-coated proppant WSPM placed inside a 12-inch long, 1-inch ID stainless steel pipe (about 30 cm long by about 2.5 cm ID) changes when pumping oil (diesel in this example) compared to pumping with formation water (simulated formation brine or SFB) flowing through the package. This graph shows that the package exhibits high flow resistance for water and low flow resistance for oil.

FIG. 4 er en graf av en trykkfallsrespons for forskjellige vannkuttfluider som strømmer gjennom et WSPM ved 200 °F (93 °C). Fluidene var blender av saltvann og diesel. Med økende mengder vann (større vannkutt prosentandel), jo høyere trykkfall. WSPM-et ble dannet fra VF-1 belagt 50-60 mesh (297 til 250 mikron) keramiske proppemidler med polymerbeladning 0,4 %. Forskjellige vannkutt er markert på FIG 4. FIG. 4 is a graph of a pressure drop response for various water cut fluids flowing through a WSPM at 200°F (93°C). The fluids were a mixture of salt water and diesel. With increasing amounts of water (greater water cut percentage), the higher the pressure drop. The WSPM was formed from VF-1 coated 50-60 mesh (297 to 250 micron) ceramic proppants with a polymer loading of 0.4%. Different water cuts are marked on FIG 4.

I den foregående spesifikasjonen, har oppfinnelsen blitt beskrevet med refe-ranse til spesifikke utførelsesformer derav, og har blitt vist som effektiv for å tilveiebringe fremgangsmåter for å inhibere og styre vannstrømning gjennom brønn-boringer, spesielt brønnboringsanordninger som har strømningsveier som inneholder faste partikler belagt med en vann-hydrolyserbar polymer. Det vil imidlertid være åpenbart at ulike modifikasjoner og endringer kan bli gjort til den uten å avvi-ke fra det bredere omfang av oppfinnelsen som fremlagt i de vedlagte kravene. Følgelig skal spesifikasjonen betraktes i en illustrerende snarere enn en begrensende betydning. Det er for eksempel forventet at spesifikke kombinasjoner av faste partikler, vann-hydrolyserbare polymerer, brønnboringsanordninger og andre komponenter som faller innen de krevede parameterne, men ikke er spesifikt iden-tifisert eller forsøkt i en spesiell sammensetning eller fremgangsmåte, er innen omfanget av denne oppfinnelsen. Det er videre forventet at komponentene og proporsjonene av de faste partiklene og polymerene og trinnene for å konstruere brønnboringsanordningene kan endres noe fra én brønnboringsanordning til en annen og fremdeles oppnå de fastlagte formål og mål ved fremgangsmåtene beskrevet heri. For eksempel kan sammenstillingsmetodene bruke forskjellige trykk og ytterligere eller forskjellige trinn enn de eksemplifisert heri. In the foregoing specification, the invention has been described with reference to specific embodiments thereof, and has been shown to be effective in providing methods for inhibiting and controlling water flow through wellbores, particularly wellbore devices having flow paths containing solid particles coated with a water-hydrolyzable polymer. However, it will be obvious that various modifications and changes can be made to it without deviating from the broader scope of the invention as presented in the appended claims. Accordingly, the specification is to be considered in an illustrative rather than a limiting sense. For example, it is expected that specific combinations of solid particles, water-hydrolyzable polymers, well drilling devices, and other components that fall within the required parameters, but have not been specifically identified or attempted in a particular composition or method, are within the scope of this invention. . It is further expected that the components and proportions of the solid particles and polymers and the steps to construct the well drilling devices may be changed somewhat from one well drilling device to another and still achieve the stated purposes and goals of the methods described herein. For example, the assembly methods may use different pressures and additional or different steps than those exemplified herein.

Ordene "som omfatter" og "omfatter" som brukt gjennom det hele av kravene blir tolket "inkludert men ikke begrenset til". The words "comprising" and "comprising" used throughout the claims shall be construed as "including but not limited to".

Foreliggende oppfinnelse kan passende omfatte, bestå eller bestå grunnleggende av elementene vist og kan bli praktisert i fravær av et element som ikke er vist. For eksempel kan en brønnboringsanordning for styring av en strøm av et fluid gjennom en strømningsvei bestå av eller bestå grunnleggende av en beholder som omfatter en strømningsvei og et konsolidert vannfølsomt porøst medium (WSPM) pakket innen strømningsveien av brønnboringsanordningsbeholderen, hvor WSPM-et består av eller består grunnleggende av faste partikler og minst én vann-hydrolyserbar polymer minst delvis belagt på de faste partiklene. The present invention may suitably comprise, consist or consist essentially of the elements shown and may be practiced in the absence of an element not shown. For example, a well drilling device for controlling a flow of a fluid through a flow path may consist of or consist essentially of a container comprising a flow path and a consolidated water sensitive porous medium (WSPM) packed within the flow path of the well drilling device container, where the WSPM consists of or consists essentially of solid particles and at least one water-hydrolyzable polymer at least partially coated on the solid particles.

Claims

1. A well drilling device for controlling a flow of a fluid through a flow path therein, the well drilling device comprising: a container comprising the flow path; and a consolidated water sensitive porous medium (WSPM) packed within the flow path of the container, the WSPM comprising: solid particles; and at least one water-hydrolyzable polymer at least partially coated on the solid particles.

2. Well drilling device according to claim 1 wherein the average particle size of the solid particles ranges from 10 to 100 mesh (2000 to 150 microns).

3. A well drilling device according to claim 1 or 2 wherein the WSPM is packed within the container at a pressure ranging from 50 to 2000 psi (0.3 to 13.8 MPa).

4. Well drilling device according to claim 3, where the ratio of weight of solid particles to weight of dry water-hydrolyzable polymer ranges from 10,000:1 to 10:1.

5. Well drilling device according to claim 3, where the water-hydrolyzable polymer is cross-linked.

6. Well drilling device according to claim 1 or 2, where the water-hydrolysable polymer has a weight average molecular weight greater than 100,000 and is selected from the group consisting of: homopolymers and copolymers of acrylamide, sulfonated or quaternized homopolymers and copolymers of acrylamide, polyvinyl alcohols, polysiloxanes, hydrophilic natural rubber polymers and chemically modified derivatives thereof; crosslinked homopolymers and copolymers of acrylamide, crosslinked sulfonated or quaternized homopolymers and copolymers of acrylamide, crosslinked polyvinyl alcohols, crosslinked polysiloxanes, crosslinked hydrophilic natural rubber polymers and chemically modified derivatives thereof; copolymers having a hydrophilic monomeric unit, wherein the hydrophilic monomeric unit is selected from the group consisting of ammonium and alkali metal salt of acrylamidomethylpropanesulfonic acid, a first anchoring monomeric unit based on N-vinylformamide and a filler monomeric unit, wherein the filler monomeric unit is selected from the group consisting of acrylamide and methylacrylamide; and copolymers of vinylamide monomers and monomers containing ammonium or quaternary ammonium units, copolymers of vinylamide monomers and monomers comprising vinylcarboxylic acid monomers and/or vinylsulfonic acid monomers, and salts thereof, and these copolymers comprise a cross-linking monomer selected from the group consisting of bis-acrylamide, diallylamine, N ,N-diallylacrylamide, divinyloxyethane, divinyldimethylsilane; and wherein the solid particles include sand, glass beads, ceramic beads, metal beads, bauxite grains, walnut shell fragments, aluminum pellets, nylon pellets and combinations thereof.

7. Method of constructing a well drilling device to control a flow of a fluid through a flow path into the well drilling device, the method comprising: mixing solid particles with at least one water-hydrolyzable polymer in the presence of a fluid selected from the group consisting of water and salt water to give a mixture; at least partially dry the mixture; packing the at least partially dried mixture in the flow path of a container of the well drilling device to form a consolidated water sensitive porous medium (WSPM).

8. The method of claim 7 which further comprises: wherein upon mixing the solid particles with the water-hydrolyzable polymer, the mixture is in the presence of an amount of water effective to fully hydrolyze the water-hydrolyzable polymer; and cross-linking the water-hydrolyzable polymer with at least one cross-linking agent.

9. Method according to claim 7 or 8 wherein the average particle size of the solid particles ranges from 10 to 100 mesh (2000 to 150 microns).

10. A method according to claim 7 or 8 wherein the WSPM is packed within the well drilling device container at a pressure ranging from 50 to 2000 psi (0.3 to 13.8 MPa).

11. Method according to claim 10, where the ratio of weight of solid particles to weight of dry water-hydrolyzable polymer ranges from 10,000:1 to 10:1.

12. Method according to claim 9, where the water-hydrolyzable polymer has a weight average molecular weight greater than 100,000 and is selected from the group consisting of: homopolymers and copolymers of acrylamide, sulfonated or quaternized homopolymers and copolymers of acrylamide, polyvinyl alcohols, polysiloxanes, hydrophilic natural rubber polymers and chemically modified derivatives thereof; crosslinked homopolymers and copolymers of acrylamide, crosslinked sulfonated or quaternized homopolymers and copolymers of acrylamide, crosslinked polyvinyl alcohols, crosslinked polysiloxanes, crosslinked hydrophilic natural rubber polymers and chemically modified derivatives thereof; copolymers having a hydrophilic monomeric unit, wherein the hydrophilic monomeric unit is selected from the group consisting of ammonium and alkali metal salt of acrylamidomethylpropanesulfonic acid, a first anchoring monomeric unit based on N-vinylformamide and a filler monomeric unit, wherein the filler monomeric unit is selected from the group consisting of acrylamide and methylacrylamide; and copolymers of vinylamide monomers and monomers containing ammonium or quaternary ammonium units, copolymers of vinylamide monomers and monomers comprising vinylcarboxylic acid monomers and/or vinylsulfonic acid monomers, and salts thereof, and these copolymers comprise a cross-linking monomer selected from the group consisting of bis-acrylamide, diallylamine, N ,N-diallylacrylamide, divinyloxyethane, divinyldimethylsilane; and wherein the solid particles include sand, glass beads, ceramic beads, metal beads, bauxite grains, walnut shell fragments, aluminum pellets, nylon pellets and combinations thereof.

13. Method for controlling a flow of a fluid through a flow path in a well drilling device within a well drilling, the method comprises: flowing the fluid through the flow path in the well drilling device; and control a resistance to flow of the fluid through the flow path whereby: resistance to flow increases as water content in the fluid increases, and resistance to flow decreases as water content in the fluid decreases; the well drilling device comprises: a container comprising the flow path; and a consolidated water sensitive porous medium (WSPM) packed within the flow path of the container, the WSPM comprising: solid particles; and at least one water-hydrolyzable polymer at least partially coated on the solid particles.

14. Method according to claim 13, wherein the average particle size of the solid particles ranges from 10 to 100 mesh (2000 to 150 microns).

15. A method according to claim 13 or 14 wherein the WSPM is packed within the well drilling device container at a pressure ranging from 50 to 2000 psi (0.3 to 13.8 MPa).

16. Method according to claim 15, where the ratio of weight of solid particles to weight of dry water-hydrolyzable polymer ranges from 10,000:1 to 10:1.

17. Method according to claim 15, where the water-hydrolyzable polymer has a weight average molecular weight greater than 100,000 and is selected from the group consisting of: homopolymers and copolymers of acrylamide, sulfonated or quaternized homopolymers and copolymers of acrylamide, polyvinyl alcohols, polysiloxanes, hydrophilic natural rubber polymers and chemically modified derivatives thereof; crosslinked homopolymers and copolymers of acrylamide, crosslinked sulfonated or quaternized homopolymers and copolymers of acrylamide, crosslinked polyvinyl alcohols, crosslinked polysiloxanes, crosslinked hydrophilic natural rubber polymers and chemically modified derivatives thereof; copolymers having a hydrophilic monomeric unit, wherein the hydrophilic monomeric unit is selected from the group consisting of ammonium and alkali metal salt of acrylamidomethylpropanesulfonic acid, a first anchoring monomeric unit based on N-vinylformamide and a filler monomeric unit, wherein the filler monomeric unit is selected from the group consisting of acrylamide and methylacrylamide; and copolymers of vinylamide monomers and monomers containing ammonium or quaternary ammonium units, copolymers of vinylamide monomers and monomers comprising vinylcarboxylic acid monomers and/or vinylsulfonic acid monomers, and salts thereof, and these copolymers comprise a cross-linking monomer selected from the group consisting of bis-acrylamide, diallylamine, N ,N-diallylacrylamide, divinyloxyethane, divinyldimethylsilane; and wherein the solid particles include sand, glass beads, ceramic beads, metal beads, bauxite grains, walnut shell fragments, aluminum pellets, nylon pellets and combinations thereof.