NO318979B1 - Levetiracetam - Google Patents
Levetiracetam Download PDFInfo
- Publication number
- NO318979B1 NO318979B1 NONO/SPC/2A NO20012421A NO318979B1 NO 318979 B1 NO318979 B1 NO 318979B1 NO 20012421 A NO20012421 A NO 20012421A NO 318979 B1 NO318979 B1 NO 318979B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- drilling
- fluid
- borehole
- cuttings
- drilling fluid
- Prior art date
Links
- HPHUVLMMVZITSG-ZCFIWIBFSA-N levetiracetam Chemical compound CC[C@H](C(N)=O)N1CCCC1=O HPHUVLMMVZITSG-ZCFIWIBFSA-N 0.000 title 1
- 229960004002 levetiracetam Drugs 0.000 title 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 114
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 82
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims abstract description 50
- 239000000463 material Substances 0.000 claims abstract description 42
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims abstract description 16
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 33
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 30
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims description 17
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 claims description 17
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 10
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 8
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 6
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 6
- 238000007873 sieving Methods 0.000 claims description 5
- 238000012216 screening Methods 0.000 claims description 3
- 238000005303 weighing Methods 0.000 claims 3
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 claims 2
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 claims 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 abstract description 8
- 238000011282 treatment Methods 0.000 abstract description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 15
- 239000010419 fine particle Substances 0.000 description 8
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 6
- 239000000654 additive Substances 0.000 description 2
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 239000000839 emulsion Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 238000007790 scraping Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 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
- C09K8/52—Compositions for preventing, limiting or eliminating depositions, e.g. for cleaning
-
- 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
- C09K8/02—Well-drilling compositions
- C09K8/04—Aqueous well-drilling compositions
- C09K8/05—Aqueous well-drilling compositions containing inorganic compounds only, e.g. mixtures of clay and salt
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S507/00—Earth boring, well treating, and oil field chemistry
- Y10S507/927—Well cleaning fluid
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Geology (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Solid-Sorbent Or Filter-Aiding Compositions (AREA)
Abstract
Et skyllemateriale er beskrevet, innbefattende bariumsulfat som har blitt malt og siktet, fortrinnsvis i området fra ca. -95% 30 mesh til ca.+95% 100 mesh. Skyllematerialet blir tilført til,. og sirkulert sammen med borefluidet under boring av en avviks-, retnings eller horisontal brønn for å fjerne borekaksbed som har blitt akkumulert på den nedre siden av brønnen. Etter at borekaksen er revet bort, blir borefluidet siktet eller silt for å fjerne bariumsulfaten og unngå en tetthetsendring i fluidet. Boreoperasjonen må ikke stoppes under skyllings- eller rensingsbehandlingen.
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører behandlinger for rensing av borehull i en undergrunnsformasjon, og spesielt fjerning av borekaks eller oppbygninger av finpartikler og borekaks med mindre dimensjoner fra et awiksborehull under en boreoperasjon. Mer spesifikt vedrører oppfinnelsen en fremgangsmåte som angitt i ingressen til de selvstendige kravene 1 og 9.
Rotasjonsboremetoder som benytter en boreanordning med en borkrone og borestreng har lenge blitt benyttet for å bore brønner i undergrunnsformasjoner. Borefluider eller slam blir vanligvis sirkulert i brønnen under slik boring for å tjene et antall funksjoner, inkludert kjøling og smøring av boreanordningen, utligne det påtrufhe undergrunns-formasjonstrykket, og fjerne borekaks fra formasjonen ut av brønnen. Ved fjerning av borekaks fra brønnen, opptar borefluider borekaksen og frakter den til overflaten for fjerning fra brønnen.
Boring av avviksbrønner og horisontale brønner har blitt mer og mer vanlig innen olje-og gassindustrien. Ved boring av slike brønner forårsaker tyngdekraften avsetninger av borekaks, og spesielt finpartikler og kaks av mindre størrelse, til å bygges opp langs den nedre siden eller bunnsiden av borehullet. Slike avsetninger blir vanligvis kalt borekaksopphopninger. Slik det benyttes her, skal betegnelsen "avvik" med hensyn til brønnene forstås å inkludere enhver brønn med tilstrekkelig vinkel eller avvik fra vertikalen til at borekaksopphopningene har en tendens til å dannes under boreoperasjonen. "Avviks"-brønner skal forstås å inkludere, uten begrensning "vinklede", "høy-vinklede", "ovale", "eksentriske", "retningsborede" og "horisontale" brønner, ettersom disse betegnelsene er i vanlig bruk innen olje- og gassindustrien. Betegnelsene "brønn", "brønnhuU" og "borehull" er synonymer dersom ikke annet spesifikt bemerkes.
Rensing (d.v.s. fjerning av borekaks fra) en awiksbrønn, spesielt boret i en høy vinkel, kan være vanskelig. Begrenset pumperater, eksentrisitet avr borerøret, skarpe oppbygningsrater, høye bunnhullstemperaturer og ovalformede borehull kan alle bidra til utilstrekkelig hullrensing. I sin tur kan utilstrekkelig hullrensing føre til oppbygning av borekaksopphopning i borehullet, ettersom vanlig benyttede borefluider noen ganger svikter i fjerning av borekaks fra slikt borekaksopphopning ved sirkulasjon gjennom brønnen.
Oppbygning av borekaksopphopningen kan føre til uønsket friksjon og mulig fastsetting av borestrengen, og er spesielt et problem ved "Expanded Reach Drilling" og i brønner som benytter borefluider av invert emulsjonstypen.
Brønnbehandlinger eller sirkulasjon av fluider som er spesielt formulert for å fjerne disse borekaksopphopningene er periodevis nødvendig for å forhindre oppbygning i den grad at borekaksen eller finpartiklene hindrer boreanordningen eller boreoperasjonen for øvrig. To vanlig benyttede fluidtyper som har blitt benyttet med begrenset suksess, er svært viskøse fluider, med større viskositet enn borefluider som blir benyttet i boreoperasjonen, og lavviskøse fluider med lavere viskositet enn borefluider som blir benyttet i boreoperasjonen. Vanligvis må boreoperasjonen bli stoppet mens slike behandlingsfluider blir skylt gjennom borehullet for å fjerne finpartiklene.
Alternativt, eller i tillegg, har spesielle viskositetsøkende borefluidadditiver blitt foreslått for å øke borefluidets evne til å transportere borekaks, men slike additiver forsinker i beste fall oppbyggingen av borekaksopphopningen, og kan være problematiske hvis de endrer tettheten til borefluidet.
En mekanisk operasjon for å fjerne borekaksopphopning har også blitt benyttet hvor borestrengen blir trukket tilbake langs brønnen, og borekronen trukket gjennom den horisontale seksjonen eller awiksseksjonen av brønnen. Trekking av borekronen hvirvler opp borekaks i borekaksopphopningen for bedre å gjøre det mulig for borefluidet å transportere borekaksen opp brønnen. Imidlertid kan slik trekking av borekronen skade dens målside (gauge side) og trekke borekronen under mens videre rotering rømmer hullet. Slike "skrapeturer" er tidkrevende, noe som øker borekostnader for brønnen og forsinker den endelige kompletteringen av brønnen.
En alternativ mekanisk operasjon for fjerning av borekaksbed har blitt foreslått, som benytter boring med kveilrør og injeksjon av fluid i brønnhullet gjennom røret med en strømningsrate som overskrider strømningsrateområdet benyttet for boring, som beskrevet i US-patent nr. 5.984.011 (John G. Misselbrook og Graham B. Wilde). Imidlertid trenger denne operasjonen spesialutstyr og krever at boring blir stoppet under behandling, som fører til forsinkelser og økede borekostnader. Av tidligere kjent teknikk innen området kan også nevnes US-patentene 6.180.573 og 6.548.452.
Det fortsetter å være et behov for forbedrede fremgangsmåter og materialer for å fjerne avsetninger av finpartikler og mindre borekaks eller borekaksopphopninger fra den nedre siden av et avviksborehull.
Fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelse er respektivt kjennetegnet ved trekkene angitt i karakteirstikkene til de selvstendige kravene 1 og 9.
Oppfinnelsen tilveiebringer en fremgangsmåte for rensing av et avviksborehull eller brønnhull i en undergrunns-formasjon, spesielt under boring av borehullet. Materialet og fremgangsmåten er spesielt egnet for fjerning av små borekaks fra borehullet som har en tendens til å bygges opp til å bygges opp til å utgjøre borekaksopphopninger. Skyllematerialet innbefatter et vektmateriale, fortrinnsvis bariumsulfat, som har blitt malt og siktet til en spesifikk partikkelstørrelse som er tilstrekkelig liten til å kunne holdes i suspensjon i borefluidet og generelt ufarlig for fluidpumpingsanordningen men tilstrekkelig stor til å bli silt ut av borefluiden, fortrinnsvis av hovedvibrasjonssiktet for boreoperasjonen.
I fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen blir skyllematerialet i henhold til oppfinnelsen tilført borehullsborefluidet, direkte eller i et bærefluid som er kompatibelt med borefluidet. Skyllematerialet blir sirkulert i brønnen, hvor det fortrenger, suspenderer eller skyver borekaks, spesielt finpartikler og mindre dimensjonerte borekaks avsatt på den nedre siden av brønnen, eller i borekaksopphopninger, til overflaten av brønnen. Skyllematerialet blir så fjernet fra borefluidet, fortrinnsvis ved sikting eller siling, slik at borefluidet kan bli returnert til borehullet uten vesentlig endring av tettheten.
Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen forbedrer skyllingen av finpartikler og mindre borekaks eller borekaksbed for fjerning fra avviksborehull og spesielt fra bunnen eller nedsiden av slike brønnhull. Oppfinnelsen tilveiebringer også mer effektiv rensing av brønnhullene under boring enn det som er tilgjengelig med kjente spesialbehandlingsfluider, og gjør det mulig at slik rensing blir utført uten å stoppe boreoperasjonen.
Sammensetningen innbefatter et vektmateriale for bruk som et skyllemateriale, slik som for eksempel, og fortrinnsvis, bariumsulfat, som har blitt malt og siktet til et partikkelstørrelsesområde som er tilstrekkelig lite til å kunne holdes i suspensjon i borefluid og generelt ufarlig for pumpeanordningen for borefluid, men tilstrekkelig stort til å bli silt ut, fortrinnsvis av hovedvibrasjonssiktet for boreoperasjonen. For eksempel er et slikt egnet partikkelstørrelsesområde eller partikkelstørrelsesfordeling (PSF) av vektmateriale for bruk som et skyllemateriale eller for å skylle borekaks fra en awiksbrønn eller horisontal brønn at ca. 95% passerer gjennom ved sikting gjennom sin maskevidde på ca. 0,59 mm (30 mesh) til ca. 95% bibeholdelse ved sikting gjennom en maskevidde på ca. 0,149 mm (100 mesh). Andre materialer kan bli benyttet i tillegg til, eller som erstatning for, bariumsulfat som et skyllemateriale for foreliggende oppfinnelse, gitt at materialet er i stand til å bli malt og siktet til en spesifikk størrelse og er i stand til å opprettholde denne størrelsen under brønnboringsforhold, spesielt høyrotasjonsboring. Skyllematerialet for foreliggende oppfinnelse bør også være inert eller bør fortrinnsvis ikke løses vesentlig i borefluidet eller på annen måte endre de reologiske egenskapene for borefluidet eller skade undergrunnsformasjonen ved kontakt med det i borehullet. Det er kritisk at partikkelstørrelsesfordelingen (PDF) for skyllematerialet blir opprettholdt for å sikre at skyllematerialet kan bli pumpet gjennom brønnhullet med borefluidet, fortrinnsvis med en øket tetthet på ca. 0,18 kg/dm3 (ett og et halvt pund pr. gallon), og så siktet for å sikre at borefluidet kommer i det minste hovedsakelig eller effektivt tilbake til sin opprinnelige tetthet.
Oppfinnelsen er egnet for bruk i brønner der enten vann, olje, eller syntetisk baserte borefluider blir benyttet. Sammensetningen av oppfinnelsen bør innbefattes av et materiale som er kompatibelt med nevnte borefluider.
I fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen kan oppfinnelsens sammensetning
bli tilført direkte til det borefluidet som blir valgt for, eller blir benyttet i boreoperasjonen, eller sammensetningen i henhold til oppfinnelsen kan bli tilført et annet fluid med tilstrekkelig viskositet, tetthet og volum til å holde i suspensjon eller frakte sammensetningen inn i brønnhullet. Hvis et slikt bærefluid blir benyttet, bør det være kompatibelt med borefluidet og ikke endre egenskapene til borefluidet.
Mengden av sammensetningen som tilføres direkte eller indirekte til borefluidet bør være en mengde som veier mer enn det eksisterende borefluidsystemet for et volum som er tilstrekkelig stort til å dekke en viss del av borehullet, og tillate borefluidet å fremdeles ha liknende reologiske egenskaper som før tilsetningen av sammensetningen. For eksempel, når bariumsulfat blir benyttet som sammensetningen, er en foretrukket mengde fra ca. 0,18 til 0,48 kg/dm<3> fluid for å dekke fortrinnsvis ca. 91,4 til ca. 121,9 annulus meter av borehullet.
Etter tilsetning av sammensetningen til borefluidet, blir fluidet sirkulert i borehullet, og tillatt å "skylle", forskyve, oppta, holde i suspensjon, skyve eller på annen måte fjerne finpartiklene, små borekaks og/eller borekaks-opphopninger fra borehullet og frakte dem til brønnoverflaten. Sammensetningen og borekaksen blir så fjernet fra borefluidet for å unngå en vesentlig endring av tettheten i borefluidet. Sammensetningen blir fortrinnsvis fjernet fra borefluidet ved sikting eller siling av borefluidet, som fortrinnsvis kan bli utført av hovedvibrasjonssiktet i boreoperasjonen. Borefluidet blir så returnert for sirkulasjon i borehullet og sammensetningen kan bli benyttet igjen for å fjerne borekaksopphopninger i henhold til fremgangsmåten for oppfinnelsen.
En slik "skylling" av brønnen kan bli umiddelbart repetert ved ønske eller behov. For eksempel, hvis borekaksen fjernet av den innledende skyllingen er tilstrekkelig merkbar og bemerkelig til å bli opphav til en mistanke om at borekaksoppbygning har oppstått i minst en del av borehullet, kan så en umiddelbar etterfølgende gjentatt skylling være ønskelig. Alternativt, eller i tillegg, kan gjentatte skyllinger bli gjort periodisk under boringen av brønnen.
Fortrinnsvis kan sammensetningen bli tilsatt brønnhullet for en slik "skylle"-behandling når brønnhullet har akkumulert borekaks eller finpartikler eller borekaksopphopninger som ikke enkelt fjernes av borefluidene som sirkulerer i brønnhullet under boreoperasjonen. Slik akkumulering oppstår uunngåelig ved boring av avviksbrønner, og fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen er spesielt anvendbar for svært avbøyde eller horisontale brønner, hvor finpartikler har en tendens til å akkumuleres på bunnen eller nedsiden av brønnen når den blir boret. Slike finpartikler kan typisk ha et størrelsesområde fra ca. 2 til ca. 35 mikron.
Ved boring av et svært avbøyd borehull, slik som for eksempel et borehull med en vinkel som er større enn ca. 40° i forhold til vertikalen, blir fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen fortrinnsvis benyttet hver 30,5 til 61 meter under boring. I avviksbrønner som har vinkler som er mindre enn 40°, kan det være behov for skyllinger med sammensetningen i henhold til oppfinnelsen eller anvendelse av fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen bare omtrent hver 91,5 til omtrent 122 meter som er boret, for eksempel. Pumperaten og reologiske egenskaper for borefluidet kan også bli justert for å oppnå maksimale transportegenskaper for fluidet for å øke ytelsen til sammensetningen og fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen. Fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen kan bli benyttet uten å stoppe boreoperasjonen.
Claims (18)
1.
Fremgangsmåte for fjerning av borekaks avsatt i et avviksborehull under en boreoperasjon for boring av borehullet i en undergrunnsformasjon, karakterisert ved å innbefatte: fremstille et fluid innbefattende et vektmateriale som har blitt malt og siktet til en størrelse som er tilstrekkelig stor til å være i stand til å bli silt og tilstrekkelig liten til å kunne holdes i suspensjon i fluidet og ufarlig for pumpeanordningen for pumping av fluidet i boreoperasjonen; injisere fluidet inn i borehullet; sirkulere fluidet gjennom borehullet slik at borekaksen blir spylt til overflaten av borehullet; og fjerne vektmaterialet fra fluidet.
2.
Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert v e d at vektmaterialet etter sikting utgjøres av partikler slik at ca. 95% av partiklene passerer gjennom en maskevidde på ca. 0,59 mm og ca. 95% av partiklene blir bibeholdt ved en maskevidde på ca. 0,149 mm.
3.
Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert v e d at fluidet blir injisert i brønnhullet ved å tilsette det til borefluidet som sirkulerer gjennom borehullet.
4.
Fremgangsmåte i henhold til krav 3, karakterisert ved at fluidet er borefluid eller fluid som er kompatibelt med borefluidet.
5.
Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at borekaksen innbefatter borekaksopphopninger avsatt på en nedre side av borehullet.
6.
Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at vektmaterialet er bariumsulfat.
7.
Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at vektmaterialet blir fjernet fra borefluidet ved sikting eller siling.
8.
Fremgangsmåte i henhold til krav 1, karakterisert ved at vektmaterialet blir fjernet fra borefluidet med en vibrasjonssikter.
9.
Fremgangsmåte for boring av et avviksborehull i en undergrunnsformasjon, innbefattende å: (a) sirkulere et borefluid i borehullet under boring av borehullet; karakterisert ved(b) periodisk tilsette til borefluidet et skyllemateriale som har blitt malt og siktet til en størrelse som er i stand til å forskyve borekaks avsatt på en side av borehullet mens det fremdeles er i stand til å bli holdt i suspensjon i borefluidet og bli sirkulert med borefluidet uten å skade utstyr som blir benyttet for å sirkulere borefluidet; (c) sirkulere fluidet innbefattende skyllematerialet i borehullet slik at skyllematerialet skyller gjennom borehullet i ca. 1 tur ned i, gjennom og ut av borehullet; og (d) fjerne skyllematerialet fra borefluidet.
10.
Fremgangsmåte i henhold til krav 9, karakterisert ved å innbefatte: (e) resirkulere borefluidet uten skyllemateriale i brønnhullet under boring.
11.
Fremgangsmåte i henhold til krav 9, karakterisert ved at skyllematerialet er et vektmateriale siktet slik at det er større enn vektmaterialet benyttet for veiing av borefluidet og tilstrekkelig stort for å være i stand til å bli silt ut av fluidet slik at skyllematerialet ikke vesentlig endrer tettheten til borefluidet for boreoperasjonen.
12.
Fremgangsmåte i henhold til krav 11, karakterisert v e d at skyllematerialet blir siktet slik at ca. 95% av partiklene innbefattende skyllematerialet passerer gjennom en maskevidde på ca. 0,59mm og ca. 95% av partiklene blir bibeholdt ved en maskevidde på ca. 0,149mm.
13.
Fremgangsmåte i henhold til krav 9, karakterisert ved at boring at borehullet blir fortsatt gjennom trinnene (a) - (d).
14.
Fremgangsmåte i henhold til krav 10, karakterisert v e d at trinn (c) blir gjentatt for en ytterligere skylling av skyllematerialet gjennom borehullet før trinnene (d) og (e).
15.
Fremgangsmåte i henhold til krav 9, karakterisert v e d at boreparametrene blir overvåket for å bestemme når dette skyllematerialet skal tilføres til borefluidet for en skylling i henhold til trinnene (b) og (c).
16.
Fremgangsmåte i henhold til krav 11, karakterisert ved at skyllematerialet er bariumsulfat.
17.
Fremgangsmåte i henhold til krav 15, karakterisert v e d at borekaksopphopninger blir bygget opp i borehullet under boringen før skyllematerialet blir tilført borefluidet.
18.
Fremgangsmåte i henhold til krav 17, karakterisert v e d at borekaksopphopningene blir fjernet ved sirkulering av vektmaterialet.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/573,601 US6290001B1 (en) | 2000-05-18 | 2000-05-18 | Method and composition for sweep of cuttings beds in a deviated borehole |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20012421D0 NO20012421D0 (no) | 2001-05-16 |
NO20012421L NO20012421L (no) | 2001-11-19 |
NO318979B1 true NO318979B1 (no) | 2005-05-30 |
Family
ID=24292654
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NONO/SPC/2A NO318979B1 (no) | 2000-05-18 | 2001-05-16 | Levetiracetam |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6290001B1 (no) |
EP (1) | EP1167685B1 (no) |
BR (1) | BR0102033B1 (no) |
CA (1) | CA2347957C (no) |
DE (1) | DE60121259T2 (no) |
NO (1) | NO318979B1 (no) |
Families Citing this family (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
IT1316157B1 (it) * | 2000-01-05 | 2003-04-03 | Eni Spa | Metodo migliorato per la perforazione di pozzi petroliferi |
US7066284B2 (en) * | 2001-11-14 | 2006-06-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for a monodiameter wellbore, monodiameter casing, monobore, and/or monowell |
US6662884B2 (en) * | 2001-11-29 | 2003-12-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for determining sweep efficiency for removing cuttings from a borehole |
US6794340B2 (en) * | 2002-06-25 | 2004-09-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for removing drill cuttings from wellbores and drilling fluids |
US6968898B2 (en) * | 2002-06-28 | 2005-11-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for removing particles from a well bore penetrating a possible producing formation |
US6840337B2 (en) | 2002-08-28 | 2005-01-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for removing cuttings |
US6892814B2 (en) * | 2002-12-19 | 2005-05-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement compositions containing coarse barite, process for making same and methods of cementing in a subterranean formation |
US20060122070A1 (en) * | 2003-04-07 | 2006-06-08 | Baker Hughes Incorporated | Drilling fluid systems comprising sized graphite particles |
US7977281B2 (en) | 2003-04-07 | 2011-07-12 | Baker Hughes Incorporated | Methods for minimizing the amount of graphite particles used during drilling operations |
WO2005118742A2 (en) * | 2004-06-03 | 2005-12-15 | M-I L.L.C. | The use of sized barite as a weighting agent for drilling fluids |
EP1927721B1 (en) * | 2006-12-01 | 2010-02-24 | Services Pétroliers Schlumberger | Method and apparatus for downhole transfer of drill cuttings |
US7740070B2 (en) * | 2008-06-16 | 2010-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore servicing compositions comprising a density segregation inhibiting composite and methods of making and using same |
US20100288492A1 (en) * | 2009-05-18 | 2010-11-18 | Blackman Michael J | Intelligent Debris Removal Tool |
US8530393B2 (en) | 2011-04-15 | 2013-09-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods to characterize fracture plugging efficiency for drilling fluids |
US9291018B2 (en) | 2011-12-20 | 2016-03-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Systems and methods to inhibit packoff events during downhole assembly motion within a wellbore |
US9388333B2 (en) | 2012-07-11 | 2016-07-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods relating to designing wellbore strengthening fluids |
US10100614B2 (en) * | 2016-04-22 | 2018-10-16 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Automatic triggering and conducting of sweeps |
BR102021019806A2 (pt) * | 2021-10-01 | 2023-04-11 | Petróleo Brasileiro S.A. - Petrobras | Método de condicionamento de poço para perfilagem a cabo utilizando composição de fluido de perfuração base aquosa dedicado |
Family Cites Families (16)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3866683A (en) * | 1974-02-01 | 1975-02-18 | Union Oil Co | Method for placing cement in a well |
US4413511A (en) * | 1982-03-12 | 1983-11-08 | Mobil Oil Corporation | System for measuring cuttings and mud carryover during the drilling of a subterranean well |
US4496012A (en) * | 1983-05-02 | 1985-01-29 | Mobil Oil Corporation | Method for improving cuttings transport in deviated wells |
US4860830A (en) * | 1988-08-05 | 1989-08-29 | Mobil Oil Corporation | Method of cleaning a horizontal wellbore |
US5320172A (en) * | 1992-09-28 | 1994-06-14 | Mobil Oil Corporation | Method for improving cement placement in horizontal wells |
US5715896A (en) * | 1994-09-02 | 1998-02-10 | Champion Techologies, Inc. | Method and composition for reducing torque in downhole drilling |
US5462118A (en) * | 1994-11-18 | 1995-10-31 | Mobil Oil Corporation | Method for enhanced cleanup of horizontal wells |
US5710110A (en) * | 1995-05-15 | 1998-01-20 | Rheox, Inc. | Oil well drilling fluids, oil well drilling fluid anti-settling and method of providing anti-setting properties to oil well drilling fluids |
US5789352A (en) * | 1996-06-19 | 1998-08-04 | Halliburton Company | Well completion spacer fluids and methods |
US5881813A (en) * | 1996-11-06 | 1999-03-16 | Bj Services Company | Method for improved stimulation treatment |
US6016872A (en) * | 1997-03-17 | 2000-01-25 | Forta Corporation | Method for removing debris from a well-bore |
US5865249A (en) * | 1997-04-11 | 1999-02-02 | Atlantic Richfield Company | Method and apparatus for washing a horizontal wellbore with coiled tubing |
US6063737A (en) * | 1997-06-12 | 2000-05-16 | Shell Oil Company | Aqueous displacement fluid compositions for use in wellbores |
US6176323B1 (en) * | 1997-06-27 | 2001-01-23 | Baker Hughes Incorporated | Drilling systems with sensors for determining properties of drilling fluid downhole |
US6073696A (en) * | 1997-11-02 | 2000-06-13 | Vastar Resources, Inc. | Method and assembly for treating and producing a welbore using dual tubing strings |
US5984011A (en) | 1998-03-03 | 1999-11-16 | Bj Services, Usa | Method for removal of cuttings from a deviated wellbore drilled with coiled tubing |
-
2000
- 2000-05-18 US US09/573,601 patent/US6290001B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2001
- 2001-05-16 NO NONO/SPC/2A patent/NO318979B1/no not_active IP Right Cessation
- 2001-05-17 CA CA002347957A patent/CA2347957C/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-05-17 BR BRPI0102033-1A patent/BR0102033B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2001-05-18 EP EP01304411A patent/EP1167685B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-05-18 DE DE60121259T patent/DE60121259T2/de not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BR0102033B1 (pt) | 2010-06-15 |
US6290001B1 (en) | 2001-09-18 |
EP1167685A2 (en) | 2002-01-02 |
CA2347957C (en) | 2007-01-16 |
EP1167685B1 (en) | 2006-07-05 |
NO20012421D0 (no) | 2001-05-16 |
DE60121259T2 (de) | 2007-06-06 |
EP1167685A3 (en) | 2002-10-30 |
BR0102033A (pt) | 2001-12-18 |
DE60121259D1 (de) | 2006-08-17 |
CA2347957A1 (en) | 2001-11-18 |
NO20012421L (no) | 2001-11-19 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO318979B1 (no) | Levetiracetam | |
US4651836A (en) | Process for recovering methane gas from subterranean coalseams | |
Matanovic et al. | Sand control in well construction and operation | |
US8401795B2 (en) | Methods of detecting, preventing, and remediating lost circulation | |
Li et al. | Sand cleanouts with coiled tubing: choice of process, tools and fluids | |
US8353366B2 (en) | Methods of using a particle impact drilling system for removing near-borehole damage, milling objects in a wellbore, under reaming, coring, perforating, assisting annular flow, and associated methods | |
US20060021798A1 (en) | Impact excavation system and method with particle separation | |
CN103492665A (zh) | 用于从钻井井筒中回收碎物和碎屑的工具 | |
US9038718B1 (en) | Method for lost circulation reduction in drilling operations | |
US20060180350A1 (en) | Impact excavation system and method with particle trap | |
EP1787007A2 (en) | Impact excavation system and method | |
EA012199B1 (ru) | Установка и способ забивания обсадной или кондукторной трубы | |
CA2621655C (en) | Method of drilling a stable borehole | |
US3289775A (en) | Apparatus and method for treating drilling mud | |
US3322214A (en) | Drilling method and apparatus | |
Irawan et al. | Maximizing drilling performance through enhanced solid control system | |
Shuter et al. | Application of drilling, coring, and sampling techniques to test holes and wells | |
US8807244B2 (en) | Method and apparatus for strengthening a wellbore | |
Irawan et al. | Solid control system for maximizing drilling | |
Matanovic et al. | Sand control methods | |
Cruse | A review of water well drilling methods | |
Yan et al. | State-of-the-Art Hole-Cleaning Techniques in Complex Structure Wells | |
Aluola et al. | Investigation of Mud Related Wellbore Problems in Drilling Well-A in the Niger Delta Region | |
SU989033A1 (ru) | Способ промывки скважин от осадка | |
Draskovic | Analytical solution for stuck pipe problems based on worldwide company practices |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |