BR0314519B1 - Cabeça de injeção de acionamento de topo - Google Patents
Cabeça de injeção de acionamento de topo Download PDFInfo
- Publication number
- BR0314519B1 BR0314519B1 BRPI0314519-0A BR0314519A BR0314519B1 BR 0314519 B1 BR0314519 B1 BR 0314519B1 BR 0314519 A BR0314519 A BR 0314519A BR 0314519 B1 BR0314519 B1 BR 0314519B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- sealing
- injection head
- head according
- injection
- sleeve
- Prior art date
Links
- 238000002347 injection Methods 0.000 title claims abstract description 112
- 239000007924 injection Substances 0.000 title claims abstract description 112
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 109
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 14
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 11
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 claims description 11
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 10
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 claims description 9
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 claims description 9
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 9
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 claims description 8
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 claims description 8
- 239000003566 sealing material Substances 0.000 claims description 8
- 239000004760 aramid Substances 0.000 claims description 7
- 229920003235 aromatic polyamide Polymers 0.000 claims description 7
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 5
- PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N Manganese Chemical compound [Mn] PWHULOQIROXLJO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 claims description 4
- 238000000576 coating method Methods 0.000 claims description 4
- 229910052748 manganese Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000011572 manganese Substances 0.000 claims description 4
- 238000003780 insertion Methods 0.000 claims description 3
- 230000037431 insertion Effects 0.000 claims description 3
- 229910052710 silicon Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010703 silicon Substances 0.000 claims description 3
- 229910000679 solder Inorganic materials 0.000 claims description 3
- ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N Boron Chemical compound [B] ZOXJGFHDIHLPTG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052796 boron Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 241001272720 Medialuna californiensis Species 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 22
- 239000004568 cement Substances 0.000 abstract description 5
- 238000012856 packing Methods 0.000 abstract description 4
- 238000007599 discharging Methods 0.000 abstract 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 12
- 239000000463 material Substances 0.000 description 12
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 10
- 238000000034 method Methods 0.000 description 7
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000008186 active pharmaceutical agent Substances 0.000 description 4
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 4
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 4
- KUNSUQLRTQLHQQ-UHFFFAOYSA-N copper tin Chemical compound [Cu].[Sn] KUNSUQLRTQLHQQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004519 grease Substances 0.000 description 4
- 229910000906 Bronze Inorganic materials 0.000 description 3
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000010974 bronze Substances 0.000 description 3
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 3
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 3
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 3
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 3
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000010941 cobalt Substances 0.000 description 2
- 229910017052 cobalt Inorganic materials 0.000 description 2
- GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N cobalt atom Chemical compound [Co] GUTLYIVDDKVIGB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003822 epoxy resin Substances 0.000 description 2
- LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N haloperidol Chemical compound C1CC(O)(C=2C=CC(Cl)=CC=2)CCN1CCCC(=O)C1=CC=C(F)C=C1 LNEPOXFFQSENCJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 description 2
- 229920000647 polyepoxide Polymers 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 229910000669 Chrome steel Inorganic materials 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 244000261422 Lysimachia clethroides Species 0.000 description 1
- 229910000990 Ni alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910018487 Ni—Cr Inorganic materials 0.000 description 1
- NPXOKRUENSOPAO-UHFFFAOYSA-N Raney nickel Chemical compound [Al].[Ni] NPXOKRUENSOPAO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N Silicon Chemical compound [Si] XUIMIQQOPSSXEZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003466 anti-cipated effect Effects 0.000 description 1
- VNNRSPGTAMTISX-UHFFFAOYSA-N chromium nickel Chemical compound [Cr].[Ni] VNNRSPGTAMTISX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 1
- 239000006249 magnetic particle Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000005476 soldering Methods 0.000 description 1
- 238000003892 spreading Methods 0.000 description 1
- 230000007480 spreading Effects 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 229910052715 tantalum Inorganic materials 0.000 description 1
- GUVRBAGPIYLISA-UHFFFAOYSA-N tantalum atom Chemical compound [Ta] GUVRBAGPIYLISA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000000007 visual effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/01—Arrangements for handling drilling fluids or cuttings outside the borehole, e.g. mud boxes
-
- 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/04—Couplings; joints between rod or the like and bit or between rod and rod or the like
- E21B17/05—Swivel joints
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/02—Swivel joints in hose-lines
-
- 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/04—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads
- E21B33/05—Cementing-heads, e.g. having provision for introducing cementing plugs
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L27/00—Adjustable joints, Joints allowing movement
- F16L27/08—Adjustable joints, Joints allowing movement allowing adjustment or movement only about the axis of one pipe
- F16L27/087—Joints with radial fluid passages
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Surgical Instruments (AREA)
- Forklifts And Lifting Vehicles (AREA)
- Apparatus For Radiation Diagnosis (AREA)
- Television Signal Processing For Recording (AREA)
Description
"CABEÇA DE INJEÇÃO DE ACIONAMENTO DE TOPO" Histórico da Invenção Em cavaletes de poço (top_drive rig), uma unidade de acionamento de topo (top_drive unit) é empregada para girar uma coluna de furação ou coluna de poço em um furo de poço. 0 cavalete de acionamento de topo pode incluir trilhos-guia espaçados e uma estrutura móvel ao longo de trilhos-guia que guiam a unidade de acionamento de topo. A caixa móvel suspende a unidade de acionamento e uma cabeça de injeção de acionamento de topo (top_drive swivel) com um gancho, e a caixa móvel sendo usada para erguer e baixar a estrutura móvel nos trilhos. Para girar a coluna de furação ou coluna de poço, a unidade de acionamento de topo inclui um motor conectado por engrenagens a um membro giratório, ambos suportados na estrutura móvel.
Durante operações de furação, quando se deseja introduzir a coluna de furação ou coluna de poço no furo de poço, ou ao invés tirá-la do furo de poço, a estrutura móvel pode ser erguida ou baixada. Adicionalmente, durante operação de manutenção, a coluna de furação pode se mover longitudinalmente para dentro ou para fora do furo de poço. A haste da cabeça de injeção se comunica com a extremidade superior do membro giratório da unidade de acionamento de uma maneira bem conhecida por aqueles habilitados na técnica de suprir fluido, tal como fluido ou lama de furação através da unidade de acionamento de topo para dentro do furo ou coluna de trabalho. A cabeça de injeção permite que um fluido de furação passe e seja suprido para a coluna de furação ou de poço conectada a extremidade inferior do membro giratório da unidade de acionamento de topo quando a coluna de furação é girada e/ou erguida e/ou baixada.
Cavaletes de unidade de acionamento de topo podem incluir elevadores presos e suspensos na estrutura. Elevadores são empregados quando se deseja baixar ou erguer juntas da coluna de furação no furo de poço.
Em vários momentos, a operação de acionamento além do fluido de furação requer que várias substâncias bombeáveis sejam bombeadas no interior do furo, tal como cimento, produtos químicos, resinas epóxi, etc..
Em muitos casos se deseja suprir tais substâncias ao mesmo tempo em que a unidade de acionamento de topo gira e/ou ergue ou baixa a coluna de furaçao ou coluna de poço, mas sem passar pela unidade guia, para não danificar a mesma. Ainda, se deseja suprir estas substâncias, sem afetar e/ou intermitentemente interromper o movimento longitudinal e/ou rotacional, provido pela unidade de acionamento de topo da coluna de furação ou coluna de poço.
Existe a necessidade de um dispositivo para facilitar a colocação de várias substâncias no interior do furo através da coluna de furação ou coluna de poço, sem passar pela unidade de acionamento de topo, permitindo que a unidade de acionamento de topo simultaneamente gire e/ou desça ou erga a coluna de furação ou coluna de poço.
Um exemplo inclui cimentar o revestimento de uma coluna de furação ou coluna de poço. Em algumas operações de revestimento se considera boa prática girar a coluna de revestimento quando esta estiver sendo cimentada no furo de poço. Acredita-se que a rotação deve prover uma melhor distribuição de cimento, espalhando o mesmo no espaço anular entre os lados interno e externo do revestimento do furo de poço. Na operação, a unidade de acionamento de topo pode ser usada para suportar e continuamente girar e/ou intermitentemente reciprocar a coluna de revestimento, enquanto o cimento é bombeado para o interior da coluna. Durante este tempo se deseja evitar que as substâncias passem pela unidade de acionamento de topo para não provocar danos a suas porções ou componentes. A patente U.S. Nos 4.722.389 está incorporada nesta por referência.
Embora certos novos componentes da presente invenção mostrados e descritos abaixo sejam mencionados nas reivindicações anexas, a presente invenção não se limita a detalhes específicos, como as pessoas habilitadas na técnica deverão entender, várias omissões, modificações, substituições, e mudanças nas formas e detalhes do dispositivo ilustrado em sua operação poderão ser feitas sem contudo sair do espírito da presente invenção.
No entanto, nenhum aspecto da invenção deve ser considerado critico ou essencial, a menos que expressamente declarado.
Sumário da Invenção 0 cavalete de acionamento de topo da presente invenção resolve o problema de maneira simples e direta. A presente invenção se refere a um cavalete tendo uma unidade de acionamento de topo para girar e/ou erguer ou baixar uma coluna de furação ou coluna de poço. Em uma configuração, a presente invenção inclui uma cabeça de injeção tendo mandril e luva, que é especialmente útil para uso em cavaletes de acionamento de topo. A luva pode ser rotacionalmente e selavelmente conectada ao mandril. A cabeça de injeção pode ser incorporada a uma coluna de furação ou coluna de poço e permitir que seções de coluna sob e sobre a luva sejam rotacionadas em relação à luva. Adicionalmente, a cabeça de injeção provê uma linha de fluxo entre o lado externo da luva e o lado interno do mandril, enquanto a coluna de furação se desloca longitudinalmente (para cima ou para baixo) e/ou é rotacionado/ reciprocado. O interior do mandril pode ser conectado fluidicamente ao furo longitudinal da coluna de revestimento ou coluna de furação provendo uma trajetória a partir da luva para o interior da coluna de furação ou coluna de poço.
Em uma configuração, o objetivo da presente invenção é prover um método e aparelho para servir um poço onde uma cabeça de injeção é conectada a uma unidade de acionamento de topo para introduzir substâncias bombeáveis a partir de uma fonte externa na coluna de poço, mas sem passar pela unidade de acionamento de topo.
Em uma outra configuração da presente invenção, provê-se um método para realizar operação de manutenção em um furo de poço, uma operação como cimentação, tendo as etapas de mover a unidade de acionamento de topo longitudinalmente e/ou rotacionalmente para prover um movimento longitudinal e/ou de rotação/ reciprocação no furo de poço de uma coluna de poço suspensa na unidade de acionamento de topo, girando a coluna de furação ou coluna de poço e suprindo uma substância bombeável para o furo de poço no qual uma coluna de furação ou coluna de poço é manuseada com a introdução da substância bombeável em um ponto sob a unidade de acionamento de topo na coluna de poço.
Em outras configurações da presente invenção, uma cabeça de injeção sob a unidade de acionamento de topo pode ser usada em operações como posicionar pastilhas, operação de compressão, operaçao de integridade de formação aberta, operação de pescar ferramentas com bombas de alta pressão, teste de empilhamento submarino, rotação do revestimento durante seguimento lateral, e vedação de cascalhos. Em ainda outras configurações, uma cabeça de injeção sob a unidade de acionamento de topo pode ser usada no método de bombear material de circulação perdida (LCM) em um poço para plugar/ selar áreas de perda de fluido no interior do furo em usinagem de alta velocidade usando uma ferramenta de corte para remover obstruções.
Em outras configurações, a cabeça de injeção sob unidade de acionamento de topo pode ser usada com indicadores de ponto livre de uma coluna ou cabo para soltar um tubo enroscado, onde substâncias bombeáveis são bombeadas para o interior do furo de poço ao mesmo tempo em que coluna/ tubo/ indicador de ponto livre gira e/ou vai e vem.
Em outras configurações, a cabeça de injeção é usada para instalar caixas de empaque (packers) e lavar areia.
Em ainda uma outra configuração, a cabeça de injeção pode ser usada para bombear substâncias bombeáveis para o interior do furo quando um trabalho de manutenção estiver sendo realizado na unidade de acionamento de topo e a rotação da coluna de furação no furo estiver sendo realizada pela mesa giratória. Através de rotação e bombeamento se impede o travamento da coluna de furação no furo. Nesta aplicação, válvulas de segurança, tal como válvulas TIW podem ser colocadas sob e sobre a cabeça de injeção para produzir um fluxo de fluido e garantir controle do poço.
Os desenhos constituem parte desta especificação e inclui configurações de exemplo para a presente invenção, que pode ser configurada de várias formas.
Descrição Resumida dos Desenhos Para um melhor entendimento da natureza, objetivos, e vantagens da presente invenção, faz-se referência à seguinte descrição detalhada em conexão com os seguintes desenhos, onde os mesmos números de referência se referem aos mesmos elementos, onde: a figura 1 é uma vista esquemática mostrando um cavalete de acionamento de topo em uma configuração tendo uma cabeça de injeção de acionamento de topo incorporada na coluna de furação; a figura 2 é uma vista esquemática de uma configuração de uma cabeça de injeção de acionamento de topo; a figura 3 é uma vista esquemática de um mandril que pode ser incorporado â cabeça de injeção de acionamento de topo da figura 2; a figura 4 é uma vista em corte transversal de uma luva que pode ser incorporada à cabeça de injeção de acionamento de topo da figura 2; a figura 5 é uma vista pelo lado direito da luva da figura 4; a figura 6 é uma vista em corte transversal da cabeça de injeção de acionamento de topo da figura 2; a figura 6A é uma vista em corte transversal da unidade de vedação mostrada na figura 6; a figura 6B é uma vista do anel de injeção de vedação mostrado nas figuras 6 e 6A; a figura 6C é uma vista lateral em corte do anel de injeção de vedação mostrado na figura 6B; a figura 7 é uma vista de topo de um grampo que pode ser incorporado na cabeça de injeção de acionamento de topo da figura 2; a figura 8 é uma vista lateral do grampo da figura 7; a figura 9 é uma vista em perspectiva e uma vista em corte parcial da cabeça de injeção de acionamento de topo mostrado na figura 2.
Descrição da Configuração Preferida Descrições detalhadas de uma ou mais configurações preferidas são providas nesta especificação. Deve ser entendido, no entanto, que a presente invenção podería ser configurada de várias outras maneiras. Portanto, detalhes específicos descritos não devem ser tomados como limitantes, mas ao invés, fundamentam as reivindicações para mostrar àqueles habilitados na técnica como empregar a presente invenção em qualquer sistema, estrutura, ou maneira apropriada. A figura 1 é uma vista esquemática mostrando um cavalete de acionamento de topo (top_drive rig) 1, tendo uma configuração de cabeça de injeção da de acionamento de topo (top_drive swivel) 30, incorporado na coluna de furação 20. A figura 1 mostra um cavalete 1 com unidade de acionamento de topo (top_drive unit) 10. O cavalete 5 compreende suportes 16, 17, caixa de polias fixa 2, caixa de polias móvel 4, e gancho 5. O mecanismo de içamento 11 usa um cabo 12 para erguer e baixar caixa de polias móvel 4, unidade de acionamento de topo 10, e coluna de furação 20. A caixa de polias móvel 4 suporta a unidade de acionamento de topo 10, que suporta a coluna de furação 20.
Durante furação, a unidade de acionamento de topo 10 pode ser usada para girar a coluna de furação 20 que entra no furo 14. A unidade de acionamento de topo 10 corre ao longo de guias 15 quando a unidade 10 é erguida ou baixada. As guias 15 também impedem que a unidade de acionamento de topo 10 gire enquanto ela gira a coluna de furação 20. Durante furação, fluidos de furação podem ser supridos para o interior do furo de poço pela linha de fluido 8 e pescoço de ganso 6.
Em vários momentos, operação de guiar, além de fluidos, requerem substâncias que devem ser bombeadas para o interior do furo, tal como cimento, produtos químicos, resinas epóxi, e similares. Em muitos casos, é desejável suprir tais substâncias bombeáveis, ao mesmo tempo em que a unidade de acionamento de topo 10 gira e/ou ergue ou baixa a coluna de furação ou poço 20, sem passar pela unidade de acionamento de topo 10 de modo que estas substâncias não danifiquem a unidade de acionamento de topo 10. Adicionalmente, é desejável suprir tais substâncias sem interferir e/ou intermitentemente interromper o movimento longitudinal e/ou rotacional da coluna de furação ou poço 20 que provida pela unidade de acionamento de topo 10. Isto é feito pela cabeça de injeção 30. A cabeça de poço 30 pode ser instalada entre a unidade de acionamento de topo 10 e a coluna de furação 20. Uma ou mais juntas 18 podem ser colocadas entre a unidade de acionamento de topo 10 e a cabeça de injeção 30. Ainda, uma válvula pode ser colocada entre a cabeça de injeção 30 e a unidade de acionamento de topo 10. Substâncias podem ser bombeadas através da mangueira 31, cabeça de injeção 30, e para o interior da coluna de furação 20, daí se desviando da unidade de acionamento de topo 10. A cabeça de injeção 30 é preferivelmente dimensionada de modo a ser conectada â coluna de furação 20, tal como um tubo de furação IF API de 4 1/2 polegadas ou do tamanho do tubo de furação ao qual a cabeça de poço 3 0 está conectada. No entanto, elementos intermediários também podem ser usados entre a cabeça de poço 3 0 e conexões na coluna de furação 20. A figura 2 é uma vista esquemática de uma configuração de uma cabeça de injeção 30. A cabeça de injeção 3 0 pode compreender mandril 40 e luva 150. A luva 150 é rotacionalmente e selavelmente conectada ao mandril 30.
Por conseguinte, quando o mandril 40 gira, a luva 150 permanece estacionária para um observador durante rotação. A ser discutido posteriormente, a entrada 200 da luva 150 está e permanece fluidicamente conectada à passagem longitudinal central 90 do mandril 40.
Por conseguinte, enquanto o mandril 4 0 gira ou sobe ou desce, substâncias bombeáveis podem entrar pela entrada 20 e deixar a passagem longitudinal central 90 pela extremidade inferior 60 do mandril 40. A figura 3 é uma vista em corte transversal do mandril 40 que pode ser incorporado à cabeça de injeção 30. 0 mandril 40 compreende extremidade superior 50 e extremidade inferior 60. A passagem longitudinal central 90 se estende da extremidade superior 50 através da extremidade inferior 60. A extremidade inferior 60 pode incluir conexão de pino ou uma outra conexão convencional. A extremidade superior 50 pode incluir conexão de caixa 70 ou qualquer outra conexão convencional. O mandril 40 pode se tornar parte da coluna de furação 20. A luva 150 se ajusta sobre o mandril 40 e se conecta rotacionalmente e selavelmente ao mandril 40. O mandril 40 pode incluir um ressalto 100 com respeito à luva superior 150. 0 mandril 40 pode incluir uma ou mais portas de entrada radial 140 conectando fluidicamente a passagem longitudinal central 90 à área rebaixada 130. A área rebaixada 130 preferivelmente forma um rebaixo circunferencial ao longo doO perímetro do mandril 40 e entre as áreas de suporte de vedação (packing) 131, 132.
Portanto, a área rebaixada permanece fluidicamente conectada à passagem radial e entrada 200 da luva 150 (figuras 4, 6).
Para reduzir a fricção entre o mandril 40 e as unidades de vedação (packing units) 305, 415 (figura 6) e para aumentar a expectativa de vida das unidades de vedação 305, 415, áreas de suporte de vedação 131, 132 podem ser revestidas com material de várias composições, tal como cromo-duro, níquel-cromo, ou níquel-alumínio (95% níquel/ 5% alumínio). Um material que pode ser para revestimento por solda é o arame ultraduro de liga cromo TAFA 95MX (Armacor M) fabricado pela TAFA Technologies, 146 Pembroke Road, Concord New Hampshire. TAFA 95MX é uma liga de composição: Cromo 30%; Boro 6%; Manganês 3%;
Silício 3%; e saldo de Ferro. 0 TAFA MX pode ser combinado com aço cromo. Um outro material que pode ser usado para revestimento por solda é TAFA BONDARC WIRE, 75B fabricado pela TAFA Technologies, Inc. TAFA BONDARC WIRE 75B é uma liga tendo a composição: Níquel 94%;
Alumínio 4,6%; Titânio 0,6%; Ferro 0,4%; Manganês 0,3%, Cobalto 0,2%; Molibdênio 0,1%; Cobre 0,1% e Cromo 0,1%.
Um outro material que pode ser usado para revestimento por solda é a liga Cromo-Níquel TAFALOY NÍQUEL CROMO
WIRE-71T fabricada pela TAFA Technologies Inc. A TAFALOY NÍQUEL CROMO WIRE-71T é uma liga tendo a composição: Níquel 61,2%; Cromo 22%; Ferro 3%; Molibdênio 9%; Tântalo 3%; e Cobalto 1%. Áreas de suporte 131, 132, também podem ser revestidas por galvanização. A superfície das áreas de suporte 131, 132 pode ser retificada, polida, para se chegar a um certo acabamento, de modo a reduzir fricção e desgaste entre áreas de suporte 131, 132 e unidades de vedação 305, 415. A figura 4 é uma vista em corte transversal da luva 150 incorporada à cabeça de injeção 30. A figura 5 é uma vista em corte transversal pelo lado direito da luva 150 tomada ao longo das linhas 4-4. A luva 150 pode incluir uma passagem longitudinal 180 que se estende da extremidade superior 160 à extremidade inferior 170. A luva 150 pode também incluir passagem radial 190 e entrada 200. A entrada 200 pode ser anexa por solda ou por qualquer outro meio convencional de fixação tal como por conexão roscada. Se soldada, a conexão é preferivelmente deve ser tratada termicamente para remover tensões residuais criadas no procedimento de solda. Também é mostrada a seção projetante 155, junto com ressaltos superior e inferior 156, 157. A porta de lubrificação 210 pode ser incluída para prover lubrificação para os mancais internos. As portas de vedação 220, 230 podem também ser incluídas para prover opção de injetar material de vedação nas unidades de vedação 3 05, 415 (ver figura 6) . Uma porta de proteção 240 pode ser colocada em torno da porta de vedação 230 para proteger o injetor de vedação 2 55 (ver figura 6) .
Opcionalmente, uma segunda tampa de proteção pode ser colocada em torno da porta de vedação 220, no entanto se prevê que a proteção será provida por grampo 60 0 e entrada 200. A luva 150 pode incluir uma ranhura periférica 205 para fixar o grampo 600. Adicionalmente, um rasgo de chaveta 206 pode ser provido para permitir a inserção de uma chaveta. A figura 5 ilustra como uma passagem longitudinal 180 está fluidicamente conectada à entrada 200 através da passagem radial 190. Prefere-se que a soldagem seja realizada usando o número T3 do Procedimento de Soldagem Preferido para Indústrias, 1550REV-A4140ht (285/311 bhn) a 4140HT (285/311 bhn (RMT) também as soldas devem ser submetidas a teste de Raio-X, Partícula Magnética, e a seguir a um processo de alivio de tensão. A figura 6 é uma vista em corte transversal da cabeça de injeção montada 30 da figura 2. Como pode ser visto, a luva 150 desliza sobre o mandril 40. Rolamentos 145, 146 conectam giratoriamente a luva 150 ao mandril 40.
Rolamentos 145, 146 são preferivelmente rolamentos axiais embora muitos rolamentos convencionais funcionem de modo adequado, incluindo rolamentos de esferas e cônicos.
Unidades de vedação 305, 415 selavelmente conectam a luva 150 ao mandril 40. A entrada 200 da luva se encontra e permanece fluidicamente conectado à passagem longitudinal central 90 do mandril 40. Portanto, embora o mandril 40 esteja sendo girado e/ou movimentado para cima e para baixo, substâncias bombeáveis podem entrar pela entrada 200 e deixar a passagem longitudinal central 90 pela extremidade inferior do mandril 40. A área rebaixada 130 e a seção projetante 155 formam um rebaixo periférico entre o mandril 40 e luva 150. A trajetória do fluido da entrada 200 para a saída inferior 60 da passagem longitudinal central 90 é a seguinte: entra pela entrada 200 (seta 201) ; passa através da passagem radial 190 (seta 202); passa através da área rebaixada 130 (seta 2 02) ; passa através de uma da pluralidade de portas de entrada radiais (seta 202); passa através da passagem longitudinal central 90 (seta 203); e deixa o mandril 40 através da extremidade inferior 60 nas conexões de pino 80 (setas 204, 205) . A figura 6A mostra uma vista esquemática explodida da unidade de vedação 305. A unidade de vedação 305 pode compreender extremidade de vedação 230; anel de vedação 330, anel de vedação 340; anel de lubrificação de vedação 3 50; extremidade de vedação 3 60; anel de vedação 3 70; anel de vedação 380; anel de vedação 390; anel de vedação 400; e extremidade de vedação 410. A unidade de vedação 305 selavelmente conecta mandril 40 e luva 150. A unidade de vedação 305 pode ser fixada por uma porca de retenção de vedação e ressalto da seção projetante 150. A porca de retenção 310 pode ser um anel que é roscado na luva 150 na área roscada 316. A porca de retenção de vedação 310 e o ressalto 156 comprimem a unidade de vedação 305 para obter uma boa selagem entre mandril 40 e luva 150. Um parafuso-trava é usado para travar a porca de retenção de vedação 310 no lugar e impedir que a porca 310 se afrouxe em operação. 0 parafuso-trava 315 pode ser roscado no furo 314 e ser travado na área de 317 da luva 150. A unidade de vedação 415 pode ser feita substancialmente similarmente à unidade de vedação 305. Os materiais para unidades de vedação 305 e 415 podem ser os mesmos. A extremidade de vedação 320 é preferivelmente uma extremidade de vedação fêmea de bronze. O anel de vedação 330 é um anel de vedação "Vee" de Teflon, por exemplo N 0500700-CS-720 Carbon Reflon da CDI (2% de carbono). O anel de vedação 340 é preferivelmente um anel de vedação "Vee" de borracha, por exemplo N° 00500700-VS- 850NBR. O anel de lubrificação de vedação 250 será descrito mais adiante com as figuras 6B e 6C. A extremidade de vedação 360 preferivelmente é uma extremidade de vedação fêmea de bronze. O anel de vedação é preferivelmente um anel de vedação "Vee" de teflon por exemplo N° 0500700-VS-720 de Carbon Reflon (2% de carbono) da CDI. O anel de vedação 380 é preferivelmente um anel de vedação "Vee" de borracha, por exemplo N 05000700-VS-850NBR Aramid da CDI. O anel de vedação 390 preferivelmente é um anel de vedação "Vee" de Teflon, por exemplo N° 0500700-VS-720 Carbon Reflon (2% carbono) da CDI. O anel de vedação 4 00 é preferivelmente um anel de vedação "Vee" de borracha, por exemplo N° 0500700- VS850NBR Aramid da CDI. A extremidade de vedação 410 é preferivelmente um anel de vedaçao fêmea de bronze. Vários materiais alternativos de anéis de vedação são possíveis, por exemplo anéis de vedação da Chevron de material de vedação padrão. Anéis de bronze preferivelmente atendem ou superam o padrão SAE 660.
Uma opção de injeção de vedaçao pode ser provida para a cabeça de injeção 30. Um arranjo de injeção 225 pode ser usado para injetar material adicional de vedação tal como teflon na unidade de vedação. A cabeça 22 6 do arranjo de injeção 225 pode ser removida e o material de vedação então inserido no arranjo de injeção 225. A cabeça pode então ser parafusada de volta no arranjo de injeção 225 que leva o material de vedação através do componente 225 e porta de vedação 220. O material então é introduzido no anel de vedação 350. O anel de vedação 350 compreende portas radial 352 e transversal 351. O material então avança pela porta radial 352 e sai através da porta transversal 351. 0 material então tende a comprimir anéis de vedação. 340, 330, 320, anéis de vedação 360, 370, 380, 390, 400 provendo uma melhor selagem entre unidade de vedação 305 e mandril 40 e luva 150. A interação entre o arranjo de injeção 235 e a unidade de vedação 415 pode ser substancialmente similar à interação entre arranjo de injeção 225 e a unidade de vedação 305. Um material convencional que pode ser usado no arranjo de injeção de vedação 225, 235 é o DESCOTM 625 N° 6242-12 em barra de 1 por 3/8 pol. da Chemola Division da South Coast Products Inc Houston Texas. Na figura 6, o arranjo de injeção 235 se encontra 90° fora de fase e preferivelmente localizado como mostrado na figura 9.
Os arranjos de injeção 225, 235 atendem dois propósitos: a) prover operador de indicação visual para informar ocorrência de vazamento nas unidades de vedação 305, 415; b) permitir que o operador facilmente injete material de vedação adicional e cesse vazamento sem remover a cabeça de injeção 30 da coluna de furação 20.
As figuras 6B e 6C mostram vistas laterais e de topo de um anel de injeção de vedação 350. O anel de injeção de vedação 350 inclui uma extremidade-macho 355 no topo e uma extremidade chata 356 na traseira. O anel 350 inclui uma ranhura periférica 353 no perímetro. Opcionalmente, o anel 350 pode incluir uma ranhura interna.
Uma pluralidade de portas transversais 351, 351', 351", 351"' etc. se estendem da extremidade-macho 3565 em direção à extremidade chata 356 pode ser incluída e pode ser igualmente espaçada na circunferência do anel 350. Uma pluralidade de portas radiais 352, 352', 352", 352'", etc. podem ser incluídas se estendendo da ranhura periférica 353 e respectivamente intersectando as portas transversais 351, 351', 351", 351"' etc. Preferivelmente, as portas radiais se estendem da ranhura periférica 353 através da ranhura interna 354. A porca de retenção 800 pode ser usada para fixar a luva 150 no mandril 40. A porca de retenção 800 pode ser roscada ao mandril 40 na área roscada 801. Um parafuso- trava 890 pode ser usado para travar no lugar a porca de retenção e impedir que a porca de retenção se afrouxe em operação. O parafuso-trava 890 pode ser roscado à porca de retenção 800 através do furo 900 e se encaixar em uma da pluralidade de porções de encaixe 910 no mandril 40. A porca de retenção 800 também pode incluir um arranjo de injeção de graxa 880 para lubrificar o rolamento 145. Um anel raspador 271 na área 270 impede a entrada de sujeira e de outros itens entre a luva 150 e o mandril 40. Anel de graxa 291 na área 290 provê lubrificante para os rolamentos 145. O rolamento 140 pode ser lubrificado por arranjo de injeção de graxa e porta de lubrificação 250, enquanto o rolamento 145 pode ser lubrifiçado por arranjo de injeção de graxa 881 e porta de lubrificação 880. A figura 7 é uma vista de topo do grampo 600 que pode ser incorporado à cabeça de injeção 30. A figura 8 é uma vista lateral do grampo 600. O grampo 600 compreende uma primeira porção 610 e uma segunda porção 620. A primeira porção 610 e a segunda porção 620 podem ser removívelmente fixadas com fixadores 670, 680. O grampo 600 se encaixa na ranhura 605 da luva 150 (figura 6) . A chaveta 700 pode ser montada no rasgo de chaveta 690.
Um correspondente rasgo de chaveta é incluído na luva 150 da cabeça de injeção 30. Rasgos de chaveta 690, 691, e chaveta 70 0 impedem que o grampo 60 0 gire em relação à luva 150. A segunda chaveta 720 pode ser instalada nos rasgos de chaveta 710, 711. Alças 650, 660 podem ser fixadas ao grampo 600 para facilitar o manuseio da cabeça de injeção 30 quando o grampo 600 lhe for anexado. Braços de torque 630, 640 podem ser incluídos para permitir ligação do grampo (e luva 150) a uma parte estacionária do anel da unidade de acionamento de topo e impedir que a luva 150 gire enquanto a coluna de furação estiver sendo girada pela unidade de acionamento de topo 10 (cabeça de injeção 30 está instalada na coluna de furação 20) .
Os braços de torque 630, 640 são providos com furos para fixar alças restritoras. Braços de torque restringidos 630, 640 impedem que a luva 150 gire, enquanto o mandril estiver girando. Por outro lado, forças de fricção entre as unidades de vedação 3 05, 415 e áreas de suporte de vedação 131, 135 para girar mandril 40 tendem também girar a luva 150. O grampo 600 preferivelmente é feito de aço 4140 tratado usinado para se ajustar à luva 150. A figura 9 é um vista em perspectiva geral (em corte parcial) da cabeça de injeção 30. A luva 150 é mostrada conectada giratoriamente ao mandril 40. Rolamentos 145, 14 6 permitem que a luva 150 gire em relação ao mandril 40. Unidades de vedação 305, 415 conectam selavelmente luva 150 ao mandril 40. Uma porca de retenção 800 trava a luva 150 no mandril 40. A entrada 200 da luva 150 é fluidicamente conectada à passagem longitudinal central 90 do mandril 40. Por conseguinte, enquanto o mandril 40 está sendo girado ou deslocado longitudinalmente para cima e para baixo, substâncias bombeáveis podem entrar pela entrada 200 e deixar a passagem longitudinal central 90 na extremidade inferior 60 do mandril 40. A área rebaixada 130 e a seção projetante 155 formam um rebaixo periférico entre mandril 40 e luva 150. A trajetória do fluido da entrada 200 para saída na extremidade inferior 60 da passagem 90 é a seguinte: entra pela entrada 2 00; passa através da passagem radial 190; passa através da área rebaixada 130; passa através de uma da pluralidade de portas radiais de entrada 40; passa através de passagem longitudinal central 90, e deixa o mandril 40 através da passagem longitudinal central 90 na extremidade inferior 60 e conexão de pino 80. Na figura 9, o arranjo de injeção 225 está mostrado 90° fora de fase e, para proteção, preferivelmente se localiza entre a entrada 200 e grampo 600. O mandril 40 absorve substancialmente toda a carga estrutural da coluna de furação 20. O comprimento global do mandril 40 é preferivelmente 52 e 5/16 polegadas. O mandril 40 pode ser usinado a partir de uma única peça contínua de barra de aço tratado. Ο N50 é preferivelmente a designação de junta de ferramenta API para conexão de caixa 70 e conexão de pino 80. Tal designação de junta é equivalente e intercambiável com 4 1/2 polegadas IF (Internamente Lisa), 5 polegadas XH (Furo Adicional) e 5 1/2 polegadas DSL (Dupla Linha de Fluxo).
Adicionalmente, é preferido que a conexão de caixa 70 e conexão de pino 80 atendam os requisitos da especificação API 7 e 7G para novas conexões de junta de ferramenta escalonada giratória tendo 6 5/8 polegadas de diâmetro externo e 23/4 de diâmetro interno. As fórmulas de projeto e resistência da API 7G apêndice A provêem a seguinte especificação de carregamento para mandril 40 da cabeça de injeção: a) 1,477 libras de carga de tensão como tensão de escoamento mínimo; b) 62000 libras.pé de carga de torção como tensão de escoamento torsional mínima; e c) 37200 libras pé de torque mínimo recomendado. 0 mandril 40 pode ser usinado a partir de uma barra d e aço 4340 tratado. A luva 150 é preferivelmente fabricada a partir de tubo mecânico 4140 tratado tendo as seguintes propriedades: (120.000 psi de resistência a tensão mínima, 100.000 psi de escoamento mínimo, e dureza Brinell na faixa 285/311. 0 diâmetro externo da luva 150 preferivelmente é cerca de 1 pol.. A luva 150 preferivelmente deve resistir a elevadas pressões internas do fluido que passa através da entrada 200. Preferivelmente a cabeça de injeção 30 com luva 150 suporta pressão de teste hidrostática de 12500 psi. Nesta pressão, a tensão induzida na luva 150 é preferivelmente somente cerca de 24,8% do escoamento do material. Na pressão de trabalho preferida de 7500 psi, preferivelmente hã um fator de segurança estrutural de 6.7:1 para a luva 150.
Para minimizar a restrição de fluxo na cabeça de injeção 30, preferem-se grandes áreas abertas. Preferivelmente, as áreas através da cabeça de injeção 30 são maiores que a área da porta de serviço de entrada 200. A entrada 200 preferivelmente é 3 pol. , tendo uma área de 4,19 pol2. A área de fluxo do espaço anular entre luva 150 e mandril 40 preferivelmente é 7,36 pol2. A área de fluxo através da pluralidade de portas de entrada radiais 140 preferivelmente é 7,48 pól2. A área de fluxo através do furo longitudinal central 90 é 5,94 pol2.
Abaixo é mostrada a lista de números de referência.
Todas as medições dadas são baseadas em temperatura e pressão padrão no nível do mar, a menos que indicado de outra forma.
Deve ser entendido que cada um dos elementos descritos acima, ou uma combinação de dois ou mais deles, podem também ser úteis em métodos diferentes dos descritos.
Sem uma análise adicional, o descrito acima revela inteiramente o objetivo da presente invenção que aqueles habilitados na técnica poderíam, através do conhecimento corrente, prontamente adaptar para várias aplicações sem omitir aspectos, que do ponto de vista da técnica anterior, constituem características essenciais de aspectos genéricos ou específicos da invenção definida nas reivindicações a seguir. A configuração ilustrada foi apresentada nesta somente com propósito de exemplo, o escopo da invenção é limitado somente pelas reivindicações.
Claims (32)
1- Cabeça de injeção de acionamento de topo, a ser inserida em uma coluna de furação ou coluna de trabalho compreendendo: (a) um mandril (40) tendo seções de extremidade superior (50) e inferior (60) conectáveis e giráveis com seções de coluna de furação ou trabalho superior e inferior, o mandril (40) incluindo uma passagem longitudinal (90) formando continuação de uma passagem nas seções de coluna de furação ou trabalho; (b) uma luva (150) tendo uma passagem de luva longitudinal (180), a luva (150) sendo conectada giratoriamente ao mandril (40) por um par de rolamentos longitudinalmente espaçados (145, 146); (c) um selo (305, 415) entre as porções de extremidade superior e inferior do mandril (40, 50, 60) e luva (150, 160, 170) , o selo (305, 415) impedindo o vazamento de fluido entre mandril (40) e luva (150); (d) a luva (150) compreendendo uma porta de entrada (200) entre os rolamentos espaçados (145, 146); e (e) o mandril (40) compreendendo pelo menos uma porta radial (140) em comunicação fluida com a porta de entrada (200) e uma passagem longitudinal (90) para suprir fluido pressurizado a partir da porta de entrada (200) para a passagem longitudinal (90) e a passagem nas seções de coluna de furação ou trabalho, a citada cabeça de injeção sendo caracterizada pelo fato de compreender: (f) um grampo (600) sendo destacavelmente conectado á luva (150), sendo que o grampo (600) compreende ainda pelo menos um braço de torque (630, 640).
2- Cabeça de injeção, de acordo com a reivindicação 1, caracterizada pelo fato de o selo (305, 415) adicionalmente compreender um par de unidades de vedação espaçadas (305, 415); a luva (150) ainda compreender uma seção projetante (155) na passagem de luva longitudinal (90), cada unidade de vedação (305, 415) sendo localizada no lado oposto à seção projetante (155).
3- Cabeça de injeção, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 ou 2, caracterizada pelo fato de o mandril (40) adicionalmente compreender uma porca de retenção (800) roscadamente acoplada ao mandril (40), a porca de retenção (800) adicionalmente compreendendo uma porta de lubrificação (880), a porta de lubrificação (880) sendo localizada para lubrificar pelo menos um dos rolamentos espaçados (145, 146).
4- Cabeça de injeção, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 3, caracterizada pelo fato de a luva (150) adicionalmente compreender uma ranhura periférica (205), o grampo (600) se ajustando à ranhura (205), e sendo que o grampo (600) compreende primeira (610) e segunda (620) porções, as primeira e segunda porções (610, 620) sendo destacavelmente conectadas uma à outra.
5- Cabeça de injeção, de acordo com a reivindicação 4, caracterizada pelo fato de grampo (600) e luva (150) adicionalmente compreenderem uma chaveta (700), a chaveta (700) sendo colocada entre grampo (600) e luva (150) e restringindo o movimento rotacional relativo entre grampo (600) e luva (150).
6- Cabeça de injeção, de acordo com a reivindicação 5, caracterizada pelo fato de grampo (600) e luva (150) adicionalmente compreenderem uma segunda chaveta (720), a segunda chaveta (720) sendo disposta entre o grampo (600) e a luva (150) .
7- Cabeça de injeção, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 6, caracterizada pelo fato de o grampo (600) adicionalmente compreender uma pluralidade de alças (650, 660) conectada ao grampo (600).
8- Cabeça de injeção, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 7, caracterizada pelo fato de o grampo (600) compreender dois braços de torque (630, 640).
9- Cabeça de injeção, de acordo com qualquer uma das reivindicações 4, 5 ou 6, caracterizada pelo fato de as primeira e segunda porções (610, 620) do grampo (600) terem cada uma delas forma de meia-lua.
10- Cabeça de injeção, de acordo com qualquer uma das reivindicações 1 a 9, caracterizada pelo fato de compreender ainda: uma porta de vedação (220), a porta de vedação (220) estando em comunicação com o selo (305, 415) e permitindo a inserção de material de vedação adicional no selo (305, 415).
11- Cabeça de injeção, de acordo com a reivindicação 10, caracterizada pelo fato de o selo (305, 415) adicionalmente compreender um par de unidades de vedação espaçadas (305, 415) , uma das quais se encontra em comunicação com a porta de vedação (220), e sendo que a cabeça de injeção (30) adicionalmente compreende uma segunda porta de vedação (230), a segunda porta de vedação (230) se encontra em comunicação com a unidade de vedação (305, 415) e não com a porta de vedação (220), a segunda porta de vedação (230) permitindo a inserção de um material de vedação adicional.
12- Cabeça de injeção, de acordo com a reivindicação 11, caracterizada pelo fato de cada unidade de vedação (305, 415) adicionalmente compreender um anel de injeção de vedação (350), cada anel de injeção de vedação (350) estando em comunicação com a porta de vedação (220, 230).
13- Cabeça de injeção, de acordo com a reivindicação 12, caracterizada pelo fato de cada anel de injeção de vedação (350) compreender uma pluralidade de portas radiais (352) circunferencialmente espaçadas em torno de cada anel de injeção de vedação (350), e uma pluralidade de portas transversais (351) , cada uma delas intersectando uma porta da pluralidade de portas radiais (352) .
14- Cabeça de injeção, de acordo com a reivindicação 13, caracterizada pelo fato de cada porta radial (352) terminar em sua interseção com a respectiva porta transversal (351).
15- Cabeça de injeção, de acordo com a reivindicação 13, caracterizada pelo fato de cada porta radial (352) se estender através do anel de injeção de vedação (350).
16- Cabeça de injeção, de acordo com a reivindicação 12, caracterizada pelo fato de cada anel de injeção de vedação (350) compreender uma ranhura periférica (353).
17- Cabeça de injeção, de acordo com a reivindicação 16, caracterizada pelo fato de cada anel de injeção de vedação (350) compreender uma ranhura interna (354).
18- Cabeça de injeção, de acordo com qualquer uma das reivindicações 12, 16 ou 17, caracterizada pelo fato de cada anel de injeção de vedação (350) compreender uma extremidade-macho (355) e uma extremidade chata, a extremidade-macho oposta à extremidade chata (356) , a extremidade-macho (355) sendo oposta à extremidade chata (356) e as portas transversais (351) correndo entre as extremidades macho (355) e chata (356).
19- Cabeça de injeção, de acordo com qualquer uma das reivindicações 13 a 18, caracterizada pelo fato de as oito portas radiais (352) e as oito portas transversais (351) serem igualmente espaçadas em torno de cada anel de injeção de vedação (350).
20- Cabeça de injeção, de acordo com a reivindicação 11, caracterizada pelo fato de adicionalmente compreender um arranjo de injeção (225, 235) conectado à porta de injeção de vedação (220, 230).
21- Cabeça de injeção, de acordo com a reivindicação 11, caracterizada pelo fato de adicionalmente compreender primeiro e segundo arranjos de injeção (225, 235) conectados às duas portas de injeção (220, 230).
22- Cabeça de injeção, de acordo com a reivindicação 11, caracterizada pelo fato de adicionalmente compreender primeiro e segundo arranjos de alivio de pressão (225, 235) conectados às duas portas de injeção (220, 230).
23- Cabeça de injeção, de acordo com qualquer uma das reivindicações 11, 20, 21 e 22, caracterizada pelo fato de adicionalmente compreender uma tampa (240), a tampa (240) sendo colocada em torno de uma das duas portas de injeção (220, 230).
24- Cabeça de injeção, de acordo com a reivindicação 23, caracterizada pelo fato de uma porta de injeção (220, 230) estar localizada entre o grampo (600) e a entrada da luva (200).
25- Cabeça de injeção, de acordo com qualquer uma das reivindicações 2 a 24, caracterizada pelo fato de cada unidade de vedação (305, 415) compreender uma pluralidade de anéis de vedação (330, 340, 370, 380, 390, 400), pelo menos um anel de vedação em cada unidade de vedação (305, 415) sendo compreendido por uma mistura de teflon e carbono e pelo menos um outro anel de vedação em cada unidade de vedação (305, 415) sendo compreendido por aramida.
26- Cabeça de injeção, de acordo com a reivindicação 25, caracterizada pelo fato de cada unidade de vedação (305, 415) compreender seis anéis de vedação (330, 340, 370, 380, 390, 400), três deles de uma mistura teflon e carbono, e três de aramida.
27- Cabeça de injeção, de acordo com qualquer uma das reivindicações 25 ou 26, caracterizada pelo fato de cada unidade de vedação (305, 415) adicionalmente compreender uma primeira extremidade de vedação fêmea (320), uma segunda extremidade de vedação fêmea (360), e uma extremidade-macho de vedação (410).
28- Cabeça de injeção, de acordo com qualquer uma das reivindicações 25 a 27, caracterizada pelo fato de anéis de composição similar não serem dispostos adjacentes.
29- Cabeça de injeção, de acordo com qualquer uma das reivindicações 25 a 28, caracterizada pelo fato de cada unidade de vedação (305, 415) adicionalmente compreender um anel de injeção de vedação (350).
30- Cabeça de injeção, de acordo com a reivindicação 29, caracterizada pelo fato de os anéis e as extremidades das unidades de vedação (305, 415) serem arranjados da seguinte forma: extremidade de vedação fêmea (320); anel (330) de uma mistura teflon e carbono; anel de aramidaa (340); anel de injeção de vedação (350); extremidade de vedação fêmea (360); anel (370) de mistura teflon e carbono, anel de aramida; anel (380) de mistura teflon e carbono; anel (400) de aramida; e extremidade-macho de injeção de vedação (410) .
31- Cabeça de injeção, de acordo com qualquer uma das reivindicações 2 a 30 caracterizada pelo fato o mandril (40) incluir um revestimento de solda sobre o mandril, pelo menos sobre a área que acopla as unidades de vedação (305, 415), o revestimento de solda compreendendo: Cromo; Manganês; Silicio; e Ferro.
32- Cabeça de injeção, de acordo com a reivindicação 31, caracterizada pelo fato de o revestimento de solda compreender: Cromo 30%; Boro 6%; Manganês 3%; Silicio 3%; e saldo de Ferro.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US40917702P | 2002-09-09 | 2002-09-09 | |
US60/409,177 | 2002-09-09 | ||
PCT/US2003/028341 WO2004022903A2 (en) | 2002-09-09 | 2003-09-09 | Top drive swivel apparatus and method |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
BR0314519A BR0314519A (pt) | 2005-07-26 |
BR0314519B1 true BR0314519B1 (pt) | 2014-04-22 |
Family
ID=31978729
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
BRPI0314519-0A BR0314519B1 (pt) | 2002-09-09 | 2003-09-09 | Cabeça de injeção de acionamento de topo |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (4) | US7007753B2 (pt) |
EP (2) | EP1870558A3 (pt) |
AT (1) | ATE377136T1 (pt) |
AU (1) | AU2003273309A1 (pt) |
BR (1) | BR0314519B1 (pt) |
CA (1) | CA2532793C (pt) |
DE (1) | DE60317215D1 (pt) |
WO (1) | WO2004022903A2 (pt) |
Families Citing this family (93)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7866390B2 (en) * | 1996-10-04 | 2011-01-11 | Frank's International, Inc. | Casing make-up and running tool adapted for fluid and cement control |
US6742596B2 (en) | 2001-05-17 | 2004-06-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for tubular makeup interlock |
US7281582B2 (en) | 2002-09-09 | 2007-10-16 | Mako Rentals, Inc. | Double swivel apparatus and method |
WO2004022903A2 (en) * | 2002-09-09 | 2004-03-18 | Tomahawk Wellhead & Services, Inc. | Top drive swivel apparatus and method |
US8726994B2 (en) | 2002-09-09 | 2014-05-20 | Mako Rentals, Inc. | Double swivel apparatus and method |
USRE42877E1 (en) | 2003-02-07 | 2011-11-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for wellbore construction and completion |
US7874352B2 (en) | 2003-03-05 | 2011-01-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus for gripping a tubular on a drilling rig |
US7815214B2 (en) * | 2003-09-09 | 2010-10-19 | Sabol Jeffrey P | Rotatable sports board binding adapter |
US7377324B2 (en) * | 2003-11-10 | 2008-05-27 | Tesco Corporation | Pipe handling device, method and system |
US8057551B2 (en) * | 2004-04-23 | 2011-11-15 | Prosthetic Design, Inc. | Lanyard suspension system for a prosthetic limb |
US7188686B2 (en) * | 2004-06-07 | 2007-03-13 | Varco I/P, Inc. | Top drive systems |
US7320374B2 (en) * | 2004-06-07 | 2008-01-22 | Varco I/P, Inc. | Wellbore top drive systems |
CA2514136C (en) * | 2004-07-30 | 2011-09-13 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods of setting and retrieving casing with drilling latch and bottom hole assembly |
AU2011202913B2 (en) * | 2004-11-30 | 2012-04-19 | Mako Rentals, Inc. | Downhole swivel apparatus and method |
US7296628B2 (en) * | 2004-11-30 | 2007-11-20 | Mako Rentals, Inc. | Downhole swivel apparatus and method |
CA2532907C (en) * | 2005-01-12 | 2008-08-12 | Weatherford/Lamb, Inc. | One-position fill-up and circulating tool |
US20060180312A1 (en) * | 2005-02-11 | 2006-08-17 | Bracksieck Neal E | Displacement annular swivel |
US7487848B2 (en) * | 2006-04-28 | 2009-02-10 | Varco I/P, Inc. | Multi-seal for top drive shaft |
US7401664B2 (en) * | 2006-04-28 | 2008-07-22 | Varco I/P | Top drive systems |
US8579033B1 (en) | 2006-05-08 | 2013-11-12 | Mako Rentals, Inc. | Rotating and reciprocating swivel apparatus and method with threaded end caps |
EP2016254B1 (en) * | 2006-05-08 | 2017-03-22 | Mako Rentals, Inc. | Downhole swivel apparatus and method |
US7533720B2 (en) * | 2006-05-24 | 2009-05-19 | Mako Rentals, Inc. | Seal configuration for top drive swivel apparatus and method |
US20080060818A1 (en) * | 2006-09-07 | 2008-03-13 | Joshua Kyle Bourgeois | Light-weight single joint manipulator arm |
SE530873C2 (sv) * | 2007-02-14 | 2008-09-30 | Atlas Copco Rock Drills Ab | Anordning vid bergborrning |
US7748445B2 (en) * | 2007-03-02 | 2010-07-06 | National Oilwell Varco, L.P. | Top drive with shaft seal isolation |
US7614461B2 (en) * | 2007-03-07 | 2009-11-10 | Barbera James S | Lubricated pilot tubes for use with auger boring machine pilot steering system and use thereof |
CN101092869B (zh) * | 2007-07-23 | 2010-05-12 | 辽河石油勘探局 | 一种双管回转式反循环冲砂接头 |
US8627890B2 (en) * | 2007-07-27 | 2014-01-14 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotating continuous flow sub |
NO2176503T3 (pt) * | 2007-08-06 | 2018-03-24 | ||
CA2707050C (en) * | 2007-12-12 | 2014-02-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Top drive system |
US7841413B1 (en) * | 2008-02-04 | 2010-11-30 | Mako Rentals, Inc. | Pre-made up side entry sub apparatus and method |
CA2717638C (en) * | 2008-03-11 | 2013-06-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flowback tool |
DE502008000598D1 (de) * | 2008-04-28 | 2010-06-10 | Bauer Maschinen Gmbh | Anschlussvorrichtung zum Bilden einer Fluidzuführung |
US8365834B2 (en) | 2008-05-02 | 2013-02-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | Tubular handling apparatus |
US7798251B2 (en) | 2008-05-23 | 2010-09-21 | Tesco Corporation | Circulation system for retrieval of bottom hole assembly during casing while drilling operations |
US8069922B2 (en) | 2008-10-07 | 2011-12-06 | Schlumberger Technology Corporation | Multiple activation-device launcher for a cementing head |
US9163470B2 (en) | 2008-10-07 | 2015-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Multiple activation-device launcher for a cementing head |
US8381808B2 (en) | 2008-10-29 | 2013-02-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Cement head |
US8196650B1 (en) | 2008-12-15 | 2012-06-12 | Mako Rentals, Inc. | Combination swivel and ball dropper |
EP2416743B1 (en) * | 2009-04-10 | 2016-03-30 | Tecres S.P.A. | Surgical device for injecting cement into a bone cavity |
US8672042B2 (en) * | 2009-06-01 | 2014-03-18 | Tiw Corporation | Continuous fluid circulation valve for well drilling |
EP2314829A1 (en) | 2009-10-21 | 2011-04-27 | Services Pétroliers Schlumberger | Modular dart launching valve |
AU2014203078B2 (en) * | 2010-01-06 | 2016-05-19 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Rotating continuous flow sub |
US8240372B2 (en) * | 2010-04-15 | 2012-08-14 | Premiere, Inc. | Fluid power conducting swivel |
CA2807650C (en) | 2010-08-09 | 2015-11-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Fill up tool |
US8733434B2 (en) * | 2010-08-24 | 2014-05-27 | Baker Hughes Incorporated | Connector for use with top drive system |
SE535183C2 (sv) * | 2010-09-09 | 2012-05-15 | Atlas Copco Secoroc Ab | Korrosionsskyddad nackadapter för en bergborrmaskin, förfarande samt bergborrmaskin innefattande korrosionsskyddad nackadepter |
US8826992B2 (en) * | 2011-04-12 | 2014-09-09 | Saudi Arabian Oil Company | Circulation and rotation tool |
CA2836765C (en) * | 2011-06-05 | 2016-07-05 | Noetic Technologies Inc. | Inner string cementing tool |
RU2470139C1 (ru) * | 2011-07-29 | 2012-12-20 | Открытое акционерное общество "Кыштымское машиностроительное объединение" | Вертлюг бурового станка |
WO2013130977A2 (en) * | 2012-03-01 | 2013-09-06 | Saudi Arabian Oil Company | A continuous rotary drilling system and method of use |
CN102756945A (zh) * | 2012-06-21 | 2012-10-31 | 新兴铸管股份有限公司 | 一种气力输送管自动缠绕装置 |
GB2507083A (en) * | 2012-10-18 | 2014-04-23 | Managed Pressure Operations | Apparatus for continuous circulation drilling. |
US9500045B2 (en) | 2012-10-31 | 2016-11-22 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Reciprocating and rotating section and methods in a drilling system |
SE537720C2 (sv) * | 2012-11-21 | 2015-10-06 | Atlas Copco Rock Drills Ab | Anordning vid ett spolhuvud till en bergborrmaskin jämte bergborrmaskin |
US9316071B2 (en) | 2013-01-23 | 2016-04-19 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Contingent continuous circulation drilling system |
US10272273B2 (en) * | 2013-03-01 | 2019-04-30 | Draeger Safety Uk Limited | Fluid adapter and fluid coupling |
CN103277059B (zh) * | 2013-05-30 | 2015-11-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 负压联合冲砂、强制排砂装置 |
RU2562623C1 (ru) * | 2014-06-06 | 2015-09-10 | Закрытое акционерное общество "НТ КУРС" | Вертлюг непрерывной промывки |
CN107075924B (zh) * | 2014-12-30 | 2021-03-12 | 哈里伯顿能源服务公司 | 等速接头设备、系统和方法 |
CN104963637A (zh) * | 2015-06-03 | 2015-10-07 | 江苏省无锡探矿机械总厂有限公司 | 应用于液压顶驱式动力头的可集渣式冲刷器 |
US10626683B2 (en) | 2015-08-11 | 2020-04-21 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Tool identification |
US10465457B2 (en) | 2015-08-11 | 2019-11-05 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Tool detection and alignment for tool installation |
MX2018002078A (es) | 2015-08-20 | 2019-01-30 | Weatherford Tech Holdings Llc | Dispositivo de medicion de torque del mando superior. |
US10323484B2 (en) | 2015-09-04 | 2019-06-18 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Combined multi-coupler for a top drive and a method for using the same for constructing a wellbore |
EP3347559B1 (en) | 2015-09-08 | 2021-06-09 | Weatherford Technology Holdings, LLC | Genset for top drive unit |
US10590744B2 (en) | 2015-09-10 | 2020-03-17 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Modular connection system for top drive |
US10167671B2 (en) | 2016-01-22 | 2019-01-01 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Power supply for a top drive |
US11162309B2 (en) | 2016-01-25 | 2021-11-02 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Compensated top drive unit and elevator links |
CN106639969B (zh) * | 2016-11-29 | 2019-03-15 | 中国石油天然气股份有限公司 | 小井眼侧钻井射孔井段的封堵方法 |
US10704364B2 (en) | 2017-02-27 | 2020-07-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Coupler with threaded connection for pipe handler |
US10954753B2 (en) | 2017-02-28 | 2021-03-23 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Tool coupler with rotating coupling method for top drive |
GB201703263D0 (en) * | 2017-02-28 | 2017-04-12 | Sudelac Ltd | Head apparatus |
US10480247B2 (en) | 2017-03-02 | 2019-11-19 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Combined multi-coupler with rotating fixations for top drive |
US11131151B2 (en) | 2017-03-02 | 2021-09-28 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Tool coupler with sliding coupling members for top drive |
US10443326B2 (en) | 2017-03-09 | 2019-10-15 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Combined multi-coupler |
US10247246B2 (en) | 2017-03-13 | 2019-04-02 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Tool coupler with threaded connection for top drive |
US10711574B2 (en) | 2017-05-26 | 2020-07-14 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Interchangeable swivel combined multicoupler |
US10544631B2 (en) | 2017-06-19 | 2020-01-28 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Combined multi-coupler for top drive |
US10526852B2 (en) | 2017-06-19 | 2020-01-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Combined multi-coupler with locking clamp connection for top drive |
CN107143327A (zh) * | 2017-06-23 | 2017-09-08 | 四川省金核地质勘查工程有限公司 | 一种贯通式通缆的方法 |
US10355403B2 (en) | 2017-07-21 | 2019-07-16 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Tool coupler for use with a top drive |
US10527104B2 (en) | 2017-07-21 | 2020-01-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Combined multi-coupler for top drive |
US10745978B2 (en) | 2017-08-07 | 2020-08-18 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Downhole tool coupling system |
US11047175B2 (en) | 2017-09-29 | 2021-06-29 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Combined multi-coupler with rotating locking method for top drive |
US11441412B2 (en) | 2017-10-11 | 2022-09-13 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Tool coupler with data and signal transfer methods for top drive |
US12023571B2 (en) | 2018-11-28 | 2024-07-02 | Jeffrey P. Sabol | Rotatable sports-board binding adapter with translatable low-friction pucks |
US11506314B2 (en) | 2018-12-10 | 2022-11-22 | National Oilwell Varco Uk Limited | Articulating flow line connector |
WO2021003178A1 (en) | 2019-07-01 | 2021-01-07 | National Oilwell Varco, L.P. | Smart manifold |
US11702916B2 (en) | 2020-12-22 | 2023-07-18 | National Oilwell Varco, L.P. | Controlling the flow of fluid to high pressure pumps |
TWI782552B (zh) * | 2021-05-31 | 2022-11-01 | 義高工業股份有限公司 | 出水螺帽及包含出水螺帽的設備 |
US11661802B1 (en) * | 2022-07-14 | 2023-05-30 | Saudi Arabian Oil Company | Cross BOP swivel joint for string rotation during well control events |
CN115949378B (zh) * | 2023-03-03 | 2024-06-28 | 扬州睿德石油机械有限公司 | 一种用于油田作业的充填工具 |
Family Cites Families (21)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
USRE21677E (en) | 1940-12-24 | Suspension hydraulic swivel and feed | ||
US1704053A (en) | 1925-03-16 | 1929-03-05 | Sullivan Machinery Co | Drilling mechanism |
US2113647A (en) * | 1936-01-13 | 1938-04-12 | Emsco Derrick & Equip Co | Rotary swivel |
US3750749A (en) * | 1971-04-19 | 1973-08-07 | Halliburton Services | Swivel control head and method of control |
US3720264A (en) * | 1971-06-07 | 1973-03-13 | Chevron Res | High pressure jet well cleaning |
US3850241A (en) * | 1972-07-24 | 1974-11-26 | Chevron Res | High pressure jet well cleaning |
US4187920A (en) * | 1977-11-23 | 1980-02-12 | Tri-State Oil Tool Industries, Inc. | Enlarged bore hole drilling method and apparatus |
US4418947A (en) | 1980-03-21 | 1983-12-06 | Fmc Corporation | Swivel joint for improved bearing and seal life |
US4722389A (en) * | 1986-08-06 | 1988-02-02 | Texas Iron Works, Inc. | Well bore servicing arrangement |
US4854383A (en) * | 1988-09-27 | 1989-08-08 | Texas Iron Works, Inc. | Manifold arrangement for use with a top drive power unit |
US4995457A (en) | 1989-12-01 | 1991-02-26 | Halliburton Company | Lift-through head and swivel |
US5236035A (en) * | 1992-02-13 | 1993-08-17 | Halliburton Company | Swivel cementing head with manifold assembly |
US5293933A (en) * | 1992-02-13 | 1994-03-15 | Halliburton Company | Swivel cementing head with manifold assembly having remote control valves and plug release plungers |
NO934805L (no) * | 1993-03-26 | 1994-09-27 | Masx Energy Services Group Inc | Manifoldanordning |
US5443122A (en) * | 1994-08-05 | 1995-08-22 | Halliburton Company | Plug container with fluid pressure responsive cleanout |
US5950724A (en) * | 1996-09-04 | 1999-09-14 | Giebeler; James F. | Lifting top drive cement head |
US6553825B1 (en) * | 2000-02-18 | 2003-04-29 | Anthony R. Boyd | Torque swivel and method of using same |
CA2450432C (en) | 2001-06-12 | 2007-12-04 | Utex Industries, Inc. | Packing assembly for rotary drilling swivels |
US6904970B2 (en) * | 2001-08-03 | 2005-06-14 | Smith International, Inc. | Cementing manifold assembly |
WO2004022903A2 (en) * | 2002-09-09 | 2004-03-18 | Tomahawk Wellhead & Services, Inc. | Top drive swivel apparatus and method |
US7533720B2 (en) * | 2006-05-24 | 2009-05-19 | Mako Rentals, Inc. | Seal configuration for top drive swivel apparatus and method |
-
2003
- 2003-09-09 WO PCT/US2003/028341 patent/WO2004022903A2/en active IP Right Grant
- 2003-09-09 BR BRPI0314519-0A patent/BR0314519B1/pt active IP Right Grant
- 2003-09-09 AU AU2003273309A patent/AU2003273309A1/en not_active Abandoned
- 2003-09-09 AT AT03755808T patent/ATE377136T1/de not_active IP Right Cessation
- 2003-09-09 EP EP07117849A patent/EP1870558A3/en not_active Withdrawn
- 2003-09-09 CA CA2532793A patent/CA2532793C/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-09-09 US US10/658,092 patent/US7007753B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2003-09-09 DE DE60317215T patent/DE60317215D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2003-09-09 EP EP03755808A patent/EP1540131B8/en not_active Expired - Lifetime
-
2006
- 2006-03-07 US US11/371,168 patent/US7249632B2/en active Active
-
2007
- 2007-07-31 US US11/831,475 patent/US7500518B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2009
- 2009-03-10 US US12/400,861 patent/US7845408B2/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20080179058A1 (en) | 2008-07-31 |
EP1540131B1 (en) | 2007-10-31 |
CA2532793A1 (en) | 2004-03-18 |
US7500518B2 (en) | 2009-03-10 |
BR0314519A (pt) | 2005-07-26 |
CA2532793C (en) | 2010-08-10 |
US7845408B2 (en) | 2010-12-07 |
EP1870558A3 (en) | 2009-06-24 |
DE60317215D1 (de) | 2007-12-13 |
AU2003273309A1 (en) | 2004-03-29 |
US20050034853A1 (en) | 2005-02-17 |
US20090223666A1 (en) | 2009-09-10 |
EP1540131A2 (en) | 2005-06-15 |
WO2004022903A2 (en) | 2004-03-18 |
WO2004022903A3 (en) | 2005-02-17 |
US7249632B2 (en) | 2007-07-31 |
EP1540131B8 (en) | 2007-12-12 |
ATE377136T1 (de) | 2007-11-15 |
EP1540131A4 (en) | 2006-04-26 |
US7007753B2 (en) | 2006-03-07 |
AU2003273309A8 (en) | 2004-03-29 |
US20060289154A1 (en) | 2006-12-28 |
EP1870558A2 (en) | 2007-12-26 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
BR0314519B1 (pt) | Cabeça de injeção de acionamento de topo | |
US11105163B2 (en) | Seal configuration for top drive swivel apparatus and method | |
US8893773B2 (en) | Combination swivel and ball dropper | |
US10590730B2 (en) | Packer box and method for installation or withdrawal of a packer element in, respectively from a packer box for use in petroleum drilling |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
B08F | Application dismissed because of non-payment of annual fees [chapter 8.6 patent gazette] |
Free format text: REFERENTE A 3A ANUIDA DE. |
|
B08H | Application fees: decision cancelled [chapter 8.8 patent gazette] |
Free format text: REFERENTE AO DESPACHO PUBLICADO NA RPI 2077 DE 26/10/2010. |
|
B07A | Application suspended after technical examination (opinion) [chapter 7.1 patent gazette] | ||
B09A | Decision: intention to grant [chapter 9.1 patent gazette] | ||
B16A | Patent or certificate of addition of invention granted [chapter 16.1 patent gazette] |
Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 10 (DEZ) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 22/04/2014, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS. |
|
B24B | Patent annual fee: requirement for complementing annual fee |
Free format text: COMPLEMENTAR A RETRIBUICAO DA(S) 14A. ANUIDADE(S), DE ACORDO COM TABELA VIGENTE, REFERENTE A(S) GUIA(S) DE RECOLHIMENTO 0000921608536237. |
|
B24D | Patent annual fee: restoration after fee payment |