BRPI0708417A2 - underwater well system, and method for using an umbilical - Google Patents
underwater well system, and method for using an umbilical Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0708417A2 BRPI0708417A2 BRPI0708417-0A BRPI0708417A BRPI0708417A2 BR PI0708417 A2 BRPI0708417 A2 BR PI0708417A2 BR PI0708417 A BRPI0708417 A BR PI0708417A BR PI0708417 A2 BRPI0708417 A2 BR PI0708417A2
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- seal
- riser
- wellhead
- eruption
- plug
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 16
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 4
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 claims description 3
- 210000000476 body water Anatomy 0.000 claims 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 238000009844 basic oxygen steelmaking Methods 0.000 description 5
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 5
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 5
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 4
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 2
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 238000011076 safety test Methods 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/035—Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
-
- 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
- E21B15/00—Supports for the drilling machine, e.g. derricks or masts
- E21B15/02—Supports for the drilling machine, e.g. derricks or masts specially adapted for underwater drilling
-
- 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
- E21B17/01—Risers
-
- 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
- E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
- E21B19/22—Handling reeled pipe or rod units, e.g. flexible drilling pipes
-
- 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
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
- E21B21/085—Underbalanced techniques, i.e. where borehole fluid pressure is below formation pressure
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Farming Of Fish And Shellfish (AREA)
Abstract
SISTEMA DE POçO SUBMARINO, E, MéTODO PARA USAR UM UMBILICAL Um sistema de poço submarino que compreende um navio localizado em um corpo de água, um obturador anti-erupção conectado a dito navio, o obturador anti-erupção definindo um topo do sistema; um tubo de subida que compreende uma primeira extremidade conectada a dito obturador anti-erupção no topo do sistema e uma segunda extremidade conectada a uma cabeça de poço de um furo de poço no fundo do sistema; uma vedação localizada dentro do tubo de subida abaixo do obturador anti-erupção e acima da cabeça de poço; e um umbilical dentro do tubo de subida conectado ao navio em uma primeira extremidade e conectado à vedação em uma segunda extremidade.SUBMARINE WELL SYSTEM, AND, METHOD FOR USING AN UMBILICAL An underwater well system comprising a vessel located in a body of water, an anti-eruption plug connected to said vessel, the anti-eruption plug defining a system top; a riser tube comprising a first end connected to said anti-eruption plug at the top of the system and a second end connected to a wellhead of a wellhead at the bottom of the system; a seal located inside the riser tube below the anti-eruption plug and above the wellhead; and an umbilical inside the riser connected to the ship at one end and connected to the seal at a second end.
Description
"SISTEMA DE POÇO SUBMARINO, E, MÉTODO PARA USAR UM"SUBMARINE WELL SYSTEM, AND METHOD FOR USING A
UMBILICAL"UMBILICAL"
Campo da InvençãoField of the Invention
A presente invenção é direcionada para utilizar um umbilicalem conjunto com uma pilha de obturadores anti-erupção de superfície.The present invention is directed to utilizing an umbilical in conjunction with a stack of surface anti-eruption shutters.
Fundamento da InvençãoBackground of the Invention
Exploração e produção de hidrocarbonetos a partir dereservatórios submarinos é um processo caro e consumidor de tempo. Osprocessos de perfuração e produção utilizados para obter produtoshidrocarbonetos de poços submarinos muitas vezes requerem alocação deinvestimentos caros, tais como em instalações de perfuração e produçãoflutuantes localizadas costa afora. Existem inúmeros problemas associadoscom perfuração e produção costa afora em águas profundas, que não sãoencontrados em operações de águas rasas ou em terra.Exploration and production of hydrocarbons from subsea reservoirs is an expensive and time consuming process. Drilling and production processes used to obtain underwater well hydrocarbons often require the allocation of expensive investments, such as in offshore drilling and production facilities. There are numerous problems associated with deepwater drilling and offshore production that are not encountered in shallow or onshore operations.
O primeiro entre estes é o ambiente marinho. Diferentementedo ambiente de superfície muito do equipamento de controle e de perfuraçãocosta afora em águas profundas está localizado no fundo do mar e não estásubmetido a controle direto e monitoramento - simplesmente não se pode vero equipamento sem a utilização de veículos operados de maneira remotaequipados com visão (ROVs).First among these is the marine environment. Unlike the surface environment much of the deepwater offshore drilling and control equipment is located on the sea floor and is not subject to direct control and monitoring - you simply cannot see equipment without the use of remote-operated vehicles with vision (ROVs). ).
Operações costa afora podem utilizar a localização de umaunidade de perfuração flutuante e/ou unidade de produção em águaslocalizadas, genericamente, acima do reservatório de interesse. Aprofundidade da água pode se situar desde diversas centenas de metros atéprofundidades de diversos quilômetros. Um tubo de subida de perfuraçãoconstituído de elemento genericamente cilíndrico pode ser fornecido e seestende a partir de uma cabeça de poço localizada no fundo do mar até aplataforma de perfuração localizada acima da superfície da água. O tubo desubida opera para proteger a coluna de perfuração durante operações, e atuacomo um segmento circular artificial.Offshore operations may utilize the location of a floating drilling unit and / or production unit in waters generally located above the reservoir of interest. Water depths can range from several hundred meters to depths of several kilometers. A generally cylindrical element drilling riser can be supplied and extends from a wellhead located at the bottom of the sea to the drilling rig located above the water surface. The clear tube operates to protect the drill string during operations, and acts as an artificial circular segment.
Os tubos de subida podem ser formados de artigostubulares/juntas de metal articuladas juntas. Elementos de flutuação, tambémchamados flutuadores podem ser fixados à superfície externa do tubo desubida de perfuração ao longo de seu comprimento, para estabelecerflutuabilidade essencialmente neutra.The riser pipes can be formed from hinged tubular / metal joints hinged together. Buoyancy elements, also called floats, may be attached to the outer surface of the drill pipe along its length to establish essentially neutral buoyancy.
Como com operações de perfuração em terra, operações deperfuração submarinas usualmente fornecem um meio para fechar o poço emsituações de emergência. Genericamente, uma série de obturadores anti-erupção (BOPs) referidos como uma pilha BOP, são utilizados para controlarescoamento do poço em tais casos. A pilha BOP tipicamente consiste dediversos BOPs conectados um ao outro e à cabeça de poço, e pode incluirêmbolo de cisalhamento ou BOPs anelares. Em operações em terra a pilhaBOP está tipicamente, logo abaixo da mesa rotativa é pode ser facilmentemonitorada e operada em resposta a um evento de poço importante. Contudo,em sistemas de perfuração submarinos convencionais a pilha BOP élocalizada no fundo do mar e requer diversas linhas umbilicais e linhas decontrole para monitorar condições e operar a pilha BOP. Será apreciado quede maneira similar à coluna de perfuração e tubo de subida de perfuração oumbilical e linhas de controle devem atravessar a distância entre a plataformacosta afora e a cabeça de poço submarina.As with shore drilling operations, subsea drilling operations usually provide a means to close the well in emergency situations. Generally, a series of anti-eruption shutters (BOPs), referred to as a BOP stack, are used to control the well pit in such cases. The BOP stack typically consists of several BOPs connected to each other and to the wellhead, and may include shear plungers or annular BOPs. In ground operations the BOP stack is typically just below the rotary table and can be easily monitored and operated in response to a major well event. However, in conventional subsea drilling systems the BOP stack is located at the bottom of the sea and requires multiple umbilical lines and control lines to monitor conditions and operate the BOP stack. It will be appreciated that in a similar manner to the drill string and umbilical drill riser and control lines should cross the distance between the back deck and the underwater wellhead.
Condições meta-oceânicas, tais como tempestades de inverno,furacões e tufões adicionam ainda um outro elemento de complexidade aoperações de perfuração costa afora. Durante tais eventos, operações deperfuração e/ou produção são tipicamente suspensas, e a tripulação éevacuada. No caso de plataformas costa afora fixas ou plataformas de torrecomplacente, o tubo de subida é muitas vezes deixado no lugar, uma vez queele é suportado por um sistema condutor que se estende desde junto àsuperfície até junto do fundo do mar. Plataformas flutuantes costa aforaapresentam problemas diferentes uma vez que não há condutores parasuportar o sistema de tubo de subida o qual depende, ao invés disso, de umacombinação de células de flutuação e tensionadores do lado superior parasuporte. Caso uma condição meta-oceânica ocorra, a tripulação é, da mesmamaneira evacuada, deixando o sistema de tubo de subida sujeito a tensões decorrente bem como tensões de vento e onda colocadas sobre a plataformaflutuante. Para impedir que ocorra dano o sistema de tubo de subida é muitasvezes desconectado da pilha BOP do fundo do mar e transportado juntamentecom as linhas de controle para a superfície da plataforma. Depois que acondição acabe, o sistema de tubo de subida, bem como os umbilicais e linhasde controle, são então reconectados à pilha BOP do fundo do mar e uma sériede testes de segurança, consumidores de tempo, são realizados antes que aperfuração possa reiniciar.Meta-ocean conditions such as winter storms, hurricanes and typhoons add yet another element of complexity to offshore drilling operations. During such events, drilling and / or production operations are typically suspended, and the crew is evacuated. For fixed offshore platforms or torrent platforms, the riser is often left in place as it is supported by a conductive system that extends from the surface to the bottom of the sea. Coastal floating platforms present different problems as there are no conductors to support the riser system which depends instead on a combination of float cells and tensioners on the upper side for support. Should a meta-oceanic condition occur, the crew is likewise evacuated, leaving the riser tube system subject to stresses as well as wind and wave stresses placed on the floating platform. To prevent damage, the riser system is often disconnected from the seabed BOP stack and transported together with the control lines to the platform surface. After the condition is over, the riser system, as well as the umbilicals and control lines, are then reconnected to the deep-sea BOP stack and a time-consuming safety test is performed before drilling can resume.
Será apreciado que o tempo requerido para desconectar e emseguida reconectar o sistema de tubo de subida resulta em perda significativade tempo da plataforma de perfuração, particularmente no caso deplataformas costa afora. A reconexão inclui, tipicamente, descer o tubo desubida e umbilicais associados para a pilha BOP do fundo do mar, e estes sãotipicamente re conectados utilizando ROVs. O processo de reconexão podetomar diversas horas, seguidas por dias de teste.It will be appreciated that the time required to disconnect and then reconnect the riser system results in significant loss of drilling rig time, particularly in the case of offshore platforms. The reconnection typically includes descending the desubated tube and associated umbilicals to the seabed BOP stack, and these are typically reconnected using ROVs. The reconnection process may take several hours, followed by test days.
Também utilizando equipamento BOP submarinoconvencional, tempo crítico da plataforma de perfuração é necessário paraoperar, o BOP submarino e seus acessórios. Existe correlação entre aprofundidade da água e o tempo envolvido. Também existe um riscoassociado de perda de tempo simplesmente devido à complexidade doequipamento. Em adição ao tempo ao perdido associado com o equipamentoBOP submarino convencional, BOPs submarinos convencionais requerem autilização de um tubo de subida de grande diâmetro o qual, por sua vez,requer mais espaço de armazenagem no convés da plataforma antes dainstalação de dito tubo de subida. Os tubos de subida de grane diâmetrotambém requerem capacidade elevada de tensionamento de tubo de subidae/ou elementos de flutuação adicionais.Also using conventional subsea BOP equipment, critical drilling rig time is required to operate the subsea BOP and its accessories. There is a correlation between water depth and the time involved. There is also an associated risk of wasting time simply because of the complexity of the equipment. In addition to the time lost associated with conventional subsea BOP equipment, conventional subsea BOPs require the use of a large diameter riser pipe which, in turn, requires more storage space on the deck deck prior to installation of said riser pipe. Large diameter risers also require high sub-pipe tensioning capacity or additional flotation elements.
Tecnologia de pilha BOP de superfície (SBOP) supera algunsdos problemas descritos para BOPs submarinos. O SBOP é colocado sobre ouligeiramente abaixo do convés de uma plataforma de perfuração costa afora.O tubo de subida que conecta a cabeça de poço ao BOP de superfície pode serum tubo de subida de alta pressão capaz de suportar pressão de formação apartir do poço.Surface BOP (SBOP) stack technology overcomes some of the problems described for subsea BOPs. The SBOP is placed on or slightly below the deck of an offshore drilling rig. The riser that connects the wellhead to the surface BOP can be a high pressure riser capable of withstanding formation pressure from the well.
Infelizmente também podem surgir problemas associados coma utilização de uma pilha BOP de superfície. Durante completações ou outrasoperações pode ser desejado controlar uma ferramenta ou outro dispositivofuro abaixo com a utilização de um umbilical. Alguns umbilicais poderiam seresmagados se utilizados dentro do ambiente de alta pressão abaixo de umapilha SBOP.Unfortunately problems can also arise associated with using a surface BOP battery. During completions or other operations it may be desired to control a tool or other device below with the use of an umbilical. Some umbilicals could be crushed if used within the high pressure environment below an SBOP battery.
A Patente U.S. 6.672.390 divulga sistemas e métodos para aconstrução e produção eficientes em tempo e mão-de-obra de poçossubmarinos. Os sistemas genericamente compreendem uma pilha deobturador anti-erupção de superfície, um tubo de subida de alta pressão e umaárvore de natal de perfuração transpassante. Os sistemas podem aindacompreender um dispositivo de fechamento e desconexão submarino. APatente U.S. 6.672.390 é aqui com isto incorporada para referência em suatotalidade.U.S. Patent 6,672,390 discloses systems and methods for time and labor efficient construction and production of submarine wells. The systems generally comprise a surface anti-burst shutter stack, a high pressure riser pipe and a piercing drill christmas tree. The systems may further comprise an underwater closing and disconnecting device. U.S. Patent 6,672,390 is hereby incorporated herein by reference in its entirety.
Assim existe uma necessidade na técnica por sistemas emétodos para perfuração e completação eficientes em tempo para poços emambientes marinhos, que não sofram das desvantagens dos sistemas emétodos da técnica precedente.Thus there is a need in the art for time-efficient drilling and completion methods for wells and marine environments that do not suffer from the disadvantages of prior art methods.
Existe uma outra necessidade por sistemas e métodos queutilizem uma pilha SBOP que venha permitir a utilização de um umbilical.Sumário da InvençãoThere is another need for systems and methods that use an SBOP battery that will allow the use of an umbilical.
Em um aspecto a invenção fornece um sistema de poçosubmarino que compreende um navio localizado em um corpo de água; umobturador anti-erupção conectado a dito navio, o obturador anti-erupçãodefinindo um topo do sistema; um tubo de subida que compreende umaprimeira extremidade conectada a dito obturador anti-erupção no topo dosistema e uma segunda extremidade conectada a uma cabeça de poço de umfuro de poço no fundo do sistema; uma vedação localizada dentro do tubo desubida abaixo do obturador anti-erupção e acima da cabeça de poço, e umumbilical dentro do tubo de subida, conectado ao navio em uma primeiraextremidade e conectado à vedação em uma segunda extremidade.In one aspect the invention provides a subsea well system comprising a vessel located in a body of water; an anti-eruption shutter connected to said vessel, the anti-eruption shutter defining a top of the system; a riser tube comprising a first end connected to said anti-eruption plug at the top of the system and a second end connected to a wellhead of a well hole at the bottom of the system; a seal located within the desubstantial tube below the anti-eruption plug and above the wellhead, and umumbilical within the riser tube, connected to the ship at a first end and connected to the seal at a second end.
Em um outro aspecto, a invenção fornece um método quecompreende instalar um tubo de subida a partir de um navio no topo de umcorpo de água a uma cabeça de poço no fundo do corpo de água; instalar umobturador anti-erupção adjacente ao topo do corpo de água; abaixar umavedação dentro do tubo de subida até um ponto abaixo do obturador anti-erupção e acima da cabeça de poço; conectar um umbilical entre o navio e avedação; e ativar a vedação para definir uma primeira região de pressãodentro do tubo de subida acima da mesa da vedação, e uma segunda região depressão dentro do tubo de subida abaixo da vedação.In another aspect, the invention provides a method comprising installing a riser from a ship on top of a body of water to a wellhead at the bottom of the body of water; install an explosion proof plug adjacent the top of the body of water; lower sealing into the riser to a point below the anti-eruption plug and above the wellhead; connect an umbilical between the ship and seal; and activating the seal to define a first pressure region within the riser above the seal table, and a second depression region within the riser below the seal.
Vantagens da invenção podem incluir um ou mais do queAdvantages of the invention may include one or more than
segue:Follow:
Um umbilical e método de utilização em conjunto com umobturador anti-erupção da superfície melhorados.An umbilical and method of use in conjunction with an improved anti-eruption surface shutter.
Um obturador anti-erupção da superfície e método deutilização melhorados.An improved anti-eruption surface shutter and use method.
Um umbilical e método de utilização para controlar umaferramenta em um tubo de subida melhorados.An umbilical and method of use to control an improved riser tube tool.
Uma vedação e método de utilização em um tubo de subidamelhorados.A seal and method of use on a sub-improved tube.
Um sistema de inflação de vedação e utilização melhorados.Breve Descrição dos DesenhosAn improved sealing and utilization inflation system. Brief Description of the Drawings
A figura 1 é uma ilustração de um sistema de perfuração costaafora.Figure 1 is an illustration of a costaafora drilling system.
A figura 2 é uma ilustração de um sistema de perfuração costaafora.Figure 2 is an illustration of a costaafora drilling system.
A figura 3 é uma ilustração de um sistema de perfuração costaafora.Figure 3 is an illustration of a costaafora drilling system.
A figura 4 é uma ilustração de um mecanismo de vedaçãodentro de um tubular.Figure 4 is an illustration of a sealing mechanism within a tubular.
Descrição Detalhada dos DesenhosDetailed Description of the Drawings
Em uma configuração é divulgado um sistema de poçosubmarino que compreende um navio localizado em um corpo de água; umobturador anti-erupção conectado a dito navio, o obturador anti-erupçãodefinindo um topo do sistema; um tubo de subida que compreende umaprimeira extremidade conectada a dito obturador anti-erupção no topo dosistema e uma segunda extremidade conectada a uma cabeça de poço de umfuro de poço no fundo do sistema; uma vedação localizada dentro do tubo desubida abaixo do obturador anti-erupção e acima da cabeça de poço; e umumbilical dentro do tubo de subida conectado ao navio em uma primeiraextremidade e conectado à vedação em uma segunda extremidade. Emalgumas configurações o sistema também inclui um dispositivo defechamento e desconexão submarino posicionado abaixo da vedação e acimada cabeça de poço. Em algumas configurações a cabeça de poço é conectada aum revestimento de tubulação em interior de dito furo de poço. Em algumasconfigurações dito obturador anti-erupção é posicionado acima do nível domar e controlado de acima do nível do mar. Em algumas configurações osistema também inclui uma árvore de natal de perfuração transpassante,posicionada na cabeça de poço. Em algumas configurações dito tubo desubida é utilizado na perfuração através do furo de poço para o interior deuma formação e na produção de um produto a partir de dita formação. Emalgumas configurações dita vedação separa uma região de baixa pressãodentro do tubo de subida acima da vedação e abaixo do obturador anti-erupção e uma região de alta pressão dentro do tubo de subida abaixo davedação e acima da cabeça de poço. Em algumas configurações o sistematambém inclui uma ferramenta dentro da região de alta pressão. Em algumasconfigurações dita ferramenta é controlada por meio do umbilical. Emalgumas configurações dita vedação compreende elementos expansíveismóveis desde uma posição de pequeno diâmetro e uma segunda posição degrande diâmetro, na qual dita vedação oclui dito tubo de subida quando avedação está na segunda posição de grande diâmetro.In one embodiment a submarine well system comprising a ship located in a body of water is disclosed; an anti-eruption shutter connected to said vessel, the anti-eruption shutter defining a top of the system; a riser tube comprising a first end connected to said anti-eruption plug at the top of the system and a second end connected to a wellhead of a well hole at the bottom of the system; a seal located within the clear tube below the blowout plug and above the wellhead; and umumbilical within the riser connected to the ship at a first end and connected to the seal at a second end. In some configurations the system also includes an undersea closing and disconnecting device positioned below the seal and above the wellhead. In some configurations the wellhead is connected to a pipe jacket inside said wellbore. In some settings said anti-eruption shutter is positioned above the tidal level and controlled from above sea level. In some configurations the system also includes a piercing Christmas tree positioned in the wellhead. In some embodiments said unpipe tube is used in drilling through the wellbore into a formation and in producing a product from said formation. In some embodiments, said seal separates a low pressure region within the riser above the seal and below the blowout plug and a high pressure region within the riser below the well and above the wellhead. In some configurations the system also includes a tool within the high pressure region. In some settings this tool is controlled through the umbilical. Some embodiments of said seal comprise moveable expandable elements from a small diameter position and a second large diameter position, wherein said seal occludes said riser pipe when the seal is in the second large diameter position.
Em uma configuração é divulgado um método quecompreende instalar um tubo de subida a partir de um navio no topo de umcorpo de água até uma cabeça de poço no fundo do corpo de água; instalar umobturador anti-erupção adjacente ao topo do corpo de água; abaixar umavedação dentro do tubo de subida até um ponto abaixo do obturador anti-erupção e acima da cabeça de poço; conectar um umbilical entre o navio e avedação; e ativar a vedação para definir uma primeira região de pressãodentro do tubo de subida acima da vedação e uma segunda região de pressãodentro do tubo de subida abaixo da vedação. Em algumas configurações ométodo também inclui controlar a estouro no poço com um dispositivosubmarino de fechamento e desconexão. Em algumas configurações o métodotambém inclui pressurizar a segunda região de pressão para uma alta pressão.In one embodiment a method is disclosed which comprises installing a riser from a ship on top of a body of water to a wellhead at the bottom of the body of water; install an explosion proof plug adjacent the top of the body of water; lower sealing into the riser to a point below the anti-eruption plug and above the wellhead; connect an umbilical between the ship and seal; and activating the seal to define a first pressure region within the riser above the seal and a second pressure region within the riser below the seal. In some configurations the method also includes controlling the overflow in the well with a submarine closing and disconnecting device. In some configurations the method also includes pressurizing the second pressure region to a high pressure.
Em algumas configurações o método também inclui pressurizar a primeiraregião de pressão para uma baixa pressão. Em algumas configurações ométodo também inclui abaixar uma suspensão de tubulação que desceferramenta para a segunda região de pressão. Em algumas configurações ométodo também inclui abaixar uma ferramenta de manipulação de suspensorde tubulação para o interior da segunda região de pressão e testar umavedação da ferramenta de manipulação de suspensor de tubulação com umaalta pressão na segunda região de pressão. Em algumas configurações ométodo também inclui inflar a vedação com uma linha de controle conectadaao navio.In some configurations the method also includes pressurizing the first pressure region to a low pressure. In some configurations the method also includes lowering a piping suspension that slides into the second pressure region. In some configurations the method also includes lowering a pipe hanger manipulation tool into the second pressure region and testing a high pressure pipe hanger manipulation seal in the second pressure region. In some configurations the method also includes inflating the seal with a control line connected to the ship.
Fazendo referência primeiro à figura 1, em uma configuraçãoestá ilustrado o sistema 100. O sistema 100 inclui o navio 102 que flutua emágua 104. O navio 102 é conectado ao tubo de subida 106 que tambémconecta à cabeça de poço 113 na linha de lama 105. Um obturador anti-erupção de superfície (BOP) 108 é fornecido no navio 102. Uma vedação 110é fornecida dentro do tubo de subida 103 para criar a primeira região depressão 114 e a segunda região de pressão 116. Um diferencial de pressãopode ser mantido entre a primeira região de pressão 114 e a segunda região depressão 116 por meio da vedação 110. Por exemplo, a segunda região depressão 116 pode ser mantida em uma pressão mais elevada do que a primeiraregião de pressão 114. Fechamento e desconexão submarinos 112 sãofornecidos adjacentes à cabeça de poço 133 no tubo de subida 106. O poço118 está abaixo da linha de lama 105 e conectado à cabeça de poço 113.Referring first to Fig. 1, in one embodiment system 100 is illustrated. System 100 includes the water-floating vessel 102. The vessel 102 is connected to the riser 106 which also connects to the wellhead 113 in the mud line 105. A surface blowout plug (BOP) 108 is provided on the ship 102. A seal 110 is provided within the riser 103 to create the first depression region 114 and the second pressure region 116. A pressure differential can be maintained between the first pressure region 114 and the second depression region 116 via seal 110. For example, the second depression region 116 may be maintained at a higher pressure than the first pressure region 114. Subsea closure and disconnection 112 is provided adjacent to the head well 133 on the riser 106. Well118 is below mud line 105 and connected to wellhead 113.
Fazendo referência agora à figura 2, algumas configurações osistema 200 está ilustrado. O sistema 200 inclui o navio 202 que flutua emágua 204. O tubo de subida 206 é conectado ao navio 202 e cabeça de poço213 na linha de lama 205. O obturador anti-erupção 208 é conectado ao navio202 e tubo de subida 206. Tubulação 221, por exemplo uma coluna deperfuração, ou tubulação de produção, está dentro do tubo de subida 208.Umbilical 220 é conectado à vedação 210 dentro do tubo de subida 206. Avedação 210 pode ser ativada com a linha de inflação 223 para separar aprimeira região de pressão 214 da segunda região de pressão 216. A linha decontrole 222 é fornecida para conectar a vedação 210 com a ferramenta demanipulação de suspensor de tubulação 224. O fechamento e desconexãosubmarinos 212 é adjacente à cabeça de poço 213 e adaptado para fechar otubo de subida 206. O poço 218 está abaixo da linha de lama 205 e conecta àcabeça de poço 213.Referring now to Figure 2, some system configurations 200 are illustrated. System 200 includes the water-floating vessel 202. The riser 206 is connected to vessel 202 and wellhead 213 in the mud line 205. The anti-eruption plug 208 is connected to vessel 202 and riser 206. Tubing 221 , for example a drill string, or production pipe, is within the riser 208. Umbilical 220 is connected to seal 210 within riser 206. Seal 210 can be activated with inflation line 223 to separate the first region from. pressure 214 of the second pressure region 216. Control line 222 is provided for connecting seal 210 to the pipe hanger manipulation tool 224. Submarine closure and disconnect 212 is adjacent to wellhead 213 and adapted to close riser tube 206 Well 218 is below mud line 205 and connects to wellhead 213.
Em algumas configurações a vedação 210 pode ser ativada demodo que a primeira região de pressão 214 pode ser uma região de pressãorelativamente baixa e a segunda região de pressão 216 pode ser uma região depressão relativamente alta de modo que o umbilical 220 é isolado da segundaregião de pressão 216 e não é esmagado pela alta pressão. Por exemplo, asegunda região de pressão 216 pode ser uma região de pressão relativamentealta para testar as vedações da ferramenta de manipulação de suspensor detubulação 224 com uma alta pressão. Em algumas configurações a vedação210 pode ser ativada por meio de pressão dentro do umbilical 220. Emalgumas configurações a vedação 210 pode ser retida em uma configuraçãode pequeno diâmetro dentro de uma luva (não mostrado) e liberada para umaconfiguração de grande diâmetro removendo a luva. Em algumasconfigurações a luva pode ser inflada e/ou desinflada com a linha de inflação 223.In some embodiments seal 210 may be activated such that the first pressure region 214 may be a relatively low pressure region and the second pressure region 216 may be a relatively high depression region so that umbilical 220 is isolated from the second pressure region. 216 and is not crushed by the high pressure. For example, the second pressure region 216 may be a relatively high pressure region for testing the seals of the high pressure tubing hanger handling tool 224. In some configurations seal 210 may be pressure activated within umbilical 220. In some configurations seal 210 may be retained in a small diameter configuration within a sleeve (not shown) and released for a large diameter configuration by removing the sleeve. In some configurations the glove may be inflated and / or deflated with the inflation line 223.
Fazendo referência agora à figura 3, em algumasconfigurações o sistema 300 é fornecido. O sistema 300 inclui tubo de subida306 que conecta o navio 302 com a cabeça de poço 313. O obturador anti-erupção 308 é fornecido acima da água 304, para fechar o tubo de subida 306.Referring now to Figure 3, in some configurations system 300 is provided. System 300 includes riser 306 which connects ship 302 with wellhead 313. Anti-eruption plug 308 is provided above water 304 to close riser 306.
O obturador anti-erupção inclui êmbolos de tubo 308a, êmbolos decisalhamento 308b e saco anelar 308c, linha de paralisação 308 d, e linha deestrangulamento 308e. O umbilical 320 está dentro do tubo de subida 306 e éalimentado a partir de um carretei 320a no navio 302 e termina na vedação310. O tubular 321 conecta à válvula 321a no navio 302 é termina na vedação310. Em operação, pressão pode ser fornecida dentro do tubular 321 atravésda válvula 321a para operar a vedação 310 que pode ser expandida paraincluir o segmento circular do tubo de subida 306 para criar a primeira regiãode pressão 314 e a segunda região de pressão 316. Abaixo da vedação 310está o fechamento submarino 312 que pode incluir êmbolos de cisalhamento.As linhas de controle 322 conectam a vedação 310 com a ferramenta demanipulação de suspensor de tubulação 324. A ferramenta de manipulação desuspensor de tubulação 324 é conectada à suspensão de tubulação 325 dentroda cabeça de poço 313. A cabeça de pouso 313 repousa adjacente à linha delama 305 e é a extremidade superior do poço 318. O poço 318 pode incluiruma válvula de segurança, uma válvula FBIV, e/ou outros elementos que sãoconhecidos na técnica.The blowout plug includes tube plungers 308a, shear plungers 308b and annular bag 308c, stop line 308 d, and choke line 308e. Umbilical 320 is within the riser 306 and is fed from a reel 320a on vessel 302 and terminates at seal 310. Tubular 321 connects to valve 321a on vessel 302 and terminates at seal310. In operation, pressure may be supplied within the tubular 321 through valve 321a to operate seal 310 which may be expanded to include the circular segment of riser tube 306 to create first pressure region 314 and second pressure region 316. Below seal 310 is subsea closure 312 which may include shear plungers.Control lines 322 connect seal 310 with pipe hanger manipulation tool 324. Piping suspender manipulation tool 324 is connected to pipe suspension 325 all around the wellhead. 313. Landing head 313 rests adjacent to slug line 305 and is the upper end of well 318. Well 318 may include a safety valve, an FBIV valve, and / or other elements which are known in the art.
Em operação a válvula 321a pode ser aberta para fornecer umaalta pressão para o interior do tubular 321 que ativa a vedação 310 para criaruma região de baixa pressão 314 que é separada da região de alta pressão 316pela vedação 310. A região de baixa pressão 314 é mantida em um nível talque o umbilical 320 não possa ser esmagado pelas altas pressões. A região dealta pressão 316 é fornecida em um nível adequado, de modo que vedações naferramenta de manipulação de suspensor de tubulação e/ou a suspensão detubulação 325 podem ser testadas, de modo que as linhas de controle 322 nãosão esmagadas. Em algumas configurações as linhas de controle 322 sãocapazes de suportar uma pressão externa mais elevada do que o umbilical320.In operation, valve 321a may be opened to provide a high pressure into tubular 321 that activates seal 310 to create a low pressure region 314 that is separated from high pressure region 316 by seal 310. Low pressure region 314 is maintained at a level such that the umbilical 320 cannot be crushed by the high pressures. The high pressure region 316 is provided at an appropriate level so that seals in the pipe hanger handling tool and / or tubing suspension 325 can be tested so that control lines 322 are not crushed. In some configurations control lines 322 are capable of withstanding a higher external pressure than umbilical320.
Em algumas configurações as linhas de controle 322, ofechamento submarino 312, a ferramenta de manipulação de suspensor detubulação 324, a suspensão de tubulação 325, a cabeça de poço 313 e/ou opoço 318 são projetados para serem capazes de suportar a pressão da regiãode alta pressão 316.In some configurations control lines 322, subsea 312, tubing hanger handling tool 324, tubing suspension 325, wellhead 313 and / or option 318 are designed to be capable of withstanding high region pressure. pressure 316.
Fazendo o referência agora à figura 4, em algumasconfigurações o sistema 400 está ilustrado. O sistema 400 inclui vedação 410que é colocada no tubular 406. A vedação 410 inclui elementos expansíveis410a. Conectado à vedação 410 a partir do topo existem o umbilical 420 e otubular 421. Conectadas à vedação 410 no fundo estão linhas de controle 422e um tubular 423. Em algumas configurações uma pressão pode ser colocadadentro do tubular 421 a qual atua para expandir elementos expansíveis 410a eocluir o segmento circular do tubular 406, criando a primeira região depressão 414 e a segunda região de pressão 416, de modo que diferencial depressão pode ser mantido entre a primeira região de pressão 414 e a segundaregião de pressão 416. Em algumas configurações uma luva móvel (nãomostrado) pode ser utilizada para manter a vedação 410 em uma configuraçãode pequeno diâmetro. Em algumas configurações uma linha de controleseparada (não mostrado) pode ser utilizada para inflar e/ou desinflar avedação 410.Referring now to Figure 4, in some configurations system 400 is illustrated. System 400 includes seal 410 which is placed in tubular 406. Seal 410 includes expandable elements410a. Connected to seal 410 from the top are umbilical 420 and tubular 421. Connected to seal 410 at the bottom are control lines 422 and tubular 423. In some configurations a pressure may be placed within tubular 421 which acts to expand expandable elements 410a. occluding the circular segment of tubular 406, creating the first depression region 414 and the second pressure region 416, so that differential depression can be maintained between the first pressure region 414 and the second pressure region 416. In some embodiments a movable sleeve (not shown) can be used to maintain seal 410 in a small diameter configuration. In some configurations a separate control line (not shown) may be used to inflate and / or deflate seal 410.
Em algumas configurações a primeira região de pressão 414 éuma região de pressão relativamente baixa, de modo que o umbilical 420 nãoé esmagado por alta pressão. Em algumas configurações a segunda região depressão 416 é uma região de pressão relativamente alta para proporcionartestar com pressão elementos na segunda região de pressão 416. Linhas decontrole 422 e o tubular 423 podem ser projetados para suportar a pressãorelativamente alta.In some embodiments the first pressure region 414 is a relatively low pressure region, so that the umbilical 420 is not crushed by high pressure. In some embodiments, the second depression region 416 is a relatively high pressure region for providing pressure elements in the second pressure region 416. Control lines 422 and tubular 423 may be designed to withstand the relatively high pressure.
Em algumas configurações uma ferramenta de descida desuspensão de revestimento adequada está divulgada na Patente U.S.6.739.398, que é aqui com isto incorporada para referência em sua totalidade.In some embodiments a suitable coating-dispense descent tool is disclosed in U.S. Patent 6,739,398, which is hereby incorporated by reference herein in its entirety.
Em algumas configurações obturadores anti-erupçãoadequados, dispositivos de fechamento e desconexão submarinos, tubos desubida, poços e navios estão divulgados na Patente U.S. 6.672.390 que é aquicom isto incorporada para referência em sua totalidade.In some suitable anti-eruption plug configurations, subsea closure and disconnection devices, desiccated tubes, wells and ships are disclosed in U.S. Patent 6,672,390 which is incorporated herein by reference in its entirety.
Em algumas configurações juntas deslizantes eengaxetamentos adequados estão divulgados na Patente U.S. 6.302.208 que éaqui com isto incorporada para referência em sua totalidade.Em algumas configurações obturadores anti-erupçãoadequados estão divulgados na Patente U.S. 6.059.042 que é aqui com istoincorporada para referência em sua totalidade.In some embodiments suitable sliding gaskets and packing are disclosed in US Patent 6,302,208 which is hereby incorporated by reference in its entirety. In some suitable anti-eruption plug configurations are disclosed in US Patent 6,059,042 which is hereby incorporated by reference herein. totality.
Em algumas configurações tubos de subida e/ou obturadoresanti-erupção adequados estão divulgados na Patente U.S. 5.553.574 que éaqui com isto incorporada para referência em sua totalidade.In some embodiments suitable riser and / or blowout pipes are disclosed in U.S. Patent 5,553,574 which is incorporated herein by reference in its entirety.
Em algumas configurações uma cabeça de poço adequada estádivulgada na Patente U.S. 4.616.707 que é aqui com isto incorporada parareferência em sua totalidade.In some embodiments a suitable wellhead is disclosed in U.S. Patent 4,616,707 which is incorporated herein by reference in its entirety.
Em algumas configurações um engaxetamento adequado estádivulgado na Patente U.S. 4.548.265 que é aqui com isto incorporada parareferência em sua totalidade.In some embodiments a suitable packing is disclosed in U.S. Patent 4,548,265 which is hereby incorporated by reference in its entirety.
Em algumas configurações o engaxetamento e/ou uma juntaalisadora adequada estão divulgados na Patente U.S. 4.307.781 que é aquicom isto incorporada para referência em sua totalidade.In some embodiments, packing and / or a suitable gasket sealer are disclosed in U.S. Patent 4,307,781 which is hereby incorporated by reference in its entirety.
Em algumas configurações um engaxetamento adequado estádivulgado na Patente U.S. 3.256.437 que é aqui com isto incorporada parareferência em sua totalidade.In some embodiments a suitable packing is disclosed in U.S. Patent 3,256,437 which is incorporated herein by reference in its entirety.
Em algumas configurações suspensões de revestimento,engaxetamentos infláveis, obturadores anti-erupção e dispositivos defechamento submarinos, e cabeças de poço são comercialmente disponíveisde Baker Oil Tools de Houston, Texas: Schlumberger de Houston, Texas; eHalliburton Company de Houston, Texas.In some configurations casing suspensions, inflatable packing, anti-blowout shutters and subsea shutoff devices, and wellheads are commercially available from Baker Oil Tools of Houston, Texas: Schlumberger of Houston, Texas; eHalliburton Company of Houston, Texas.
Claims (17)
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US77834006P | 2006-03-02 | 2006-03-02 | |
| US60/778340 | 2006-03-02 | ||
| PCT/US2007/063037 WO2007103707A2 (en) | 2006-03-02 | 2007-03-01 | Systems and methods for using an umbilical |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BRPI0708417A2 true BRPI0708417A2 (en) | 2011-05-31 |
| BRPI0708417B1 BRPI0708417B1 (en) | 2018-01-23 |
Family
ID=38475670
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BRPI0708417-0A BRPI0708417B1 (en) | 2006-03-02 | 2007-03-01 | SUBMARINE WELL SYSTEM, AND METHOD FOR USING AN UMBILICAL |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| BR (1) | BRPI0708417B1 (en) |
| GB (1) | GB2448642B (en) |
| WO (1) | WO2007103707A2 (en) |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7845412B2 (en) * | 2007-02-06 | 2010-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Pressure control with compliant guide |
| GB2456772A (en) * | 2008-01-22 | 2009-07-29 | Schlumberger Holdings | Deployment of a dynamic seal in an intervention procedure |
| US8579546B2 (en) * | 2008-01-18 | 2013-11-12 | VIV Supression, Inc. | Apparatus and method for inhibiting vortex-induced vibration |
| CN101899958B (en) * | 2010-08-17 | 2012-12-05 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 | Blowout prevention plug inside floater type oil pipe and blowout prevention method |
| BR112019025337B1 (en) * | 2017-05-30 | 2022-04-26 | Trendsetter Vulcan Offshore, Inc | Methods for constructing and completing a well and for overhauling or intervening with a well |
| US11208862B2 (en) | 2017-05-30 | 2021-12-28 | Trendsetter Vulcan Offshore, Inc. | Method of drilling and completing a well |
Family Cites Families (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4147221A (en) * | 1976-10-15 | 1979-04-03 | Exxon Production Research Company | Riser set-aside system |
| AU5519898A (en) * | 1996-12-09 | 1998-07-03 | Hydril Company | Blowout preventer control system |
| US6227300B1 (en) * | 1997-10-07 | 2001-05-08 | Fmc Corporation | Slimbore subsea completion system and method |
| US6142236A (en) * | 1998-02-18 | 2000-11-07 | Vetco Gray Inc Abb | Method for drilling and completing a subsea well using small diameter riser |
| US6386290B1 (en) * | 1999-01-19 | 2002-05-14 | Colin Stuart Headworth | System for accessing oil wells with compliant guide and coiled tubing |
| US7395866B2 (en) * | 2002-09-13 | 2008-07-08 | Dril-Quip, Inc. | Method and apparatus for blow-out prevention in subsea drilling/completion systems |
| US7318480B2 (en) * | 2004-09-02 | 2008-01-15 | Vetco Gray Inc. | Tubing running equipment for offshore rig with surface blowout preventer |
-
2007
- 2007-03-01 WO PCT/US2007/063037 patent/WO2007103707A2/en active Application Filing
- 2007-03-01 BR BRPI0708417-0A patent/BRPI0708417B1/en active IP Right Grant
- 2007-03-01 GB GB0814733A patent/GB2448642B/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2007103707A2 (en) | 2007-09-13 |
| WO2007103707A3 (en) | 2008-11-20 |
| GB2448642A (en) | 2008-10-22 |
| GB0814733D0 (en) | 2008-09-17 |
| GB2448642B (en) | 2011-01-26 |
| BRPI0708417B1 (en) | 2018-01-23 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10273767B2 (en) | Bidirectional downhole isolation valve | |
| AU2015350070B2 (en) | Annular isolation device for managed pressure drilling | |
| US3196958A (en) | Offshore drilling method and apparatus | |
| US3621912A (en) | Remotely operated rotating wellhead | |
| US9574426B2 (en) | Offshore well system with a subsea pressure control system movable with a remotely operated vehicle | |
| US20100288504A1 (en) | Subsea Connection Apparatus for a Surface Blowout Preventer Stack | |
| US6672390B2 (en) | Systems and methods for constructing subsea production wells | |
| BRPI1105182A2 (en) | deadman test circuit, for testing a functionality of a shear eruption preventer, eruption preventer assembly for sealing a wellhead, eruption preventer block (bop), and method for performing a deadman test on a shear rash preventer | |
| NO20110256L (en) | Device for safe disconnection from subsea well | |
| US20180252065A1 (en) | Wireless control system for subsea devices | |
| BRPI0708417A2 (en) | underwater well system, and method for using an umbilical | |
| US9038728B1 (en) | System and method for diverting fluids from a wellhead by using a modified horizontal christmas tree | |
| US3656549A (en) | Underwater completion system | |
| US4086971A (en) | Riser pipe inserts | |
| US6367554B1 (en) | Riser method and apparatus | |
| NO20130473A1 (en) | Surface multiple source | |
| NO20140319A1 (en) | An underwater wellhead assembly, subsea installation utilizing said wellhead assembly, and a method for completing a wellhead assembly | |
| GB2498075A (en) | Vertical Subsea Tree Assembly Control | |
| US8540029B2 (en) | System and apparatus for drilling riser conduit clamp | |
| AU2015292288B2 (en) | Method of subsea containment and system | |
| US9109430B2 (en) | Blow-out preventer, and oil spill recovery management system | |
| US3424253A (en) | Method for drilling and working in offshore wells | |
| US20200048977A1 (en) | Subsea module and downhole tool | |
| US20230035783A1 (en) | Method for a 20 KSI BOP Stack with shared differential | |
| WO2005005770A1 (en) | Systems and methods for constructing subsea production wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B06A | Patent application procedure suspended [chapter 6.1 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] |