BRPI0721073B1 - Sistema e método para o processamento de fluidos de um poço - Google Patents
Sistema e método para o processamento de fluidos de um poço Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0721073B1 BRPI0721073B1 BRPI0721073-6A BRPI0721073A BRPI0721073B1 BR PI0721073 B1 BRPI0721073 B1 BR PI0721073B1 BR PI0721073 A BRPI0721073 A BR PI0721073A BR PI0721073 B1 BRPI0721073 B1 BR PI0721073B1
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- processing
- module
- fluids
- choke
- pipe
- Prior art date
Links
- 238000012545 processing Methods 0.000 title claims abstract description 122
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 116
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 30
- 230000008569 process Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 74
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 18
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 18
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 13
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 11
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 claims description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 6
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 3
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 3
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 claims 1
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 13
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 10
- 235000004507 Abies alba Nutrition 0.000 description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 5
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 4
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 4
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 2
- 206010003497 Asphyxia Diseases 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000009191 jumping Effects 0.000 description 1
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- -1 steam Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000002912 waste gas 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
- E21B33/038—Connectors used on well heads, e.g. for connecting blow-out preventer and riser
-
- 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
- E21B33/068—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells
- E21B33/076—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/35—Arrangements for separating materials produced by the well specially adapted for separating solids
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/36—Underwater separating arrangements
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
"sistema e método para o processamento de fluidos de um poço". a presente invenção refere-se a um sistema que inclui um primeiro módulo (35b, 135b) configurado de modo a processar fluido a partir de um poço, no qual o primeiro módulo (35b, 135b) é dotado de um conduto de extensão (5b, 1 05b, 205), tendo uma conexão acoplável a um mandril central de uma tubulação (5), um dispositivo de processamento disposto em uma região que envolve o conduto de extensão (5b, 1 05b, 205), uma entra da de processamento (18a), e uma saída de processamento (19a). é provido ainda um método de processamento dos fluidos de um poço, incluindo o desvio dos fluidos do furo de uma tubulação (1, 101, 201) para um módulo de processamento (35b, 135b), sendo que o módulo de processamento (35b, 135b) é acoplado a um mandril da tubulação (5), processando os fluidos no módulo de processamento (35b, 135b), e retornando os fluidos para uma trajetória de escoamento (19a) para recuperação.
Description
[001] O presente pedido reivindica a prioridade do Pedido de Patente provisório da Grã-Bretanha N. GB0625526.9, intitulado Apparatus and Method, depositado em 18 de dezembro de 2006, e incorporado ao presente documento a título de referência.
CAMPO DA INVENÇÃO [002] A presente invenção refere-se a um aparelho e métodos para o processamento de fluidos de poço. As modalidades da presente invenção podem ser usadas para a recuperação e injeção de fluidos de poço. Algumas modalidades se referem especialmente, porém não exclusivamente, à recuperação e injeção, em um mesmo poço, ou em um poço diferente.
ANTECEDENTES DA INVENÇÃO [003] A presente seção destina-se a apresentar ao leitor diversos aspectos da técnica que podem ser relacionados a diversos aspectos da presente invenção, os quais são descritos e/ou reivindicados a seguir. Acredita-se que esta apresentação seja útil na provisão ao leitor de informações básicas no sentido de facilitar um melhor entendimento dos diversos aspectos da presente invenção. Assim, deve-se entender que as informações a seguir devem ser lidas sob esta ótica, e não como admissões da técnica anterior.
[004] Como será apreciado, o petróleo e o gás natural têm um efeito profundo sobre as economias e sociedades modernas. A fim de satisfazer a procura de tais recursos naturais, inúmeras empresas investem volumes significativos de tempo e dinheiro na prospecção e extração de petróleo, gás natural e outros recursos subterrâneos da terra. Particularmente, uma vez que um recurso desejado é descoberto
Petição 870170098056, de 14/12/2017, pág. 8/41
2/24 abaixo da superfície da terra, são empregados sistemas de perfuração e produção no sentido de acessar e extrair este recurso. Esses sistemas podem estar localizados em terra ou no mar, dependendo da localização de um recurso desejado. Além disso, esses sistemas geralmente incluem uma montagem de cabeça de poço através da qual o recurso é extraído. Estas montagens de cabeça de poço de modo geral incluem uma ampla variedade de componentes e/ou condutos, tais como uma árvore de Natal (árvore), diversos cabos de controle, tubos de revestimento, válvulas, ou similar, que controlam as operações de perfuração e/ou extração.
[005] As tubulações submarinas, tais como as árvores (algumas vezes chamadas árvores de Natal) são bem-conhecidas na técnica de poços de petróleo e gás e, em geral, compreendem um conjunto de tubos, válvulas e acessórios instalados em uma cabeça de poço após a conclusão da perfuração e instalação da tubulação de produção a fim de controlar o fluxo de petróleo e gás a partir do poço. As árvores submarinas normalmente têm pelo menos dois furos, um dos quais se comunica com a tubulação de produção (furo de produção), e o outro se comunica com a coroa anular (o espaço anular).
[006] Os modelos típicos das árvores convencionais podem ter uma saída lateral (uma ramificação de ala de produção) até o furo de produção fechado por uma válvula de ala de produção para a remoção dos fluidos de produção do furo de produção. O espaço anular normalmente tem também uma ramificação de ala de coroa anular com uma respectiva válvula de ala de coroa anular. O topo do furo de produção e o topo do espaço anular são geralmente tapados por um coroamento de árvore que tipicamente veda os vários furos da árvore, e provê canais hidráulicos para a operação das diversas válvulas da árvore por meio de um equipamento de intervenção, ou remotamente a partir de uma instalação offshore.
Petição 870170098056, de 14/12/2017, pág. 9/41
3/24 [007] Os poços e as árvores ficam muitas vezes ativos por um longo tempo, e os poços de uma década atrás podem ainda estar em uso hoje em dia. No entanto, a tecnologia tem evoluído muito durante este tempo, por exemplo, o processamento submarino de fluidos é agora desejável. Esse processamento pode envolver a adição de produtos químicos, a separação de água e areia dos hidrocarbonetos, etc. [008] Os métodos convencionais de tratamento envolvem o transporte de fluidos por longas distâncias para um tratamento remoto, e alguns métodos e aparelhos incluem o tratamento localizado de fluidos de poço por meio do uso de bombas a fim de aumentar a velocidade de escoamento dos fluidos de poço, do aparelho de dosagem química, dos fluxímetros ou de outros tipos de aparelho de tratamento.
[009] Um problema com a localização do aparelho de tratamento na árvore é que o aparelho de tratamento pode ser volumoso e pode obstruir o furo do poço. Sendo assim, as operações de intervenção que exigem acesso ao furo de poço podem exigir a remoção do aparelho de tratamento antes de se poder ter acesso ao poço.
SUMÁRIO DA INVENÇÃO [0010] De acordo com um primeiro aspecto da presente invenção, é provido um aparelho para o processamento de fluidos de um poço de petróleo ou gás, o aparelho compreendendo um dispositivo de processamento, e um conduto de extensão.
[0011] Normalmente, o aparelho é modular e o conduto de extensão de furo de poço se estende por todo o módulo. O conduto de extensão de furo de poço tipicamente compreende uma tubulação que opcionalmente se estende pelo menos em parte através de um eixo geométrico central do aparelho, e o dispositivo de processamento é disposto em torno do eixo geométrico central, espaçado do conduto de extensão de furo de poço.
[0012] O aparelho pode ser construído em módulos, com uma priPetição 870170098056, de 14/12/2017, pág. 10/41
4/24 meira parte do módulo, por exemplo, uma superfície inferior, sendo adaptada de modo a se fixar a uma interface de uma tubulação, tal como uma árvore, e uma segunda parte, por exemplo, uma superfície superior, sendo adaptada de modo a se fixar a um outro módulo. A segunda parte (por exemplo, a superfície superior) pode ser normalmente disposta da mesma forma que a interface de tubulação, de modo que módulos adicionais possam ser fixados ao primeiro módulo, o qual normalmente tem as mesmas conexões e área de cobertura da interface de tubulação. Sendo assim, os módulos, adaptados para se conectarem à interface de tubulação da mesma forma que ao primeiro módulo, podem se conectar, em contrapartida, ao primeiro módulo ou aos módulos subsequentes da mesma maneira, permitindo o empilhamento de módulos separados sobre a tubulação, cada qual se conectando ao módulo abaixo como se estivesse conectado à interface de tubulação.
[0013] Tipicamente, o conduto de extensão de furo de poço é reto e fica alinhado com o furo de poço, embora algumas modalidades da presente invenção incorporem versões nas quais o conduto de extensão de furo de poço se desvia do eixo geométrico do próprio furo de poço. As modalidades com condutos de extensão retos em alinhamento axial com o furo de poço têm a vantagem de o furo de poço poder ser acessado em linha reta, e os tampões ou outros itens do furo de poço, talvez abaixo da árvore, poderem ser puxados ao longo dos módulos através dos condutos de extensão sem a necessidade de se remover ou ajustar os módulos. As modalidades nas quais o conduto de extensão de furo de poço é desviado do eixo geométrico do furo de poço tendem a ser mais compactas e adaptáveis às grandes peças do equipamento de processamento. O furo de poço pode ser o furo de produção, ou um tubo de escoamento de produção.
[0014] A parte superior do módulo normalmente terá conectores
Petição 870170098056, de 14/12/2017, pág. 11/41
5/24 de conduto de fluido e/ou de força nos mesmos locais que os respectivos conectores quando dispostos na superfície inferior, porém os conectores da superfície superior serão normalmente adaptados de modo a se acoplarem aos conectores da superfície inferior, de modo que os conectores da superfície superior possam se acoplar aos conectores da superfície inferior do módulo acima. Portanto, quando a superfície superior tiver um conector macho, a superfície inferior geralmente poderá ter um conector fêmea, ou vice-versa.
[0015] Tipicamente, o módulo pode ter estruturas de suporte, tais como os pontaletes que são adaptados de modo a transferir cargas através do módulo para os pontos rígidos da tubulação. Em certas modalidades, o peso dos módulos de processamento pode ser suportado pelo mandril do furo de poço.
[0016] Em algumas modalidades, o dispositivo de processamento pode se conectar diretamente ao mandril do furo de poço. Por exemplo, os condutos que se conectam diretamente ao mandril podem direcionar os fluidos a serem processados para o dispositivo de processamento. O dispositivo de processamento pode opcionalmente se conectar a uma ramificação da tubulação, tipicamente a uma ramificação de ala de uma árvore. O dispositivo de processamento pode geralmente ter uma entrada que arrasta os fluidos de produção de um inserto desviador localizado em um conduto de estrangulamento da ramificação da tubulação, podendo voltar os fluidos para o inserto desviador por meio de uma saída, após processamento.
[0017] O inserto desviador pode ter um desviador de fluxo de modo a dividir o conduto de estrangulamento em duas trajetórias de escoamento de fluido separadas dentro do conduto de estrangulamento, por exemplo, o corpo de estrangulamento e, o desviador de fluxo pode ser disposto de modo a controlar o escoamento de fluidos através do corpo de estrangulamento de modo que os fluidos do poço a serem
Petição 870170098056, de 14/12/2017, pág. 12/41
6/24 processados sejam desviados ao longo de uma trajetória de escoamento e recuperados por outra trajetória de escoamento, para transferência para um tubo de escoamento, ou opcionalmente de volta para o poço. Opcionalmente, o desviador de fluxo tem um separador para dividir o furo de ramificação em duas regiões distintas.
[0018] O poço de petróleo ou gás é tipicamente um poço submarino, mas a presente invenção é igualmente aplicável a poços de superfície. A tubulação pode ser uma tubulação de coleta na junção de vários tubos de escoamento que transportam fluidos de produção, ou transportam fluidos de injeção, para uma série de poços diferentes. De maneira alternativa, a tubulação pode ser dedicada a um único poço, por exemplo, a tubulação pode incluir uma árvore de Natal.
[0019] Por ramificação, entenda-se qualquer ramificação da tubulação, que não seja o furo de produção de uma árvore. A ramificação de ala é tipicamente uma ramificação lateral da árvore, ou pode ser uma ramificação de ala de produção ou uma ramificação de ala de coroa anular conectada a um furo de produção ou a um espaço anular, respectivamente.
[0020] Opcionalmente, o desviador de fluxo é fixado a um corpo de estrangulamento. Corpo de estrangulamento pode significar o alojamento que se mantém depois de o estrangulamento padrão de uma tubulação ser removido. O estrangulamento pode ser um estrangulamento de árvore, ou um estrangulamento de qualquer outro tipo de tubulação.
[0021] O desviador de fluxo pode ser localizado em uma ramificação da tubulação (ou em uma extensão da ramificação) em série com um estrangulamento. Por exemplo, em uma modalidade, na qual a tubulação compreende uma árvore, o desviador de fluxo pode se situar entre o estrangulador e a válvula de ala de produção, ou entre o estrangulador e a saída da ramificação. Outras modalidades alternativas
Petição 870170098056, de 14/12/2017, pág. 13/41
7/24 podem ter o desviador de fluxo localizado na canalização acoplada à tubulação, em vez de dentro da própria tubulação. Tais modalidades permitem que o desviador de fluxo seja utilizado, além de um estrangulador, em vez de substituir o estrangulador.
[0022] As modalidades nas quais o desviador de fluxo é adaptado de modo a se conectar à ramificação de uma árvore significam que o coroamento da árvore não precisa ser removido para se ajustar ao desviador de fluxo. As modalidades da presente invenção podem ser facilmente retroajustadas às árvores existentes. De preferência, o desviador de fluxo pode se localizar dentro de um furo na ramificação da tubulação. Opcionalmente, uma passagem interna do desviador de fluxo fica em comunicação com o interior do corpo do estrangulador, ou outra parte da ramificação de tubulação.
[0023] A presente invenção oferece a vantagem de os fluidos poderem se desviar de sua trajetória habitual entre o furo de poço e a saída da ramificação de ala. Os fluidos podem ser os fluidos produzidos que são recuperados e fazem um trajeto a partir do furo de poço para a saída de uma árvore. De maneira alternativa, os fluidos podem ser os fluidos de injeção que fazem um percurso na direção inversa para o furo de poço. Uma vez que o estrangulador é um equipamento padrão, existem técnicas bem-conhecidas e seguras para a remoção e substituição do estrangulador quando o mesmo se desgasta. As mesmas técnicas experimentadas e testadas podem ser usadas para se remover o estrangulador do corpo de estrangulamento e fixar o desviador de fluxo no corpo de estrangulamento, sem o risco de vazamento dos fluidos de poço para o oceano. Isso permite que uma nova canalização seja conectada ao corpo de estrangulamento e, deste modo, possibilita um redirecionamento seguro dos fluidos produzidos, sem precisar assumir um risco considerável no momento da desconexão ou da reconexão de qualquer um dos tubos existentes (por exemplo, o
Petição 870170098056, de 14/12/2017, pág. 14/41
8/24 cabeçote de saída).
[0024] Algumas modalidades permitem a comunicação fluida entre o furo de poço e o desviador de fluxo. Outras modalidades permitem que o furo de poço se separe de uma região do desviador de fluxo. O corpo de estrangulamento pode ser um corpo de estrangulamento de produção ou um corpo de estrangulamento de coroa anular. De preferência, a primeira extremidade do desviador de fluxo é provida com um grampo para fixação a um corpo de estrangulamento ou outra peça da ramificação de tubulação. Opcionalmente, o desviador de fluxo tem um alojamento cilíndrico e normalmente a passagem interna se estende no sentido axial através do alojamento entre as extremidades opostas do alojamento. De maneira alternativa, uma extremidade da passagem interna fica em um lado do alojamento.
[0025] Normalmente, o desviador de fluxo inclui um meio de separação de modo a prover duas regiões distintas dentro do desviador de fluxo. Tipicamente, cada uma destas regiões tem uma respectiva entrada e saída de modo que o fluido possa escoar por estas duas regiões de forma independente. Opcionalmente, o alojamento inclui uma porção de inserto axial.
[0026] Tipicamente, a porção de inserto axial tem a forma de um conduto. Normalmente, a extremidade do conduto se estende para além da extremidade da alojamento. De preferência, o conduto divide a passagem interna em uma primeira região compreendendo o furo do conduto e uma segunda região compreendendo a coroa anular entre o alojamento e o conduto. Opcionalmente, o conduto é adaptado de modo a selar o interior da ramificação (por exemplo, o lado interno do corpo de estrangulamento) a fim de impedir a comunicação fluida entre a coroa anular e o furo do conduto.
[0027] De maneira alternativa, a porção de inserto axial tem a forma de uma haste. Em termos opcionais, a porção de inserto axial é
Petição 870170098056, de 14/12/2017, pág. 15/41
9/24 provida com um tampão adaptado de modo a bloquear a saída da árvore de Natal, ou outro tipo de tubulação. De preferência, o tampão é adaptado de modo a se encaixar e selar por dentro a passagem que se conduz para a saída de uma ramificação da tubulação. Opcionalmente, a montagem de desviadores oferece meios para o desvio dos fluidos de uma primeira porção de uma primeira trajetória de escoamento para uma segunda trajetória de escoamento, e meios para o desvio dos fluidos de uma segunda trajetória de escoamento para uma segunda porção da primeira trajetória de escoamento. De preferência, pelo menos uma parte da primeira trajetória de escoamento inclui uma ramificação da tubulação. As primeira e segunda porções da primeira trajetória de escoamento podem compreender o furo e a coroa anular de um conduto.
[0028] O inserto de desviador é opcional e, em certas modalidades, o dispositivo de processamento pode coletar os fluidos de um furo do poço e devolver estes fluidos para um mesmo furo ou para um outro furo, ou para uma ramificação, sem envolver um desviador de fluxo com mais de uma trajetória de escoamento. Por exemplo, os fluidos podem ser coletados através de um conduto simples de um único furo de um cubo de uma árvore do aparelho de processamento, e retornados para um segundo cubo da mesma árvore ou de uma outra árvore, através de um conduto simples de um único furo.
[0029] De acordo com um segundo aspecto da presente invenção, é provida uma tubulação tendo um aparelho de acordo com o primeiro aspecto da invenção. Tipicamente, o dispositivo de processamento é escolhido a partir de pelo menos um dentre: uma bomba; uma turbina de fluido de processo; um aparelho de injeção para a injeção de gás ou vapor; um aparelho de injeção química; um vaso de reação química; um aparelho de regulagem de pressão; um tubo ascendente de fluido; um aparelho de medição; um aparelho de medição de temperaPetição 870170098056, de 14/12/2017, pág. 16/41
10/24 tura; um aparelho de medição de velocidade de escoamento; um aparelho de medição de constituição; um aparelho de medição de consistência; um aparelho de separação de gás; um aparelho de separação de água; um aparelho de separação de elementos sólidos; e um aparelho de separação de hidrocarbonetos.
[0030] Opcionalmente, o desviador de fluxo provê uma barreira para separar uma saída de ramificação de uma entrada de ramificação. A barreira pode separar uma saída de ramificação de um furo de produção de uma árvore. Opcionalmente, a barreira compreende um tampão, normalmente localizado no interior do corpo de estrangulamento (ou outra parte da ramificação de tubulação) a fim de bloquear a saída de ramificação. Opcionalmente, o tampão é fixado ao alojamento por meio de uma haste que se estende axialmente através da passagem interna do alojamento.
[0031] De maneira alternativa, a barreira compreende um conduto da montagem de desviadores encaixada dentro do corpo de estrangulamento ou outra parte da ramificação. Opcionalmente, a tubulação é provida com um conduto que liga as primeira e segunda regiões. Opcionalmente, um primeiro conjunto de fluidos é recuperado a partir de um primeiro poço através de uma primeira montagem de desviadores e combinado com outros fluidos de um conduto comunal, e os fluidos combinados são em seguida desviados para uma linha de exportação através de uma segunda montagem de desviadores conectada a um segundo poço.
[0032] De acordo com um terceiro aspecto da presente invenção, é provido um método de processamento de fluidos de furo de poço, o método compreendendo as etapas de: conectar um aparelho de processamento a uma tubulação, sendo que o aparelho de processamento tem um dispositivo de processamento e um conduto de extensão de furo de poço, e cujo conduto de extensão de furo de poço é conectado
Petição 870170098056, de 14/12/2017, pág. 17/41
11/24 ao furo de poço da tubulação; desviar os fluidos de uma primeira parte do furo de poço da tubulação para o dispositivo de processamento; processar os fluidos no dispositivo de processamento; e retornar os fluidos processados para uma segunda parte do furo de poço da tubulação.
[0033] Tipicamente, o método é para a recuperação de fluidos de um poço, e inclui a etapa final de desviar os fluidos para uma saída da primeira trajetória de escoamento para a recuperação dos mesmos. De maneira alternativa ou adicionalmente, o método é para injetar fluidos em um poço. Os fluidos podem ser passados em ambos os sentidos através da montagem de desviadores.
BREVE DESCRIÇÃO DOS DESENHOS [0034] Várias características, aspectos e vantagens da presente invenção serão mais bem entendidos a partir da leitura da descrição detalhada a seguir, tendo como referência as figuras em anexo, nas quais caracteres similares representam peças similares em toda as figuras, e nas quais:
[0035] A Figura 1 é uma vista em planta de uma típica árvore de produção horizontal;
[0036] A Figura 2 é uma vista lateral da árvore da Figura 1;
[0037] A Figura 3 é uma vista em planta da árvore da Figura 1 com um primeiro módulo de processamento de fluido no lugar;
[0038] A Figura 4 é uma vista lateral da disposição da Figura 3;
[0039] A Figura 5 é uma vista lateral da disposição da Figura 3 com um outro módulo de processamento de fluido no lugar;
[0040] A Figura 6 é uma vista em planta de uma típica árvore de produção vertical;
[0041] A Figura 7 é uma vista lateral da árvore da Figura 6;
[0042] A Figura 8 é uma vista lateral da árvore da Figura 6 com os primeiro e segundo módulos de processamento de fluido no lugar;
Petição 870170098056, de 14/12/2017, pág. 18/41
12/24 [0043] A Figura 9 é um diagrama esquemático mostrando as trajetórias de escoamento da disposição da Figura 5;
[0044] A Figura 10 é um diagrama esquemático mostrando as trajetórias de escoamento da disposição da Figura 8;
[0045] A Figura 11 mostra uma vista em planta de um outro desenho da cabeça de poço;
[0046] A Figura 12 mostra uma vista lateral da cabeça de poço da Figura 11, com um módulo de processamento; e [0047] A Figura 13 mostra uma vista frontal da cabeça de poço da Figura 11.
DESCRIÇÃO DETALHADA DAS MODALIDADES ESPECÍFICAS [0048] A seguir, será descrita uma ou mais modalidades específicas da presente invenção. Estas modalidades descritas são tãosomente exemplares da presente invenção. Além disso, em um esforço no sentido de prover uma descrição concisa destas modalidades exemplares, não será possível descrever todas as características de uma implementação em questão no presente relatório descritivo. Deve-se apreciar que no desenvolvimento de qualquer implementação em questão, como em qualquer projeto de engenharia ou de desenho, inúmeras decisões específicas à cada implementação devem ser tomadas de modo a se atingir os objetivos específicos dos desenvolvedores, tais como a conformidade às limitações relacionadas ao sistema e ao negócio, que podem variar de uma implementação para outra. Além disso, deve-se apreciar que esse esforço de desenvolvimento pode ser complexo e demorado, mas que, no entanto, virá a ser uma rotina de concepção do projeto, fabricação, e produção para aqueles versados na técnica tendo o benefício desta descrição.
[0049] Com referência a seguir aos desenhos, uma típica produção de tubulação em uma cabeça de poço de petróleo ou de gás offshore inclui uma árvore de Natal com um furo de produção 1 origiPetição 870170098056, de 14/12/2017, pág. 19/41
13/24 nado de uma tubulação de produção (não mostrada) e que transporta os fluidos de produção de uma região perfurada de um tubo de revestimento de produção em um reservatório (não mostrado). Um espaço anular 2 (vide Figura 9) resulta em uma coroa anular entre o tubo de revestimento e a tubulação de produção. Um coroamento de árvore tipicamente veda o furo de produção 1, e provê diversos canais de controle hidráulico por meio dos quais uma plataforma remota ou um vaso de intervenção poderá se comunicar com e operar as válvulas da árvore de Natal. O coroamento é removível da árvore de Natal, a fim de expor o furo de produção no caso de ser necessária uma intervenção ou quando precisarem ser inseridas ferramentas no furo de poço. Nas árvores horizontais atuais mostradas nas Figuras 1 a 5, um furo de produção de grande diâmetro 1 é provido no sentido de alimentar os fluidos de produção diretamente para uma ramificação de ala de produção 10 a partir da qual os mesmos são recuperados.
[0050] O escoamento de fluidos através dos furos de produção e dos espaços anulares é feito por meio das diversas válvulas mostradas nas disposições esquemáticas das Figuras 9 e 10. O furo de produção 1 tem uma ramificação 10 que é fechada por uma válvula de ala de produção PWV. Uma válvula de limpeza de produção PSV fecha o furo de produção 1 acima da ramificação 10, e uma válvula mestre de produção PMV fecha o furo de produção 1 abaixo da ramificação 10. [0051] O espaço anular 2 é fechado por uma válvula mestre de coroa anular AMV abaixo de uma saída de coroa anular controlada por uma válvula de ala de coroa anular AWV. Uma válvula de limpeza de coroa anular ASV fecha a extremidade superior do espaço anular 2.
[0052] Todas as válvulas da árvore são tipicamente controladas de maneira hidráulica por meio de canais de controle hidráulico que passam pelo coroamento e pelo corpo do aparelho ou por meio de mangueiras, conforme necessário, em resposta aos sinais gerados a partir
Petição 870170098056, de 14/12/2017, pág. 20/41
14/24 da superfície ou de um vaso de intervenção.
[0053] Quando fluidos de produção devem ser recuperados a partir do furo de produção 1, a válvula PMV é aberta, a válvula PSV é fechada, e a válvula PWV é aberta de modo a abrir a ramificação 10, que se conduz para um tubo de escoamento de produção ou oleoduto 20. As válvulas PSV e VSA de modo geral só são abertas quando uma intervenção se faz necessária.
[0054] A ramificação de ala 10 tem um corpo de estrangulamento 15a no qual é disposto um estrangulador de produção 16 a fim de controlar o escoamento de fluidos através do corpo de estrangulamento e a saída através do tubo de escoamento de produção 20.
[0055] A tubulação do furo de produção 1 tipicamente compreende uma primeira chapa 25a e uma segunda chapa 25b espaçadas entre si, em uma relação vertical uma à outra por meio de pontaletes de suporte 14a, de modo que a segunda chapa 25b seja apoiada pelos pontaletes 14a diretamente acima da primeira chapa 25a. O espaço entre a primeira chapa 25a e a segunda chapa 25b é ocupado pelos condutos de fluido da ramificação de ala 10, e pelo corpo de estrangulamento 15a. O corpo de estrangulamento 15a é geralmente montado sobre a primeira chapa 25a, e acima da mesma, a segunda chapa 25b terá de modo geral uma seção cortada a fim de facilitar o acesso ao estrangulador 16 em uso.
[0056] A primeira chapa 25a e a segunda chapa 25b têm, cada qual, uma abertura central axialmente alinhada uma à outra e um furo de produção 1 a fim de permitir a passagem do mandril central 5 do furo de poço, o qual se projeta entre as chapas 25 e se estende através da superfície superior da segunda chapa de modo a permitir acesso ao furo de poço a partir de cima da cabeça de poço para fins de intervenção. A extremidade superior do mandril central é opcionalmente fechada com a tampa de árvore ou com uma cobertura de resíduos
Petição 870170098056, de 14/12/2017, pág. 21/41
15/24 (não mostrada nos desenhos) a fim de vedar o furo de poço em uma operação normal.
[0057] Com referência a seguir às Figuras 3 e 4, o estrangulador convencional 16 foi retirado do corpo de estrangulamento 15a, e substituído por um desviador de fluido que coleta os fluidos da ramificação de ala 10 e desvia os mesmos através de um espaço anular do corpo de estrangulamento para um conduto 18a que alimenta os mesmos para um primeiro módulo de processamento 35b. A segunda chapa 25b pode opcionalmente atuar como uma plataforma para a montagem do primeiro módulo de processamento 35b. Um segundo conjunto de pontaletes 14b é montado sobre a segunda chapa 25b diretamente acima do primeiro conjunto de pontaletes 14a, e os segundos pontaletes 14b apóiam uma terceira chapa 25c acima da segunda chapa 25b da mesma maneira que os primeiros pontaletes 14a apóiam a segunda chapa 25b acima da primeira chapa 25a. Opcionalmente, o primeiro módulo de processamento 35b disposto sobre a segunda chapa 25b tem uma base que se assenta sobre os pés definidos diretamente alinhados com os pontaletes 14 a fim de transferir cargas eficientemente para as pontas rígidas da árvore. Opcionalmente, as cargas podem ser direcionadas através do mandril do furo de poço, e os pontaletes e os pés podem ser omitidos.
[0058] O primeiro módulo de processamento contém um dispositivo de processamento para processar os fluidos de produção da ramificação de ala 10. Muitos tipos diferentes de dispositivos de processamento podem ser usados na presente invenção. Por exemplo, o dispositivo de processamento pode compreender uma bomba ou uma turbina de fluido de processo, a fim de aumentar a pressão dos fluidos de produção. De maneira alternativa ou adicionalmente, o aparelho de processamento pode injetar gás, vapor, água do mar, ou outro material nos fluidos. Os fluidos passam do conduto 18a para o primeiro módulo
Petição 870170098056, de 14/12/2017, pág. 22/41
16/24 de processamento 35b e após tratamento ou processamento, passam por um segundo corpo de estrangulamento 15b fechado com uma tampa, e que retorna os fluidos de produção processados para o primeiro corpo de estrangulamento 15a através de um conduto de retorno 19a. Os fluidos de produção processados passam pelo conduto axial central do desviador de fluido do corpo de estrangulamento 15a, e saem do mesmo por meio de uma trajetória de escoamento de produção 20. Depois de os fluidos processados saírem do corpo de estrangulamento 15a, os mesmos podem ser recuperados através de um oleoduto normal de volta para a superfície, ou reinjetados em um poço, ou podem ser manipulados ou ainda processados de qualquer outra forma desejável.
[0059] Uma injeção de gás poderá ser vantajosa, uma vez que a mesma faz os fluidos subirem. A adição de vapor tem o efeito de adicionar energia aos fluidos.
[0060] Uma injeção de água do mar em um poço poderia ser útil no sentido de aumentar a pressão de formação para a recuperação de hidrocarbonetos do poço, e manter a pressão na formação subterrânea contra deformação. Da mesma forma, uma injeção de gases de refugo ou detritos de perfuração, etc., em um poço elimina a necessidade do descarte destes na superfície, o que pode ser caro e ambientalmente prejudicial.
[0061] O dispositivo de processamento pode também permitir que produtos químicos sejam adicionados aos fluidos, por exemplo, moderadores de viscosidade, que afinam os fluidos, tornando-os mais fáceis de bombear, ou moderadores de fricção de revestimento de tubo, que minimizam o atrito entre os fluidos e os tubos. Outros exemplos de produtos químicos que podem ser injetados são os tensoativos, os refrigerantes, bem como os produtos químicos de fratura de poço. O dispositivo de processamento pode também compreender um equipaPetição 870170098056, de 14/12/2017, pág. 23/41
17/24 mento de eletrólise de água por injeção. Os materiais injetados com produtos químicos podem ser adicionados através de um ou mais condutos de entrada extras.
[0062] O dispositivo de processamento pode também compreender um tubo ascendente de fluido, o qual pode prover uma rota alternativa entre o furo de poço e a superfície. Isto poderá ser muito útil caso, por exemplo, a ramificação 10 fique bloqueada.
[0063] De maneira alternativa, o dispositivo de processamento pode compreender um equipamento de separação, por exemplo, para a separação de gás, água, areia / resíduos e/ou hidrocarbonetos. O componente separado pode ser sifonado através de um ou mais processos.
[0064] O dispositivo de processamento pode de maneira alternativa ou adicionalmente incluir um aparelho de medição, por exemplo, para medir a temperatura / a vazão / a constituição / a consistência, etc. A temperatura pode, então, ser comparada com as leituras de temperatura feitas a partir do fundo do poço a fim de calcular a mudança de temperatura nos fluidos produzidos. Além disso, o dispositivo de processamento pode incluir um equipamento de eletrólise de água por injeção.
[0065] As modalidades alternativas da presente invenção podem ser utilizadas tanto para a recuperação de fluidos de produção, como para a injeção de fluidos, e o tipo do aparelho de processamento poderá ser selecionado, conforme o caso.
[0066] Um desviador de fluido adequado para uso no corpo de estrangulamento 15a na modalidade da Figura 4 é descrito no Pedido
WO/2005/047646, cuja descrição é incorporada ao presente documento à guisa de referência.
[0067] O dispositivo de processamento é mostrado nas áreas sombreadas do módulo de processamento 35b, conforme indicado na
Petição 870170098056, de 14/12/2017, pág. 24/41
18/24 vista em planta da Figura 3, e uma área central axial não possui nenhum dispositivo de processamento, e aloja um primeiro conduto de extensão de mandril 5b. Em sua extremidade inferior, próxima à segunda chapa 25b, o primeiro conduto de extensão de mandril 5b tem um soquete de modo a alojar a extremidade macho do mandril de furo de poço 5 que se estende através da superfície superior da segunda chapa 25b, conforme mostrado na Figura 2. O soquete é dotado de dispositivos de conexão a fim de vedar o conduto de extensão 5b no mandril 5, e o soquete é escalonado na superfície interna do conduto de extensão de mandril 5b, de modo que o furo interno do mandril 5 fique contínuo com o furo interno do conduto de extensão de mandril 5b e seja vedado no mesmo. Quando o conduto de extensão de mandril 5b for conectado ao mandril 5, o mesmo efetivamente estenderá o furo do mandril 5 para cima através da superfície superior da terceira chapa 25c na mesma extensão, à medida que o mandril 5 se estende ao longo da segunda chapa 25b, conforme mostrado na Figura 2.
[0068] A superfície superior da terceira chapa 25c através da qual o primeiro conduto de extensão de mandril 50 se projeta, conforme mostrado na Figura 4, tem, portanto, o mesmo perfil (no que diz respeito ao mandril do furo de poço) da árvore básica mostrada na Figura
1. O conduto de extensão de mandril 5b pode ser tapado. As demais características da superfície superior da terceira chapa 35c são também dispostas tal como na árvore básica, por exemplo, os pontos rígidos para o mancal de peso são providos pelos pontaletes 14, e quaisquer conexões de fluido que podem ser necessárias (por exemplo, os condutos hidráulicos de sinal da face superior da segunda chapa 25b necessários para operar os instrumentos da árvore) podem ter condutos contínuos que provêem uma interface entre a terceira chapa 25c e a segunda chapa 25b.
[0069] A terceira chapa 25c tem uma seção recortada a fim de
Petição 870170098056, de 14/12/2017, pág. 25/41
19/24 permitir acesso ao segundo corpo de estrangulamento 15b, mas esta chapa pode ser espaçada do primeiro corpo de estrangulamento 15a, e não precisa ficar diretamente acima do mesmo. Isto mostra que, embora seja vantajoso, em determinadas circunstâncias, que o conduto que se adapta à árvore básica fique no mesmo lugar sobre a superfície superior que o seu recurso correspondente se localiza sobre a chapa inferior, isto não é de forma alguma necessário, e os condutos de ligação (tais como os condutos 18 e 19) podem ser direcionados em torno dos dispositivos de processamento, conforme desejado.
[0070] Os pontaletes de guia 14 podem opcionalmente ser dispostos como os pontaletes de perfuração 14' que se estendem em um sentido ascendente a partir da superfície superior das chapas, e se acoplam aos soquetes que faceiam para baixo 14 na base do módulo de processamento acima dos mesmos, conforme mostrado na Figura
4. De qualquer maneira, será vantajoso (porém, não essencial) que os pontaletes de suporte sobre um módulo inferior fiquem diretamente abaixo dos mesmos em um módulo superior, de modo a melhorar as características de rolamento de peso do aparelho. Um painel de controle 34b pode ser provido para o controle do módulo de processamento 35b. No exemplo mostrado na Figura 4, o módulo de processamento compreende uma bomba.
[0071] Com referência a seguir à Figura 5, um segundo módulo de processamento 35c tem diso instalado sobre a superfície superior da terceira chapa 25c. A tampa cega do segundo corpo de estrangulamento 15b é substituída por um desviador de fluido 17b similar ao desviador que ocupa agora o primeiro corpo de estrangulamento 15a. O desviador 17b é provido com condutos de fluido 18b e 19b a fim de enviar fluidos para o segundo módulo de processamento 35c e retornar os mesmos, através de um outro corpo de estrangulamento fechado 15c, para transferência novamente para o primeiro corpo de esPetição 870170098056, de 14/12/2017, pág. 26/41
20/24 trangulamento 15a, para mais um tratamento, recuperação ou injeção, conforme previamente descrito.
[0072] Acima do segundo módulo de processamento 35c encontra-se uma quarta chapa 25d, com as mesmas áreas de cobertura das segunda e terceira chapas, com pontaletes de guia 14 e conectores de fluido, etc., nos mesmos locais. O segundo módulo de processamento 35c, que pode incorporar um diferente dispositivo de processamento com relação ao primeiro módulo 35b, por exemplo, um dispositivo de dosagem química, é também construído em torno de um segundo conduto de extensão de mandril central 5c, que fica axialmente alinhado ao furo de mandril 5 e à primeira extensão 5b. O mesmo tem soquetes e vedações a fim de conectar o primeiro conduto de extensão de mandril exatamente como o primeiro conduto de extensão 5b se conecta ao mandril 5, de modo que o mandril efetivamente se estenda de maneira contínua ao longo das duas unidades de processamento 35b e 35c e apresente o mesmo perfil de topo que a cabeça de poço básica, facilitando, assim, a intervenção por meio do uso de um equipamento convencional sem ter de retirar as unidades de processamento.
[0073] As unidades de processamento podem ser dispostas em paralelo ou em série. As Figuras 6 a 8 mostram uma outra modalidade de árvore vertical. As peças similares entre as duas modalidades receberam os mesmos numerais de referência aumentados em 100.
[0074] Na modalidade mostrada nas Figuras 6 a 8, a árvore vertical é dotada de um mandril central 100 com um furo de produção 101 e um espaço anular 102 (vide Figura 6). O furo de produção 101 alimenta o estrangulador de produção 116p de um corpo de estrangulamento de produção 115p através de uma ramificação de ala de produção 110, e o furo anular 102 alimenta o estrangulador de coroa anular
116a em um corpo de estrangulamento de coroa anular 115a através
Petição 870170098056, de 14/12/2017, pág. 27/41
21/24 de uma ramificação de ala de coroa anular 111. A árvore tem um coroamento 106 a fim de vedar o mandril e os furos de produção e de coroa anular, localizados no topo de uma segunda chapa 125b disposta diretamente acima de uma primeira chapa inferior 125a, conforme previamente descrito. A segunda chapa 125b é suportada pelos pontaletes tubulares 114a, e pelos pontaletes de guia 114' que se estendem a partir da superfície superior da segunda chapa 125b. São providos controles de ROV (robô submarino de controle remoto) em um painel de controle 134, como na primeira modalidade.
[0075] A Figura 8 mostra um primeiro módulo de processamento 135b disposto sobre o topo da segunda chapa 125b, conforme previamente descrito. O primeiro módulo de processamento 135b é dotado de um espaço axial central para o primeiro conduto de extensão de mandril 105b, com os seus dispositivos de processamento (por exemplo, uma bomba) deslocados do eixo geométrico central, conforme previamente descrito. Um segundo módulo de processamento 135c se localiza no topo do primeiro módulo, da mesma maneira conforme descrita com referência à modalidade da Figura 5. O segundo módulo de processamento 135c tem ainda um espaço axial central para o segundo conduto de extensão de mandril 105c, com os dispositivos de processamento alojados no segundo módulo de processamento 135c deslocados do eixo geométrico central, conforme previamente descrito. O segundo módulo de processamento 135c sendo pode compreender um dispositivo de injeção química. O segundo conduto de extensão de mandril 105c se conecta ao primeiro conduto 105b, conforme acima descrito com relação à primeira modalidade.
[0076] Os fluidos de produção são direcionados do corpo de estrangulamento de produção 115p por meio de um desviador de fluido
117p, conforme acima descrito, através da formação de tubos 118p e
119p para o primeiro módulo de processamento 135b, e novamente
Petição 870170098056, de 14/12/2017, pág. 28/41
22/24 para o corpo de estrangulamento 115p para uma transmissão contínua através do tubo de escoamento 120. Opcionalmente, os fluidos tratados podem passar por outros módulos de tratamento dispostos em série com o primeiro módulo,e empilhados sobre o topo do segundo módulo, conforme acima descrito.
[0077] Os fluidos que sobem pela coroa anular são direcionados a partir do corpo de estrangulamento de coroa anular 115a por meio de um desviador de fluido 117a, conforme acima descrito, através da formação de tubos 118a e 119a, para o segundo módulo de processamento 135c, e novamente para o corpo de estrangulamento 115a para transmissão contínua. Opcionalmente, os fluidos tratados podem passar por outros módulos de tratamento dispostos em série com o segundo módulo, e empilhados sobre o topo do segundo ou outros módulos, conforme acima descrito.
[0078] As Figuras 11 a 13 mostram uma modalidade alternativa, na qual a cabeça de poço é dotada dos módulos de processamento empilhados, conforme previamente descrito, mas nos quais, o inserto especial de desviador de dois furos 17 do corpo de estrangulamento 15 é substituído por um sistema saltador de um único furo. Na modalidade modificada mostrada nestas figuras, a mesma numeração foi usada, mas com a centena 200 adicionada aos numerais de referência. Os fluidos de produção sobem pelo furo de produção 201, e passam pela ramificação de ala 211, mas, ao invés de passar deste ponto para o corpo de estrangulamento 215, os mesmos são desviados para uma passagem de saltador de um único furo 218 e dali para o módulo de processo 235. Depois de serem processados, os fluidos escoam do módulo de processo através de um tubo de retorno de um único furo 219 para o corpo de estrangulamento 215, onde os mesmos passam pelo estrangulador convencional 216 e saem pela saída do corpo de estrangulamento 220. A presente modalidade ilustra o pedido da prePetição 870170098056, de 14/12/2017, pág. 29/41
23/24 sente invenção com relação a tubulações sem desviadores de fluxo concêntricos de dois furos nos corpos de estrangulamento.
[0079] As modalidades da presente invenção provêem um acesso de intervenção às árvores e a outras tubulações com módulos de tratamento da mesma forma como se poderia ter acesso a árvores ou outras tubulações sem tais módulos de tratamento. As superfícies superiores do módulo mais superior das modalidades da presente invenção são dispostas de modo a apresentar a mesma área de cobertura que a árvore básica ou tubulação, de modo que o equipamento de intervenção possa se assentar sobre o topo dos módulos, e se conectar diretamente ao furo da tubulação sem perda de tempo na remoção ou redisposição dos módulos, e, desta forma, economizando tempo e custos.
[0080] As modificações e aperfeiçoamentos da presente invenção podem ser incorporados sem se afastar do âmbito de aplicação da presente invenção. Por exemplo, a montagem pode ser fixada a um espaço anular ao invés de ser fixada em um furo de produção.
[0081] Quaisquer dentre as modalidades que são mostradas conectadas a uma ramificação de ala de produção podem ser conectadas a uma ramificação de ala de espaço anular ou a qualquer outra ramificação da árvore, ou a outra tubulação. Determinadas modalidades podem ser conectadas a outras peças da ramificação de ala, e não são necessariamente fixadas a um corpo de estrangulamento. Por exemplo, estas modalidades podem se localizar em séries com um estrangulador, em um ponto diferente na ramificação de ala.
[0082] Embora a presente invenção possa ser suscetível a várias modificações e formas alternativas, foram mostradas modalidades específicas à guisa de exemplo nos desenhos e descritas em detalhe no presente documento. No entanto, deve-se entender que a presente invenção não se limita às formas particulares apresentadas. Em conPetição 870170098056, de 14/12/2017, pág. 30/41
24/24 trapartida, a presente invenção deve abranger todas essas modificações, equivalentes, e alternativas que recaiam dentro do espírito e âmbito de aplicação da presente invenção, conforme definida pelas reivindicações em apenso a seguir.
Claims (21)
- REIVINDICAÇÕES1. Sistema para um poço submarino compreendendo:uma tubulação tendo um mandril central (5) com um eixo central;um primeiro corpo de estrangulamento (15a) para receber um fluxo de fluidos a partir de um furo de produção (1) do poço e que fornece o fluxo de fluidos para um escoamento de produção (20);um primeiro módulo (35b) montado na tubulação e configurado para processar o fluido do furo de produção (1), em o primeiro módulo (35b) compreende:um conduto de extensão (5b) tendo uma conexão que é acoplável ao mandril central (5) da tubulação;um dispositivo de processamento;uma entrada de processamento; e uma saída de processamento;a entrada de processamento do primeiro módulo (35b) compreendendo um conduto (18a) para fornecer o fluxo de fluidos a partir do corpo de estrangulamento (15a) para o dispositivo de processamento do primeiro módulo (35b);caracterizado pelo fato de que o dispositivo de processamento é disposto em torno do eixo central e separado do conduto de extensão (5b); e a saída de processamento do primeiro módulo (35b) compreende um segundo corpo de estrangulamento (15b) para receber fluido processado do dispositivo de processamento e um conduto (19a) através do qual o fluido de processamento é retornado ao primeiro corpo de estrangulamento (15a) antes de retornar a uma trajetória de escoamento (20) para recuperação; e o primeiro módulo de processamento (35b) é configurado para ser acoplado, quando necessário, a um segundo módulo de processamento (35c) configurado para processar o fluido do poço, e o primeiro módulo dePetição 870180164138, de 17/12/2018, pág. 8/13
- 2/6 processamento (35b) compreende uma segunda entrada de processamento e uma segunda saída de processamento, cada uma compreendendo uma trajetória de escoamento (18a, 19a) configurada para acoplar ao segundo módulo de processamento (35c).2. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que a tubulação compreende uma “árvore de Natal” e o conduto de extensão (5b, 105b, 205) tem um furo (1, 101,201) de diâmetro comum ao mandril (5).
- 3. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o dispositivo de processamento compreende uma bomba, uma turbina de fluido de processo, um aparelho de injeção para injetar gás ou vapor, um aparelho de injeção química, um vaso de reação química, um aparelho de regulagem de pressão, um tubo ascendente de fluido; um aparelho de medição; um aparelho de medição de temperatura; um aparelho de medição de velocidade de escoamento; um aparelho de medição de constituição; um aparelho de medição de consistência; um aparelho de separação de gás; um aparelho de separação de água; um aparelho de separação de elementos sólidos; e um aparelho de separação de hidrocarbonetos, ou uma combinação dos mesmos.
- 4. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por compreender:uma interface inferior, compreendendo o conduto de extensão (5b, 105b, 205); e uma estrutura rígida, compreendendo uma superfície superior; e uma superfície inferior;em que o dispositivo de processamento está contido entre a superfície superior e a superfície inferior.
- 5. Sistema, de acordo com a reivindicação 4, caracterizado pelo fato de que o primeiro módulo (35b, 135b) é empilhável ao segundo módulo (35c, 135c).
- 6. Sistema, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fatoPetição 870180164138, de 17/12/2018, pág. 9/133/6 de que o primeiro módulo (35b, 135b) compreende uma interface superior que é acoplável à interface inferior do segundo módulo (35c, 135c).
- 7. Sistema, de acordo com a reivindicação 5, caracterizado pelo fato de que o primeiro módulo (35b) compreende um primeiro desviador (17a) configurado para acoplar-se ao segundo desviador (17b) do segundo módulo (35c).
- 8. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado por incluir ainda:um desviador (17a, 17b), que compreende:uma trajetória de escoamento de alimentação (18a), que compreende:uma primeira saída acoplável à primeira abertura de processamento do dispositivo de processamento, em que o dispositivo de processamento é configurado para processar fluidos de um poço; e uma trajetória de escoamento de retorno (19a), que compreende:uma segunda entrada acoplável à segunda abertura de estrangulamento do dispositivo de processamento; e uma segunda saída acoplável ao corpo de estrangulamento (15b).
- 9. Sistema, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o desviador (17b, 117a, 117b) é configurado para se montar em uma ramificação da tubulação.
- 10. Sistema, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o desviador (17b, 117a, 117b) é configurado para ficar disposto em um corpo de estrangulamento da árvore (15a,15b, 115a 115p, 215).
- 11. Sistema, de acordo com a reivindicação 10, caracterizado pelo fato de que a segunda saída está em comunicação com um estrangulamento de entrada do corpo de estrangulamento (15b).
- 12. Sistema, de acordo com a reivindicação 8, caracterizado pelo fato de que o desviador (17b, 117a, 117b) compreende uma primeira passagem dePetição 870180164138, de 17/12/2018, pág. 10/134/6 escoamento em comunicação com a primeira saída, e uma segunda passagem de escoamento entre a segunda entrada e a segunda saída.
- 13. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que:o mandril (5) tem um perfil superior; e o dispositivo de processamento tem um perfil inferior configurado para se acoplar diretamente ao perfil superior do mandril (5).
- 14. Sistema de poço, de acordo com a reivindicação 13, caracterizado pelo fato de que o módulo de processamento (35b, 135b, 235) é configurado para se acoplar ao topo de uma tubulação através da extensão do conduto (18, 118, 218) de, e em que a extensão do conduto (18, 118, 218) compreende um furo que é configurado para se alinhar com um furo da tubulação (1, 101,201).
- 15. Sistema, de acordo com a reivindicação 1, caracterizado pelo fato de que o primeiro módulo (35b, 135b) tem cargas transferidas para o mandril.
- 16. Sistema para um poço submarino compreendendo:uma tubulação com um mandril (5, 105) e tendo um corpo de estrangulamento (15a, 115p), o corpo de estrangulamento (15a, 115p) possuindo primeira e segunda aberturas de estrangulamento, a segunda abertura de estrangulamento se comunicando com um tubo de escoamento (20, 120);um primeiro módulo (35b, 135b) montado na tubulação e configurado para processar o fluido do furo de produção (1, 101), caracterizado pelo fato de que o primeiro módulo (35b, 135b) compreende:um conduto de extensão (5b, 105b) tendo uma conexão que é acoplável a e coaxial com o mandril (5, 105) da tubulação;um dispositivo de processamento, em que o conduto de extensão (5b, 105b) se estende através do dispositivo de processamento;o dispositivo de processamento tendo um primeiro conduto de processamento (18a, 118p) formando uma primeira trajetória de escoamento sePetição 870180164138, de 17/12/2018, pág. 11/135/6 estendendo entre o furo de produção (1, 101) e o dispositivo de processamento, e um segundo conduto de processamento (19a, 119p) formando uma segunda trajetória de escoamento se estendendo entre o dispositivo de processamento e a primeira abertura de estrangulamento.
- 17. Sistema, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que o fluido processado escoa dentro da primeira abertura de estrangulamento e então fora da segunda abertura de estrangulamento para o corpo de estrangulamento.
- 18. Sistema, de acordo com a reivindicação 16, caracterizado pelo fato de que a tubulação inclui uma ramificação através da qual o fluido do furo de produção (1, 101, 201) escoa e em que o primeiro conduto de processamento (18, 118, 218) conecta a ramificação do dispositivo de processamento.
- 19. Sistema, de acordo com a reivindicação 18, caracterizado pelo fato de que o corpo de estrangulamento (15a, 15b, 115a, 115p, 215) é disposto na ramificação e o estrangulamento é disposto no corpo do estrangulamento.
- 20. Método para processar fluidos do poço compreendendo as etapas de:desviar fluidos de um furo (1) de uma tubulação para um módulo de processamento (35b), em que o módulo de processamento (35b) é acoplado a um mandril (5) da tubulação;processar os fluidos no módulo de processamento (35b); e retornar os fluidos processados a uma trajetória de escoamento (20) para recuperação;caracterizado pelo fato de que:os fluidos do furo (1) são passados através de um primeiro corpo de estrangulamento (15a) e através de um conduto (18a) para uma entrada de processamento do modulo de processamento (35b); e os fluidos processados são passados do módulo de processamento (35b) através de um segundo corpo de estrangulamento (15b) e através de umPetição 870180164138, de 17/12/2018, pág. 12/136/6 conduto (19a) para o primeiro corpo de estrangulamento (15a) antes de retornar a uma trajetória de escoamento (20) para recuperação.
- 21. Método, de acordo com a reivindicação 20, caracterizado pelo fato de que a etapa de processar compreende passar os fluidos por uma bomba, uma turbina de fluido de processo, um aparelho de injeção para injetar gás ou vapor, um aparelho de injeção química, um vaso de reação química, um aparelho de regulagem de pressão, um tubo ascendente, um aparelho de medição, um aparelho de medição de temperatura, um aparelho de medição de velocidade de escoamento, um aparelho de medição de constituição, um aparelho de medição de consistência, um aparelho de separação de gás, um aparelho de separação de água, um aparelho de separação de sólidos, um aparelho de separação de hidrocarbonetos, ou uma combinação dos mesmos.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB0625526.9 | 2006-12-18 | ||
GBGB0625526.9A GB0625526D0 (en) | 2006-12-18 | 2006-12-18 | Apparatus and method |
PCT/US2007/084884 WO2008076567A2 (en) | 2006-12-18 | 2007-11-15 | Apparatus and method for processing fluids from a well |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
BRPI0721073A2 BRPI0721073A2 (pt) | 2014-04-15 |
BRPI0721073B1 true BRPI0721073B1 (pt) | 2019-04-09 |
Family
ID=37734615
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
BRPI0721073-6A BRPI0721073B1 (pt) | 2006-12-18 | 2007-11-15 | Sistema e método para o processamento de fluidos de um poço |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (4) | US8297360B2 (pt) |
EP (2) | EP2100003B1 (pt) |
BR (1) | BRPI0721073B1 (pt) |
GB (1) | GB0625526D0 (pt) |
NO (1) | NO345267B1 (pt) |
SG (2) | SG10201608287SA (pt) |
WO (1) | WO2008076567A2 (pt) |
Families Citing this family (30)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP2233686B1 (en) | 2003-05-31 | 2017-09-06 | OneSubsea IP UK Limited | Apparatus and method for recovering fluids from a well and/or injecting fluids into a well |
DE602005013496D1 (de) | 2004-02-26 | 2009-05-07 | Cameron Systems Ireland Ltd | Verbindungssystem für unterwasser-strömungsgrenzflächenausrüstung |
GB0618001D0 (en) | 2006-09-13 | 2006-10-18 | Des Enhanced Recovery Ltd | Method |
GB0625526D0 (en) | 2006-12-18 | 2007-01-31 | Des Enhanced Recovery Ltd | Apparatus and method |
GB0625191D0 (en) | 2006-12-18 | 2007-01-24 | Des Enhanced Recovery Ltd | Apparatus and method |
US8151890B2 (en) * | 2008-10-27 | 2012-04-10 | Vetco Gray Inc. | System, method and apparatus for a modular production tree assembly to reduce weight during transfer of tree to rig |
US8672038B2 (en) * | 2010-02-10 | 2014-03-18 | Magnum Subsea Systems Pte Ltd. | Retrievable subsea bridge tree assembly and method |
NO332487B1 (no) * | 2011-02-02 | 2012-10-01 | Subsea Solutions As | Fremgangsmate og anordning for a forlenge i det minste et ventiltres eller en navlestrengs levetid |
US20130000918A1 (en) * | 2011-06-29 | 2013-01-03 | Vetco Gray Inc. | Flow module placement between a subsea tree and a tubing hanger spool |
US8978763B2 (en) | 2011-09-23 | 2015-03-17 | Cameron International Corporation | Adjustable fracturing system |
US9068450B2 (en) | 2011-09-23 | 2015-06-30 | Cameron International Corporation | Adjustable fracturing system |
US8839867B2 (en) | 2012-01-11 | 2014-09-23 | Cameron International Corporation | Integral fracturing manifold |
GB201202581D0 (en) | 2012-02-15 | 2012-03-28 | Dashstream Ltd | Method and apparatus for oil and gas operations |
US9702220B2 (en) | 2012-02-21 | 2017-07-11 | Onesubsea Ip Uk Limited | Well tree hub and interface for retrievable processing modules |
SG10201608970SA (en) | 2012-04-26 | 2016-12-29 | Ian Donald | Oilfield apparatus and methods of use |
GB2514150B (en) * | 2013-05-15 | 2016-05-18 | Aker Subsea Ltd | Subsea connections |
CN203384422U (zh) * | 2013-06-15 | 2014-01-08 | 曹江生 | 一种新型计量阀组 |
US10450833B2 (en) | 2014-04-24 | 2019-10-22 | Onesubsea Ip Uk Limited | Self-regulating flow control device |
CN104202740B (zh) * | 2014-05-08 | 2019-07-19 | 中兴通讯股份有限公司 | 通信数据发送方法、装置及用户设备 |
MY174927A (en) * | 2014-12-15 | 2020-05-22 | Enpro Subsea Ltd | Apparatus, systems and methods for oil and gas operations |
CN106201043B (zh) * | 2015-05-08 | 2019-10-11 | 群创光电股份有限公司 | 触控结构及其应用 |
US10323475B2 (en) | 2015-11-13 | 2019-06-18 | Cameron International Corporation | Fracturing fluid delivery system |
GB2551953B (en) * | 2016-04-11 | 2021-10-13 | Equinor Energy As | Tie in of pipeline to subsea structure |
US10487608B2 (en) * | 2016-05-11 | 2019-11-26 | Onesubsea Ip Uk Limited | Subsea flowmeter connector assembly |
US10954746B2 (en) * | 2016-07-27 | 2021-03-23 | Fmc Technologies, Inc. | Ultra-compact subsea tree |
GB2553004B (en) * | 2016-08-19 | 2020-02-19 | Fourphase As | Solid particle separation in oil and/or gas production |
WO2018164657A1 (en) * | 2017-03-06 | 2018-09-13 | Fmc Technologies, Inc. | Compact flow control module |
BR112019020469B1 (pt) | 2017-03-28 | 2023-12-26 | Baker Hughes Energy Technology UK Limited | Sistema para recuperar hidrocarbonetos de um furo de poço e sistema para direcionar o fluxo de fluidos para dentro e fora de formações subterrâneas contendo hidrocarbonetos |
RU188422U1 (ru) * | 2018-11-09 | 2019-04-11 | Акционерное общество "Научно-исследовательский институт резиновых покрытий и изделий" | Обвязка фонтанной арматуры |
US11719065B2 (en) * | 2020-11-13 | 2023-08-08 | Onesubsea Ip Uk Limited | Configurable coupling assembly |
Family Cites Families (253)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB242913A (en) | 1925-06-25 | 1925-11-19 | Albert Wainman | Improvements in convertible settees |
US1758376A (en) | 1926-01-09 | 1930-05-13 | Nelson E Reynolds | Method and means to pump oil with fluids |
US1994840A (en) | 1930-05-27 | 1935-03-19 | Caterpillar Tractor Co | Chain |
US1944573A (en) | 1931-10-12 | 1934-01-23 | William A Raymond | Control head |
US1944840A (en) | 1933-02-24 | 1934-01-23 | Margia Manning | Control head for wells |
US2132199A (en) | 1936-10-12 | 1938-10-04 | Gray Tool Co | Well head installation with choke valve |
US2276883A (en) | 1937-05-18 | 1942-03-17 | Standard Catalytic Co | Apparatus for preheating liquid carbonaceous material |
US2233077A (en) | 1938-10-10 | 1941-02-25 | Barker | Well controlling apparatus |
US2412765A (en) | 1941-07-25 | 1946-12-17 | Phillips Petroleum Co | Recovery of hydrocarbons |
US2415992A (en) | 1943-09-25 | 1947-02-18 | Louis C Clair | Gas pressure reducing means |
US2962356A (en) | 1953-09-09 | 1960-11-29 | Monsanto Chemicals | Corrosion inhibition |
US2790500A (en) | 1954-03-24 | 1957-04-30 | Edward N Jones | Pump for propelling pellets into oil wells for treating the same |
US2893435A (en) | 1956-02-03 | 1959-07-07 | Mcevoy Co | Choke |
US3101118A (en) | 1959-08-17 | 1963-08-20 | Shell Oil Co | Y-branched wellhead assembly |
GB1022352A (en) | 1961-06-25 | 1966-03-09 | Ass Elect Ind | Improvements relating to intercoolers for rotary gas compressors |
US3163224A (en) | 1962-04-20 | 1964-12-29 | Shell Oil Co | Underwater well drilling apparatus |
US3378066A (en) | 1965-09-30 | 1968-04-16 | Shell Oil Co | Underwater wellhead connection |
US3358753A (en) | 1965-12-30 | 1967-12-19 | Shell Oil Co | Underwater flowline installation |
FR1567019A (pt) | 1967-01-19 | 1969-05-16 | ||
US3608631A (en) | 1967-11-14 | 1971-09-28 | Otis Eng Co | Apparatus for pumping tools into and out of a well |
US3593808A (en) | 1969-01-07 | 1971-07-20 | Arthur J Nelson | Apparatus and method for drilling underwater |
US3603409A (en) | 1969-03-27 | 1971-09-07 | Regan Forge & Eng Co | Method and apparatus for balancing subsea internal and external well pressures |
US3710859A (en) | 1970-05-27 | 1973-01-16 | Vetco Offshore Ind Inc | Apparatus for remotely connecting and disconnecting pipe lines to and from a submerged wellhead |
US3705626A (en) | 1970-11-19 | 1972-12-12 | Mobil Oil Corp | Oil well flow control method |
US3688840A (en) | 1971-02-16 | 1972-09-05 | Cameron Iron Works Inc | Method and apparatus for use in drilling a well |
US3777812A (en) | 1971-11-26 | 1973-12-11 | Exxon Production Research Co | Subsea production system |
FR2165719B1 (pt) | 1971-12-27 | 1974-08-30 | Subsea Equipment Ass Ltd | |
US3753257A (en) | 1972-02-28 | 1973-08-14 | Atlantic Richfield Co | Well monitoring for production of solids |
US3820558A (en) | 1973-01-11 | 1974-06-28 | Rex Chainbelt Inc | Combination valve |
FR2253976B1 (pt) | 1973-12-05 | 1976-11-19 | Subsea Equipment Ass Ltd | |
US4125345A (en) | 1974-09-20 | 1978-11-14 | Hitachi, Ltd. | Turbo-fluid device |
US3957079A (en) | 1975-01-06 | 1976-05-18 | C. Jim Stewart & Stevenson, Inc. | Valve assembly for a subsea well control system |
FR2314350A1 (fr) | 1975-06-13 | 1977-01-07 | Seal Petroleum Ltd | Methode d'installation et de controle d'un ensemble de vannes d'une tete de puits petrolier sous-marin et outil de mise en oeuvre |
US4046191A (en) | 1975-07-07 | 1977-09-06 | Exxon Production Research Company | Subsea hydraulic choke |
US4090366A (en) | 1976-05-12 | 1978-05-23 | Vickers-Intertek Limited | Transit capsules |
US4042033A (en) | 1976-10-01 | 1977-08-16 | Exxon Production Research Company | Combination subsurface safety valve and chemical injector valve |
US4120362A (en) | 1976-11-22 | 1978-10-17 | Societe Nationale Elf Aquitaine (Production) | Subsea station |
US4120363A (en) * | 1976-11-26 | 1978-10-17 | Arnold E. Ernst | Root crop harvester |
US4095649A (en) | 1977-01-13 | 1978-06-20 | Societe Nationale Elf Aquitaine (Production) | Reentry system for subsea well apparatus |
AU498216B2 (en) | 1977-03-21 | 1979-02-22 | Exxon Production Research Co | Blowout preventer bypass |
US4099583A (en) | 1977-04-11 | 1978-07-11 | Exxon Production Research Company | Gas lift system for marine drilling riser |
US4105068A (en) | 1977-07-29 | 1978-08-08 | Chicago Bridge & Iron Company | Apparatus for producing oil and gas offshore |
FR2399609A1 (fr) | 1977-08-05 | 1979-03-02 | Seal Participants Holdings | Raccordement automatique de deux conduites susceptibles de presenter un ecart d'alignement |
US4102401A (en) | 1977-09-06 | 1978-07-25 | Exxon Production Research Company | Well treatment fluid diversion with low density ball sealers |
US4190120A (en) | 1977-11-18 | 1980-02-26 | Regan Offshore International, Inc. | Moveable guide structure for a sub-sea drilling template |
US4161367A (en) | 1978-02-15 | 1979-07-17 | Fmc Corporation | Method and apparatus for completing diverless subsea flowline connections |
US4260022A (en) | 1978-09-22 | 1981-04-07 | Vetco, Inc. | Through the flow-line selector apparatus and method |
US4223728A (en) | 1978-11-30 | 1980-09-23 | Garrett Energy Research & Engineering Inc. | Method of oil recovery from underground reservoirs |
US4210208A (en) | 1978-12-04 | 1980-07-01 | Sedco, Inc. | Subsea choke and riser pressure equalization system |
US4294471A (en) | 1979-11-30 | 1981-10-13 | Vetco Inc. | Subsea flowline connector |
JPS5919883Y2 (ja) | 1980-03-19 | 1984-06-08 | 日立建機株式会社 | 環状熱交換器 |
US4291772A (en) | 1980-03-25 | 1981-09-29 | Standard Oil Company (Indiana) | Drilling fluid bypass for marine riser |
US4403658A (en) | 1980-09-04 | 1983-09-13 | Hughes Tool Company | Multiline riser support and connection system and method for subsea wells |
GB2089866B (en) | 1980-12-18 | 1984-08-30 | Mecevoy Oilfield Equipment Co | Underwater christmas tree cap and lockdown apparatus |
US4347899A (en) | 1980-12-19 | 1982-09-07 | Mobil Oil Corporation | Downhold injection of well-treating chemical during production by gas lift |
US4401164A (en) | 1981-04-24 | 1983-08-30 | Baugh Benton F | In situ method and apparatus for inspecting and repairing subsea wellheads |
US4457489A (en) | 1981-07-13 | 1984-07-03 | Gilmore Samuel E | Subsea fluid conduit connections for remote controlled valves |
US4444275A (en) | 1981-12-02 | 1984-04-24 | Standard Oil Company | Carousel for vertically moored platform |
CH638019A5 (en) | 1982-04-08 | 1983-08-31 | Sulzer Ag | Compressor system |
US4509599A (en) | 1982-10-01 | 1985-04-09 | Baker Oil Tools, Inc. | Gas well liquid removal system and process |
CA1223520A (en) | 1982-11-05 | 1987-06-30 | Harry Weston | Safety valve apparatus and method |
US4502534A (en) | 1982-12-13 | 1985-03-05 | Hydril Company | Flow diverter |
US4478287A (en) | 1983-01-27 | 1984-10-23 | Hydril Company | Well control method and apparatus |
US4503878A (en) | 1983-04-29 | 1985-03-12 | Cameron Iron Works, Inc. | Choke valve |
US4589493A (en) | 1984-04-02 | 1986-05-20 | Cameron Iron Works, Inc. | Subsea wellhead production apparatus with a retrievable subsea choke |
US4626135A (en) | 1984-10-22 | 1986-12-02 | Hydril Company | Marine riser well control method and apparatus |
US4607701A (en) | 1984-11-01 | 1986-08-26 | Vetco Offshore Industries, Inc. | Tree control manifold |
GB8429920D0 (en) | 1984-11-27 | 1985-01-03 | Vickers Plc | Marine anchors |
US4646844A (en) | 1984-12-24 | 1987-03-03 | Hydril Company | Diverter/bop system and method for a bottom supported offshore drilling rig |
GB8505327D0 (en) | 1985-03-01 | 1985-04-03 | Texaco Ltd | Subsea well head template |
US4630681A (en) | 1985-02-25 | 1986-12-23 | Decision-Tree Associates, Inc. | Multi-well hydrocarbon development system |
GB8505328D0 (en) | 1985-03-01 | 1985-04-03 | Texaco Ltd | Subsea well head allignment system |
US4648629A (en) | 1985-05-01 | 1987-03-10 | Vetco Offshore, Inc. | Underwater connector |
US4629003A (en) | 1985-08-01 | 1986-12-16 | Baugh Benton F | Guilelineless subsea completion system with horizontal flowline connection |
CN1011432B (zh) | 1986-01-13 | 1991-01-30 | 三菱重工业株式会社 | 特殊原油的开采方法 |
US4695190A (en) | 1986-03-04 | 1987-09-22 | Smith International, Inc. | Pressure-balanced stab connection |
US4749046A (en) | 1986-05-28 | 1988-06-07 | Otis Engineering Corporation | Well drilling and completion apparatus |
JPS634197A (ja) | 1986-06-25 | 1988-01-09 | 三菱重工業株式会社 | 特殊原油の採堀方法 |
US4702320A (en) | 1986-07-31 | 1987-10-27 | Otis Engineering Corporation | Method and system for attaching and removing equipment from a wellhead |
NO175020C (no) | 1986-08-04 | 1994-08-17 | Norske Stats Oljeselskap | Fremgangsmåte ved transport av ubehandlet brönnström |
GB8623900D0 (en) | 1986-10-04 | 1986-11-05 | British Petroleum Co Plc | Subsea oil production system |
GB8627489D0 (en) | 1986-11-18 | 1986-12-17 | British Petroleum Co Plc | Stimulating oil production |
US4896725A (en) | 1986-11-25 | 1990-01-30 | Parker Marvin T | In-well heat exchange method for improved recovery of subterranean fluids with poor flowability |
GB8707307D0 (en) | 1987-03-26 | 1987-04-29 | British Petroleum Co Plc | Sea bed process complex |
US4813495A (en) | 1987-05-05 | 1989-03-21 | Conoco Inc. | Method and apparatus for deepwater drilling |
GB2209361A (en) | 1987-09-04 | 1989-05-10 | Autocon Ltd | Controlling underwater installations |
US4830111A (en) | 1987-09-09 | 1989-05-16 | Jenkins Jerold D | Water well treating method |
US4820083A (en) | 1987-10-28 | 1989-04-11 | Amoco Corporation | Flexible flowline connection to a subsea wellhead assembly |
DE3738424A1 (de) | 1987-11-12 | 1989-05-24 | Dreier Werk Gmbh | Duschkabine als fertigeinheit |
US4848473A (en) | 1987-12-21 | 1989-07-18 | Chevron Research Company | Subsea well choke system |
US4911240A (en) | 1987-12-28 | 1990-03-27 | Haney Robert C | Self treating paraffin removing apparatus and method |
US4874008A (en) | 1988-04-20 | 1989-10-17 | Cameron Iron Works U.S.A., Inc. | Valve mounting and block manifold |
NO890467D0 (no) | 1989-02-06 | 1989-02-06 | Sinvent As | Hydraulisk drevet stempelpumpe for kompresjon av flerfasestroem. |
US4972904A (en) | 1989-08-24 | 1990-11-27 | Foster Oilfield Equipment Co. | Geothermal well chemical injection system |
US4926898A (en) | 1989-10-23 | 1990-05-22 | Sampey Ted J | Safety choke valve |
GB8925075D0 (en) | 1989-11-07 | 1989-12-28 | British Petroleum Co Plc | Sub-sea well injection system |
US5044672A (en) | 1990-03-22 | 1991-09-03 | Fmc Corporation | Metal-to-metal sealing pipe swivel joint |
US5010956A (en) | 1990-03-28 | 1991-04-30 | Exxon Production Research Company | Subsea tree cap well choke system |
US5143158A (en) | 1990-04-27 | 1992-09-01 | Dril-Quip, Inc. | Subsea wellhead apparatus |
US5069286A (en) | 1990-04-30 | 1991-12-03 | The Mogul Corporation | Method for prevention of well fouling |
GB9014237D0 (en) | 1990-06-26 | 1990-08-15 | Framo Dev Ltd | Subsea pump system |
BR9005132A (pt) | 1990-10-12 | 1992-04-14 | Petroleo Brasileiro Sa | Sistema de conexao submarina e conector ativo utilizado no referido sistema |
BR9005131A (pt) | 1990-10-12 | 1992-04-14 | Petroleo Brasileiro Sa | Ferramenta para conexoes simultaneas |
BR9005130A (pt) | 1990-10-12 | 1992-04-14 | Petroleo Brasileiro Sa | Ferramenta para conexoes verticais simultaneas |
US5074519A (en) | 1990-11-09 | 1991-12-24 | Cooper Industries, Inc. | Fail-close hydraulically actuated control choke |
FR2672935B1 (fr) | 1991-02-14 | 1999-02-26 | Elf Aquitaine | Tete de puits sous-marine. |
US5295534A (en) | 1991-04-15 | 1994-03-22 | Texaco Inc. | Pressure monitoring of a producing well |
BR9103429A (pt) | 1991-08-09 | 1993-03-09 | Petroleo Brasileiro Sa | Modulo de arvore satelite e estrutura de linhas de fluxo para interligacao de um poco satelite a um sistema submarino de producao |
BR9103428A (pt) | 1991-08-09 | 1993-03-09 | Petroleo Brasileiro Sa | Arvore de natal molhada |
US5201491A (en) | 1992-02-21 | 1993-04-13 | Texaco Inc. | Adjustable well choke mechanism |
US5248166A (en) | 1992-03-31 | 1993-09-28 | Cooper Industries, Inc. | Flowline safety joint |
EP0568742A1 (en) | 1992-05-08 | 1993-11-10 | Cooper Industries, Inc. | Transfer of production fluid from a well |
DE989283T1 (de) | 1992-06-01 | 2001-03-01 | Cooper Cameron Corp | Bohrlochkopf |
GB2267920B (en) | 1992-06-17 | 1995-12-06 | Petroleum Eng Services | Improvements in or relating to well-head structures |
US5255745A (en) | 1992-06-18 | 1993-10-26 | Cooper Industries, Inc. | Remotely operable horizontal connection apparatus and method |
US5377762A (en) | 1993-02-09 | 1995-01-03 | Cooper Industries, Inc. | Bore selector |
US5398761A (en) | 1993-05-03 | 1995-03-21 | Syntron, Inc. | Subsea blowout preventer modular control pod |
GB9311583D0 (en) | 1993-06-04 | 1993-07-21 | Cooper Ind Inc | Modular control system |
JPH0783266A (ja) | 1993-09-14 | 1995-03-28 | Nippon Seiko Kk | スライド機構用電気粘性流体ダンパ |
FR2710946B1 (fr) | 1993-10-06 | 2001-06-15 | Inst Francais Du Petrole | Système de génération et de transfert d'énergie. |
GB2282863B (en) | 1993-10-14 | 1997-06-18 | Vinten Group Plc | Improvements in or relating to apparatus mountings providing at least one axis of movement with damping |
US5492436A (en) | 1994-04-14 | 1996-02-20 | Pool Company | Apparatus and method for moving rig structures |
NO309442B1 (no) | 1994-05-06 | 2001-01-29 | Abb Offshore Systems As | System og fremgangsmåte for inntrekking og sammenkopling av to undersjöiske rörledninger |
US5553514A (en) | 1994-06-06 | 1996-09-10 | Stahl International, Inc. | Active torsional vibration damper |
KR0129664Y1 (ko) | 1994-06-30 | 1999-01-15 | 김광호 | 로보트의 방진장치 |
GB9418088D0 (en) | 1994-09-08 | 1994-10-26 | Exploration & Prod Serv | Horizontal subsea tree pressure compensated plug |
US5526882A (en) | 1995-01-19 | 1996-06-18 | Sonsub, Inc. | Subsea drilling and production template system |
US5762149A (en) | 1995-03-27 | 1998-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for well bore construction |
GB9514510D0 (en) | 1995-07-15 | 1995-09-13 | Expro North Sea Ltd | Lightweight intervention system |
GB9519454D0 (en) | 1995-09-23 | 1995-11-22 | Expro North Sea Ltd | Simplified xmas tree using sub-sea test tree |
US5730551A (en) | 1995-11-14 | 1998-03-24 | Fmc Corporation | Subsea connector system and method for coupling subsea conduits |
US5649594A (en) | 1995-12-11 | 1997-07-22 | Boots & Coots, L.P. | Method and apparatus for servicing a wellhead assembly |
US6457540B2 (en) | 1996-02-01 | 2002-10-01 | Robert Gardes | Method and system for hydraulic friction controlled drilling and completing geopressured wells utilizing concentric drill strings |
NO305179B1 (no) | 1996-08-27 | 1999-04-12 | Norske Stats Oljeselskap | Anordning ved undervannsbr°nn |
US6279658B1 (en) | 1996-10-08 | 2001-08-28 | Baker Hughes Incorporated | Method of forming and servicing wellbores from a main wellbore |
US20010011593A1 (en) * | 1996-11-06 | 2001-08-09 | Wilkins Robert Lee | Well completion system with an annular bypass and a solid stopper means |
GB2319795B (en) | 1996-11-22 | 2001-01-10 | Vetco Gray Inc Abb | Insert tree |
EP0845577B1 (en) | 1996-11-29 | 2002-07-31 | Cooper Cameron Corporation | Wellhead assembly |
GB2320937B (en) | 1996-12-02 | 2000-09-20 | Vetco Gray Inc Abb | Horizontal tree block for subsea wellhead |
US6050339A (en) | 1996-12-06 | 2000-04-18 | Abb Vetco Gray Inc. | Annulus porting of horizontal tree |
US5868204A (en) | 1997-05-08 | 1999-02-09 | Abb Vetco Gray Inc. | Tubing hanger vent |
US5988282A (en) | 1996-12-26 | 1999-11-23 | Abb Vetco Gray Inc. | Pressure compensated actuated check valve |
US5967235A (en) | 1997-04-01 | 1999-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellhead union with safety interlock |
US6388577B1 (en) | 1997-04-07 | 2002-05-14 | Kenneth J. Carstensen | High impact communication and control system |
US5927405A (en) | 1997-06-13 | 1999-07-27 | Abb Vetco Gray, Inc. | Casing annulus remediation system |
US6289992B1 (en) | 1997-06-13 | 2001-09-18 | Abb Vetco Gray, Inc. | Variable pressure pump through nozzle |
BR9806522A (pt) | 1997-07-30 | 2000-04-25 | Vetco Gray Inc Abb | Aparelho conector e processo para ligar uma linha de fluxo a uma instalação de poço submarina. |
AU3890197A (en) | 1997-08-04 | 1999-02-22 | Lord Corporation | Magnetorheological fluid devices exhibiting settling stability |
US6276455B1 (en) * | 1997-09-25 | 2001-08-21 | Shell Offshore Inc. | Subsea gas separation system and method for offshore drilling |
BR9812854A (pt) | 1997-10-07 | 2000-08-08 | Fmc Corp | Sistema e método de completação submarina com diâmetro interno delgado |
US6182761B1 (en) | 1997-11-12 | 2001-02-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Flowline extendable pigging valve assembly |
US5992526A (en) | 1997-12-03 | 1999-11-30 | Fmc Corporation | ROV deployed tree cap for a subsea tree and method of installation |
US6138774A (en) | 1998-03-02 | 2000-10-31 | Weatherford Holding U.S., Inc. | Method and apparatus for drilling a borehole into a subsea abnormal pore pressure environment |
US6230824B1 (en) | 1998-03-27 | 2001-05-15 | Hydril Company | Rotating subsea diverter |
DE69836261D1 (de) | 1998-03-27 | 2006-12-07 | Cooper Cameron Corp | Verfahren und Vorrichtung zum Bohren von mehreren Unterwasserbohrlöchern |
US6186239B1 (en) | 1998-05-13 | 2001-02-13 | Abb Vetco Gray Inc. | Casing annulus remediation system |
US7270185B2 (en) | 1998-07-15 | 2007-09-18 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system and method for controlling equivalent circulating density during drilling of wellbores |
US6321843B2 (en) | 1998-07-23 | 2001-11-27 | Cooper Cameron Corporation | Preloading type connector |
US6123312A (en) | 1998-11-16 | 2000-09-26 | Dai; Yuzhong | Proactive shock absorption and vibration isolation |
US6352114B1 (en) | 1998-12-11 | 2002-03-05 | Ocean Drilling Technology, L.L.C. | Deep ocean riser positioning system and method of running casing |
GB2345929B (en) | 1998-12-18 | 2002-09-11 | Vetco Gray Inc Abb | Tree cap with shuttle valve |
US6116784A (en) | 1999-01-07 | 2000-09-12 | Brotz; Gregory R. | Dampenable bearing |
BR0009965A (pt) * | 1999-02-11 | 2002-03-26 | Fmc Corp | Aparelho de acabamento submarino e sistema de perfuração e produção |
GB2346630B (en) | 1999-02-11 | 2001-08-08 | Fmc Corp | Flow control package for subsea completions |
GB2345927B (en) | 1999-02-11 | 2000-12-13 | Fmc Corp | Subsea completion system with integral valves |
JP2000251035A (ja) | 1999-02-26 | 2000-09-14 | Hitachi Ltd | メモリカード |
US6302249B1 (en) | 1999-03-08 | 2001-10-16 | Lord Corporation | Linear-acting controllable pneumatic actuator and motion control apparatus including a field responsive medium and control method therefor |
US6145596A (en) | 1999-03-16 | 2000-11-14 | Dallas; L. Murray | Method and apparatus for dual string well tree isolation |
US7111687B2 (en) | 1999-05-14 | 2006-09-26 | Des Enhanced Recovery Limited | Recovery of production fluids from an oil or gas well |
GB9911146D0 (en) | 1999-05-14 | 1999-07-14 | Enhanced Recovery Limited Des | Method |
GB2347183B (en) | 1999-06-29 | 2001-02-07 | Fmc Corp | Flowline connector with subsea equipment package |
US6296453B1 (en) | 1999-08-23 | 2001-10-02 | James Layman | Production booster in a flow line choke |
GB2373525B (en) * | 1999-09-14 | 2003-11-26 | Deep Vision Llc | Apparatus and method for the disposal of drilling solids during drilling of subsea oilfield wellbores |
US6450262B1 (en) | 1999-12-09 | 2002-09-17 | Stewart & Stevenson Services, Inc. | Riser isolation tool |
US6460621B2 (en) * | 1999-12-10 | 2002-10-08 | Abb Vetco Gray Inc. | Light-intervention subsea tree system |
GB2366027B (en) | 2000-01-27 | 2004-08-18 | Bell & Howell Postal Systems | Address learning system and method for using same |
US6457529B2 (en) | 2000-02-17 | 2002-10-01 | Abb Vetco Gray Inc. | Apparatus and method for returning drilling fluid from a subsea wellbore |
US6612368B2 (en) | 2000-03-24 | 2003-09-02 | Fmc Technologies, Inc. | Flow completion apparatus |
GB2361726B (en) | 2000-04-27 | 2002-05-08 | Fmc Corp | Coiled tubing line deployment system |
GB0020460D0 (en) | 2000-08-18 | 2000-10-11 | Alpha Thames Ltd | A system suitable for use on a seabed and a method of installing it |
US6557629B2 (en) | 2000-09-29 | 2003-05-06 | Fmc Technologies, Inc. | Wellhead isolation tool |
GB2367593B (en) * | 2000-10-06 | 2004-05-05 | Abb Offshore Systems Ltd | Control of hydrocarbon wells |
GB0027269D0 (en) | 2000-11-08 | 2000-12-27 | Donald Ian | Recovery of production fluids from an oil or gas well |
US6516861B2 (en) | 2000-11-29 | 2003-02-11 | Cooper Cameron Corporation | Method and apparatus for injecting a fluid into a well |
US6484807B2 (en) | 2000-11-29 | 2002-11-26 | Cooper Cameron Corporation | Wellhead assembly for injecting a fluid into a well and method of using the same |
US6494267B2 (en) | 2000-11-29 | 2002-12-17 | Cooper Cameron Corporation | Wellhead assembly for accessing an annulus in a well and a method for its use |
US6554075B2 (en) | 2000-12-15 | 2003-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | CT drilling rig |
US7040408B2 (en) | 2003-03-11 | 2006-05-09 | Worldwide Oilfield Machine, Inc. | Flowhead and method |
US6457530B1 (en) | 2001-03-23 | 2002-10-01 | Stream-Flo Industries, Ltd. | Wellhead production pumping tree |
GB0110398D0 (en) | 2001-04-27 | 2001-06-20 | Alpha Thames Ltd | Wellhead product testing system |
BR0209994B1 (pt) | 2001-05-25 | 2011-01-11 | conjunto de árvore de carretel horizontal e método de suportar uma coluna de tubo de produção dentro de um poço a partir do conjunto de árvore. | |
US6612369B1 (en) | 2001-06-29 | 2003-09-02 | Kvaerner Oilfield Products | Umbilical termination assembly and launching system |
US6575247B2 (en) | 2001-07-13 | 2003-06-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Device and method for injecting fluids into a wellbore |
NO325717B1 (no) | 2001-07-27 | 2008-07-07 | Vetco Gray Inc | Produksjonstre med trippel sikkerhetsbarriere og fremgangsmate ved bruk av samme |
US6805200B2 (en) | 2001-08-20 | 2004-10-19 | Dril-Quip, Inc. | Horizontal spool tree wellhead system and method |
GB0124612D0 (en) | 2001-10-12 | 2001-12-05 | Alpha Thames Ltd | Single well development system |
CA2363974C (en) | 2001-11-26 | 2004-12-14 | Harry Richard Cove | Insert assembly for a wellhead choke valve |
US6742594B2 (en) | 2002-02-06 | 2004-06-01 | Abb Vetco Gray Inc. | Flowline jumper for subsea well |
US6719059B2 (en) | 2002-02-06 | 2004-04-13 | Abb Vetco Gray Inc. | Plug installation system for deep water subsea wells |
US6902005B2 (en) | 2002-02-15 | 2005-06-07 | Vetco Gray Inc. | Tubing annulus communication for vertical flow subsea well |
NO315912B1 (no) | 2002-02-28 | 2003-11-10 | Abb Offshore Systems As | Undervanns-separasjonsanordning for behandling av råolje omfattende en separatormodul med en separatortank |
US6651745B1 (en) | 2002-05-02 | 2003-11-25 | Union Oil Company Of California | Subsea riser separator system |
US7073592B2 (en) | 2002-06-04 | 2006-07-11 | Schlumberger Technology Corporation | Jacking frame for coiled tubing operations |
US6763890B2 (en) | 2002-06-04 | 2004-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | Modular coiled tubing system for drilling and production platforms |
US6840323B2 (en) | 2002-06-05 | 2005-01-11 | Abb Vetco Gray Inc. | Tubing annulus valve |
ES2293071T3 (es) * | 2002-08-14 | 2008-03-16 | Baker Hughes Incorporated | Unidad submarina de inyeccion de productos quimicos para un sistema de inyeccion de aditivos y supervision para operaciones petroliferas. |
CA2404315A1 (en) | 2002-09-20 | 2004-03-20 | Dean Edward Moan | Well servicing apparatus and method |
WO2004044368A2 (en) | 2002-11-12 | 2004-05-27 | Vetco Gray, Inc. | Orientation system for a subsea well |
US6966383B2 (en) | 2002-12-12 | 2005-11-22 | Dril-Quip, Inc. | Horizontal spool tree with improved porting |
NO320179B1 (no) * | 2002-12-27 | 2005-11-07 | Vetco Aibel As | Undervannssystem |
US6907932B2 (en) | 2003-01-27 | 2005-06-21 | Drill-Quip, Inc. | Control pod latchdown mechanism |
US6851478B2 (en) | 2003-02-07 | 2005-02-08 | Stream-Flo Industries, Ltd. | Y-body Christmas tree for use with coil tubing |
CA2423645A1 (en) | 2003-03-28 | 2004-09-28 | Larry Bunney | Manifold device and method of use for accessing a casing annulus of a well |
US7069995B2 (en) | 2003-04-16 | 2006-07-04 | Vetco Gray Inc. | Remedial system to flush contaminants from tubing string |
EP2233686B1 (en) | 2003-05-31 | 2017-09-06 | OneSubsea IP UK Limited | Apparatus and method for recovering fluids from a well and/or injecting fluids into a well |
US6948909B2 (en) | 2003-09-16 | 2005-09-27 | Modine Manufacturing Company | Formed disk plate heat exchanger |
EP1518595B1 (en) | 2003-09-24 | 2012-02-22 | Cameron International Corporation | Subsea well production flow and separation system |
WO2005040545A2 (en) | 2003-10-22 | 2005-05-06 | Vetco Gray, Inc. | Tree mounted well flow interface device |
CA2542909C (en) | 2003-10-23 | 2012-07-10 | Ab Science | 2-aminoaryloxazole compounds as tyrosine kinase inhibitors |
ES2344790T3 (es) | 2003-10-23 | 2010-09-07 | Ab Science | Compuesto 2-aminoariloxazoles como inhibidores de tirosinas quinasas. |
US20050121198A1 (en) * | 2003-11-05 | 2005-06-09 | Andrews Jimmy D. | Subsea completion system and method of using same |
US7000638B2 (en) | 2004-01-26 | 2006-02-21 | Honeywell International. Inc. | Diverter valve with multiple valve seat rings |
DE602005013496D1 (de) * | 2004-02-26 | 2009-05-07 | Cameron Systems Ireland Ltd | Verbindungssystem für unterwasser-strömungsgrenzflächenausrüstung |
US7331396B2 (en) * | 2004-03-16 | 2008-02-19 | Dril-Quip, Inc. | Subsea production systems |
US7823648B2 (en) | 2004-10-07 | 2010-11-02 | Bj Services Company, U.S.A. | Downhole safety valve apparatus and method |
US7243729B2 (en) | 2004-10-19 | 2007-07-17 | Oceaneering International, Inc. | Subsea junction plate assembly running tool and method of installation |
US7565931B2 (en) | 2004-11-22 | 2009-07-28 | Energy Equipment Corporation | Dual bore well jumper |
NO323513B1 (no) | 2005-03-11 | 2007-06-04 | Well Technology As | Anordning og fremgangsmate for havbunnsutplassering og/eller intervensjon gjennom et bronnhode pa en petroleumsbronn ved hjelp av en innforingsanordning |
US7658228B2 (en) | 2005-03-15 | 2010-02-09 | Ocean Riser System | High pressure system |
US7770653B2 (en) | 2005-06-08 | 2010-08-10 | Bj Services Company U.S.A. | Wellbore bypass method and apparatus |
BRPI0614896B1 (pt) | 2005-08-02 | 2022-04-05 | Transocean Offshore Deepwater Drilling, Inc. | Aparelho de fornecimento de fluido e aparelho de fornecimento de fluido hidráulico para uso com um sistema bop submerso |
WO2007075860A2 (en) | 2005-12-19 | 2007-07-05 | Mundell Bret M | Gas wellhead extraction system and method |
WO2007079137A2 (en) | 2005-12-30 | 2007-07-12 | Ingersoll-Rand Company | Geared inlet guide vane for a centrifugal compressor |
US7909103B2 (en) | 2006-04-20 | 2011-03-22 | Vetcogray Inc. | Retrievable tubing hanger installed below tree |
WO2007134059A1 (en) * | 2006-05-08 | 2007-11-22 | Mako Rentals, Inc. | Downhole swivel apparatus and method |
US7569097B2 (en) | 2006-05-26 | 2009-08-04 | Curtiss-Wright Electro-Mechanical Corporation | Subsea multiphase pumping systems |
US7647974B2 (en) | 2006-07-27 | 2010-01-19 | Vetco Gray Inc. | Large bore modular production tree for subsea well |
US7699099B2 (en) | 2006-08-02 | 2010-04-20 | B.J. Services Company, U.S.A. | Modified Christmas tree components and associated methods for using coiled tubing in a well |
GB2440940B (en) | 2006-08-18 | 2009-12-16 | Cameron Internat Corp Us | Wellhead assembly |
US7726405B2 (en) | 2006-08-28 | 2010-06-01 | Mcmiles Barry James | High pressure large bore utility line connector assembly |
GB0618001D0 (en) | 2006-09-13 | 2006-10-18 | Des Enhanced Recovery Ltd | Method |
US20080128139A1 (en) | 2006-11-09 | 2008-06-05 | Vetco Gray Inc. | Utility skid tree support system for subsea wellhead |
GB0625191D0 (en) | 2006-12-18 | 2007-01-24 | Des Enhanced Recovery Ltd | Apparatus and method |
GB0625526D0 (en) | 2006-12-18 | 2007-01-31 | Des Enhanced Recovery Ltd | Apparatus and method |
WO2008089038A1 (en) | 2007-01-12 | 2008-07-24 | Bj Services Company | Wellhead assembly and method for an injection tubing string |
US8011436B2 (en) | 2007-04-05 | 2011-09-06 | Vetco Gray Inc. | Through riser installation of tree block |
US7596996B2 (en) | 2007-04-19 | 2009-10-06 | Fmc Technologies, Inc. | Christmas tree with internally positioned flowmeter |
US20080302535A1 (en) | 2007-06-08 | 2008-12-11 | David Barnes | Subsea Intervention Riser System |
GB2454807B (en) | 2007-11-19 | 2012-04-18 | Vetco Gray Inc | Utility skid tree support system for subsea wellhead |
BRPI0910754B1 (pt) | 2008-04-21 | 2019-05-28 | Enhanced Drilling As | Luva de alta pressão, e, método para a conexão de uma luva de alta pressão |
GB2459386B (en) | 2008-04-25 | 2010-07-28 | Vetco Gray Inc | Subsea toroidal water separator |
US20100018693A1 (en) | 2008-07-25 | 2010-01-28 | Neil Sutherland Duncan | Pipeline entry system |
US8672038B2 (en) | 2010-02-10 | 2014-03-18 | Magnum Subsea Systems Pte Ltd. | Retrievable subsea bridge tree assembly and method |
-
2006
- 2006-12-18 GB GBGB0625526.9A patent/GB0625526D0/en not_active Ceased
-
2007
- 2007-11-15 EP EP07864486.1A patent/EP2100003B1/en active Active
- 2007-11-15 BR BRPI0721073-6A patent/BRPI0721073B1/pt active IP Right Grant
- 2007-11-15 EP EP12003132A patent/EP2495391A1/en not_active Withdrawn
- 2007-11-15 SG SG10201608287SA patent/SG10201608287SA/en unknown
- 2007-11-15 US US12/515,729 patent/US8297360B2/en active Active
- 2007-11-15 SG SG2013024286A patent/SG189732A1/en unknown
- 2007-11-15 WO PCT/US2007/084884 patent/WO2008076567A2/en active Application Filing
-
2009
- 2009-05-22 NO NO20091983A patent/NO345267B1/no unknown
-
2012
- 2012-08-22 US US13/591,443 patent/US8776893B2/en active Active
-
2014
- 2014-07-14 US US14/330,643 patent/US9291021B2/en active Active
-
2016
- 2016-03-21 US US15/076,612 patent/US20160201419A1/en not_active Abandoned
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20150027718A1 (en) | 2015-01-29 |
SG10201608287SA (en) | 2016-11-29 |
US8297360B2 (en) | 2012-10-30 |
NO20091983L (no) | 2009-09-11 |
US8776893B2 (en) | 2014-07-15 |
US20120312541A1 (en) | 2012-12-13 |
BRPI0721073A2 (pt) | 2014-04-15 |
US20160201419A1 (en) | 2016-07-14 |
WO2008076567A2 (en) | 2008-06-26 |
US9291021B2 (en) | 2016-03-22 |
NO345267B1 (no) | 2020-11-23 |
SG189732A1 (en) | 2013-05-31 |
EP2495391A1 (en) | 2012-09-05 |
WO2008076567A3 (en) | 2008-08-07 |
US20100025034A1 (en) | 2010-02-04 |
GB0625526D0 (en) | 2007-01-31 |
EP2100003B1 (en) | 2018-01-24 |
EP2100003A2 (en) | 2009-09-16 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
BRPI0721073B1 (pt) | Sistema e método para o processamento de fluidos de um poço | |
BRPI0720354B1 (pt) | Sistema e método de montagem de uma tubulação de árvore | |
US6062314A (en) | Tubing hanger and tree with horizontal flow and annulus ports | |
EP2282004B1 (en) | Apparatus and method for recovering fluids from a well and/or injecting fluids into a well | |
US8613323B2 (en) | Wellhead assembly | |
US7240736B2 (en) | Drilling and producing deep water subsea wells | |
DK3234303T3 (en) | DEVICE, SYSTEMS AND PROCEDURES FOR OIL AND GAS OPERATIONS | |
US20040251030A1 (en) | Single well development system | |
US9051807B2 (en) | Subsea completion with a tubing spool connection system | |
US9279308B2 (en) | Vertical completion system including tubing hanger with valve | |
US20200284118A1 (en) | Tubing Hanger System | |
GB2346630A (en) | A controls cap for subsea completions | |
BR112017027675B1 (pt) | Árvore de natal | |
BR112019013413B1 (pt) | Sistema de bomba para um furo de poço, e, método para bombear fluido a partir de um furo de poço | |
GB2351310A (en) | Tubing hanger and tree with horizontal flow and annulus ports |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
B07A | Application suspended after technical examination (opinion) [chapter 7.1 patent gazette] | ||
B06A | Patent application procedure suspended [chapter 6.1 patent gazette] | ||
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] |
Free format text: PRAZO DE VALIDADE: 10 (DEZ) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 09/04/2019, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS. (CO) 10 (DEZ) ANOS CONTADOS A PARTIR DE 09/04/2019, OBSERVADAS AS CONDICOES LEGAIS |
|
B25G | Requested change of headquarter approved |
Owner name: CAMERON INTERNATIONAL CORPORATION (US) |
|
B25A | Requested transfer of rights approved |
Owner name: ONESUBSEA IP UK LIMITED (GB) |