CN101793132B - 可再充装的海底生力装置和方法 - Google Patents
可再充装的海底生力装置和方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN101793132B CN101793132B CN200910262097.2A CN200910262097A CN101793132B CN 101793132 B CN101793132 B CN 101793132B CN 200910262097 A CN200910262097 A CN 200910262097A CN 101793132 B CN101793132 B CN 101793132B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- room
- low pressure
- piston
- receiver
- hydraulic fluid
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Expired - Fee Related
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 35
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 38
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 claims abstract description 6
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 52
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 46
- 210000004055 fourth ventricle Anatomy 0.000 claims description 23
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 18
- 230000000694 effects Effects 0.000 claims description 6
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 24
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 20
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 19
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 12
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 12
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 12
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 9
- 230000008569 process Effects 0.000 description 6
- 230000006870 function Effects 0.000 description 5
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 4
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 4
- 230000035882 stress Effects 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 239000002803 fossil fuel Substances 0.000 description 3
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- JZUFKLXOESDKRF-UHFFFAOYSA-N Chlorothiazide Chemical compound C1=C(Cl)C(S(=O)(=O)N)=CC2=C1NCNS2(=O)=O JZUFKLXOESDKRF-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 238000007599 discharging Methods 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000003653 coastal water Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000006353 environmental stress Effects 0.000 description 1
- 230000001771 impaired effect Effects 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 238000009931 pascalization Methods 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000012266 salt solution Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 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
- E21B33/06—Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers
- E21B33/064—Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers specially adapted for underwater well heads
-
- 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
- E21B33/0355—Control systems, e.g. hydraulic, pneumatic, electric, acoustic, for submerged well heads
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F15—FLUID-PRESSURE ACTUATORS; HYDRAULICS OR PNEUMATICS IN GENERAL
- F15B—SYSTEMS ACTING BY MEANS OF FLUIDS IN GENERAL; FLUID-PRESSURE ACTUATORS, e.g. SERVOMOTORS; DETAILS OF FLUID-PRESSURE SYSTEMS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F15B1/00—Installations or systems with accumulators; Supply reservoir or sump assemblies
- F15B1/02—Installations or systems with accumulators
- F15B1/04—Accumulators
- F15B1/08—Accumulators using a gas cushion; Gas charging devices; Indicators or floats therefor
- F15B1/24—Accumulators using a gas cushion; Gas charging devices; Indicators or floats therefor with rigid separating means, e.g. pistons
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F15—FLUID-PRESSURE ACTUATORS; HYDRAULICS OR PNEUMATICS IN GENERAL
- F15B—SYSTEMS ACTING BY MEANS OF FLUIDS IN GENERAL; FLUID-PRESSURE ACTUATORS, e.g. SERVOMOTORS; DETAILS OF FLUID-PRESSURE SYSTEMS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F15B21/00—Common features of fluid actuator systems; Fluid-pressure actuator systems or details thereof, not covered by any other group of this subclass
- F15B21/006—Compensation or avoidance of ambient pressure variation
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F15—FLUID-PRESSURE ACTUATORS; HYDRAULICS OR PNEUMATICS IN GENERAL
- F15B—SYSTEMS ACTING BY MEANS OF FLUIDS IN GENERAL; FLUID-PRESSURE ACTUATORS, e.g. SERVOMOTORS; DETAILS OF FLUID-PRESSURE SYSTEMS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F15B2201/00—Accumulators
- F15B2201/20—Accumulator cushioning means
- F15B2201/205—Accumulator cushioning means using gas
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F15—FLUID-PRESSURE ACTUATORS; HYDRAULICS OR PNEUMATICS IN GENERAL
- F15B—SYSTEMS ACTING BY MEANS OF FLUIDS IN GENERAL; FLUID-PRESSURE ACTUATORS, e.g. SERVOMOTORS; DETAILS OF FLUID-PRESSURE SYSTEMS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F15B2201/00—Accumulators
- F15B2201/30—Accumulator separating means
- F15B2201/31—Accumulator separating means having rigid separating means, e.g. pistons
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F15—FLUID-PRESSURE ACTUATORS; HYDRAULICS OR PNEUMATICS IN GENERAL
- F15B—SYSTEMS ACTING BY MEANS OF FLUIDS IN GENERAL; FLUID-PRESSURE ACTUATORS, e.g. SERVOMOTORS; DETAILS OF FLUID-PRESSURE SYSTEMS, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- F15B2201/00—Accumulators
- F15B2201/40—Constructional details of accumulators not otherwise provided for
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/8593—Systems
- Y10T137/86928—Sequentially progressive opening or closing of plural valves
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10T—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER US CLASSIFICATION
- Y10T137/00—Fluid handling
- Y10T137/8593—Systems
- Y10T137/86928—Sequentially progressive opening or closing of plural valves
- Y10T137/87008—Screw-actuated differential valves
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Actuator (AREA)
- Supply Devices, Intensifiers, Converters, And Telemotors (AREA)
Abstract
本发明涉及一种可再充装的海底生力装置和方法。用于恢复连接到海底压力控制装置上的低压接收器中的压力的方法和装置。该装置包括:构造成具有被第一活塞隔开的第一室和第二室的低压接收器;构造成具有被活塞组件隔开的第三室和第四室的恢复接收器,活塞组件包括具有沿着活塞组件的移动方向延伸的第一延伸元件和第二延伸元件的第二活塞。第三室具有构造成允许液压液体进入第三室的入口,以及构造成允许液压液体离开第三室的出口,且第四室具有构造成允许液压液体进入第四室的入口和构造成允许液压液体离开第四室的出口。
Description
技术领域
本文公开的主题的实施例大体涉及用于对产生海底力的装置进行再充装的方法和装置,且尤其涉及用于对产生海底力的装置进行再充装的机构和技术。
发明背景
在过去几年期间,随着化石燃料的价格上涨,对开发新生产现场的兴趣大大提高。但是,以地面为基地的生产现场的可用性是有限的。因此,该行业现在已经将钻探延伸到了看来可能拥有大量化石燃料的近海地点。
用于从近海油田提取化石燃料的现有技术可使用如图1所示的系统10。更具体地,系统10可包括具有卷盘14的船12,卷盘14为控制器18供应功率/连通绳索16。可使用MUX卷盘传输功率和信息。一些系统具有用以传输压力下的流体的软管卷盘,或者用以传输压力下的流体的硬管道(刚性导管),或者两者兼有。其它系统可具有软管(具有通信(功能))或线路(引导器),以在海底供应和操作功能。但是,这些系统的共同特征在于其有限的操作深度。控制器18设置在海下,靠近海床20,或者在海床20上。在这点上,注意图1所示的元件没有按比例绘制,且不能从图1中推定任何尺寸。
图1还显示了海底井23的井口22和进入海底井23的钻探管路24。在钻探管路24的末尾处有钻机(未示出)。采用同样未示出的各种机构来使钻探管路24旋转,且暗示使钻机旋转,以延伸海底井。
然而,在正常的钻探操作期间,可能会发生会损坏井和/或用于钻探的装备的意外事件。一种此类事件是来自地下构型的气体、石油或者其它井流体不受控制地流入井中。此类事件有时被称为“急冲”或“井喷”,且可能在构型压力超过钻探流体柱的压力时发生。这种事件是无法预料的,且如果不采取措施来防止它(发生),则井和/或相关联的装备可能会受损。
可能会损坏井和/或相关联的装备的另一事件是飓风或地震。这两种自然现象都可损坏井和相关联的装备的完整性。例如,由于飓风在海面上产生的疾风,对海下装备供以动力的船或钻探平台可能会开始漂移,导致破坏功率/通信绳索或者将井连接到船或钻探平台上的其它元件。如本领域技术人员将理解,可能会损坏井和/或相关联的装备的完整性的其它事件也是可能的。
因此,可在井的顶部上安装压力控制装置,例如防喷器(BOP),以在以上事件中的一种正威胁井的完整性的情况下密封井。BOP在传统上实现为阀,以在钻探或完成操作期间,防止壳体和钻管之间的环形空间中或开孔(即没有钻管的孔)中的压力释放。图1显示了通常被称为POD的控制器18所控制的BOP 26或28。防喷器控制器18控制储蓄器30,以关闭或打开BOP 26和28。更具体地,控制器18控制用于打开和关闭BOP的阀系统。用于打开和关闭阀的液压流体通常由海面上的装备加压。加压流体在海面和海底存储在储蓄器中,以操作BOP。当失去对井的控制时,也可使用在海底存储在储蓄器中的流体来自动剪切和/或支持声学功能。储蓄器30可包括存储处于压力下的液压流体的容器(罐),且提供打开和关闭BOP所需的压力。来自储蓄器30的压力由管道32传送到BOP 26和28。
如本领域技术人员所理解,在深海钻探中,为了克服在BOP的操作深度处海水产生的高静水压,储蓄器30必须首先充装到在周围海底压力以上的压力。典型的储蓄器充装有氮,但随着预先充装的压力升高,氮的效率下降,这会增加额外的成本和重量,因为在海底需要更多的储蓄器来执行海面上的相同操作。例如,海面上的60升(L)储蓄器在海面上可具有24升可用容积,但是在3000米的水深处,可用容积小于4升。在海下深处提供该额外压力是昂贵的,用于提供高压力的装备体积较大,因为是储蓄器30的一部分的罐的大小较大,且BOP的操作范围受在操作深度处的静水压力和充装压力之间的初始压差限制。
就此而言,图2显示了通过阀34连接到缸体36上的储蓄器30。缸体36可包括活塞(未示出),当活塞的一侧上的第一压力高于活塞的另一侧上的第二压力时,该活塞移动。第一压力可为静水压加上由储蓄器30释放的压力,而第二压力可为静水压。因此,使用加压罐来存储高压流体以操作BOP,使近海钻探平台的操作昂贵,且需要操纵大型部件。
仍然关于图2,可在储蓄器30和缸体36之间提供阀34,以便控制应用来自储蓄器30的补充压力的时机。根据一个示例性实施例,补充压力可由储蓄器30通过提供例如各自携带处于压力下的氮的16个300升的瓶子来产生。图3显示了这种瓶子50,其具有包括压力下的氮的第一室52和通过囊状物或活塞56与第一室52隔开的第二室54。第二室54连接到管道32上,且可包括液压流体。当控制器18指示储蓄器30释放其压力时,各个瓶子50使用氮压力来使囊状物56朝管道32移动,使得通过管道32对缸体36提供补充压力。氮的初始预先充装是高的,但随着气体膨胀,其压力下降。在BOP的操作期间,液压流体使BOP上的活塞移动,以关闭闸板(ram),以剪切管道、壳体或井眼中的其它装备(术语“管道”将用于描述正被剪切的装备)。在大多数情况下,井眼中的管道小于BOP的膛孔,所以闸板块的初始移动不会接触管道。一旦闸板块接触管道,在存储储蓄器瓶子中预先充装的氮就充分地膨胀,从而使其内部压力降低。这种膨胀和压力损失会不利地影响一旦闸板块最终进行接触时可用来剪切井眼中的管道的力的量。此外,管道在其扭折之前通常会破裂,所以当管道确实最终扭折时,活塞甚至已经移动得更远,这会使可用于剪切管道的压力的量降低。一旦使用了瓶子50中的补充压力,就必须使瓶子升高到海面,以再次充装,或者瓶子可通过管道连接到海面,从而将高压再次泵送到瓶子中。
因此,希望提供避免上述问题和缺陷的系统和方法。
发明内容
根据一个示例性实施例,存在将用于恢复连接到海底压力控制装置上的低压接收器中的压力的恢复模块。该恢复模块包括:构造成具有由第一活塞隔开的第一室和第二室的低压接收器,第一室构造成以便接收处于高压的液压液体,且第二室构造成以便包括处于低压的气体,其中第一室进一步构造成具有端口,液压液体通过该端口进入和离开第一室,并且,其中,第二室密封成使得没有液体通过端口进入或离开;以及附连到低压接收器上且构造成以便恢复第二室中的低压的恢复机构。
根据另一个示例性实施例,存在一种对系恢复模块的一部分的低压接收器中的低压进行恢复的方法,低压接收器连接到海底压力控制装置上,以提供低压。该方法包括:在低压接收器中接收处于第一高压的液压液体,低压接收器构造成具有被第一活塞隔开的第一室和第二室,第一室构造成以便接收液压液体,且第二室构造成以便包括处于低压的气体,其中第一室进一步构造成具有端口,液压液体通过该端口进入和离开第一室,并且其中第二室密封成使得没有液压液体通过端口进入或离开;压缩第二室中的气体,使得第一活塞移动,以使第一室扩张;在恢复接收器中接收第二高压,恢复接收器构造成具有被活塞组件隔开的第三室和第四室,其中由壁将第三室与低压接收器的第二室隔开,且第二高压确定活塞组件移动,以使第四室扩张,且挤压第三室;以及在恢复接收器的活塞组件的直接作用下,使第一活塞移动,使得重新建立第二室,且挤压第一室。
根据又一个示例性实施例,存在一种对系恢复模块的一部分的低压接收器中的低压进行恢复的方法,低压接收器连接到海底压力控制装置上,以提供低压。该方法包括:在低压接收器中接收处于第一高压的液压液体,低压接收器构造成具有被第一活塞隔开的第一室和第二室,第一室构造成以便接收液压液体,且第二室构造成以便包括处于低压的气体,其中第一室进一步构造成具有端口,液压液体通过该端口进入和离开第一室,并且其中第二室密封成使得没有液压液体通过端口进入或离开;压缩第二室中的气体,使得第一活塞移动,以使第一室扩张;对构造成以便进入第二室的螺丝刀施加旋转运动,以使螺丝刀延伸到第二室,或者从第二室中收回螺丝刀;以及在螺丝刀的直接作用下,使第一活塞移动,使得重新建立第二室,且挤压第一室。
附图说明
结合在说明书中且构成说明书的一部分的附图示出了一个或多个实施例,并且与描述内容一起对这些实施例进行了阐述。在附图中:
图1是传统的近海钻探平台的示意图;
图2是用于产生海下力量的储蓄器的示意图;
图3是图2的储蓄器的瓶子的示意图;
图4是连接到BOP上的低压接收器的示意图;
图5是显示了图4所示的BOP和低压接收器内部的压力的图表;
图6是连接到其中添加了储蓄器的图4的BOP上的低压接收器的示意图;
图7是具有根据一个示例性实施例的恢复接收器的低压接收器的示意图;
图8A-F是根据一个示例性实施例的低压接收器与恢复接收器的示意图,显示了低压接收器的活塞的各种位置;
图9根据一个示例性实施例的、示出了用于操作低压接收器和恢复接收器的步骤的流程图;
图10是根据一个示例性实施例的、包括BOP、低压接收器和恢复接收器的系统的示意图;
图11是根据一个示例性实施例的、示出了用于操作低压接收器和恢复接收器的步骤的流程图;
图12是根据一个示例性实施例的、包括BOP、低压接收器和恢复机构的系统的示意图;以及
图13是根据一个示例性实施例的、示出了用于操作低压接收器和恢复机构的步骤的流程图。
具体实施方式
对示例性实施例的下列描述参照了附图。不同附图中的相同参考标号指示相同或类似元件。下列具体实施方式不限制本发明。相反,本发明的范围由所附权利要求书限定。为了简明,关于BOP系统的术语和结构来论述下列实施例。但是,接下来要论述的实施例不限于这些系统,而是可应用于当周围压力高(例如在海底环境中)时需要反复地供应力的其它系统,例如海底压力控制装置。另外,接下来要论述的实施例也可应用于当环境压力高(例如在海底环境中)时需要反复地供应力的其它系统,例如但不限于,下部海底取油管总成(或LMRP)或下部防喷器堆叠。而且,如本领域已知的,海底压力控制装置的非限制性实例包括闸板型BOP和环形BOP。
整个说明书中对“一个实施例”或“实施例”的引用指的是,结合实施例描述的特定特征、结构或特点包括在所公开的主题的至少一个实施例中。因此,在整个说明书的各处中出现短语“在一个实施例中”或“在实施例中”,不一定是指同一实施例。另外,特定特征、结构或特点可按任何合适的方式结合在一个或多个实施例中。
如如以上参看图2所论述,因为处于高压的氮的低效率,所以储蓄器30体积较大。随着近海油田定位得越来越深(在海面离海床的距离变得越来越大的意义上),因为对于室52的给定初始充装,初始充装压力和局部静水压之间的差会降低这一事实,基于氮的储蓄器变得效率更低,从而要求储蓄器的尺寸增大(取决于所需剪切压力和水深,必须使用16个或者更多个320升的瓶子),且使部署和保养储蓄器的价格提高。
如R.Gustafson的名称为“Subsea Force Generating Deviceand Method(海底生力装置和方法)”的、与本申请同时提交的共同转让的律师文档号为No.236466的美国专利申请(下文为“Gustafson”)(该申请的全部公开通过引用而结合在本文中)中所公开的,如图4所示的新颖的布置可用于产生力F。图4显示了封罩36,封罩36包括能够在封罩36的内部移动的活塞38。活塞38将封罩36分成由缸体36和活塞38限定的室40。室40被称为封闭室。封罩36还包括开口室42,如图4所示。
室40和42两者中的压力可为相同的,即海水压力(周围压力)。可通过允许海水经由对应的阀(未示出)自由进入这些室来实现室40和42两者中的周围压力。因此,由于活塞38的两侧上没有压差,所以活塞38是静止的,且不产生力F。
当需要供应力来启动一件装备时,就必须使与活塞38相关联的杆44移动。这可通过在活塞38的两侧上产生压力不平衡来实现。
虽然图4所示的和Gustafson中所描述的布置公开了如何在不使用储蓄器的情况下产生海下力量,但是如后面所论述,仍然可使用储蓄器来供应补充压力。图4显示了开口室42可连接到低压接收器60上。阀62可插入开口室42和低压接收器60之间,以控制开口室42和低压接收器60之间的压力。
低压接收器60可具有各种形状,且可由钢或者能够经受住海水压力的任何材料制成。但是,当接收器在海平面处时,低压接收器内部的初始压力基本为1标准大气压(atm)。在接收器下降到海床之后,接收器内部的压力会变得更高,因为海平面在接收器的壁上施加高压,从而压缩内部的气体。可使用各种气体来填充低压接收器60。但是,接收器60内部的压力小于周围压力Pamb,周围压力在4000米深度处为大约350atm。
如图4所示,当不需要供应力时,封闭室和开口室两者中的压力为Pamb,而接收器60内部的压力为大约Pr=1atm或者更低,以提高效率。当需要力来促动钻探平台的一件装备-例如BOP的闸板块-时,阀62打开,使得开口室42可与低压接收器60连通。接下来的压力变化发生在封闭室40、开口室42和低压接收器60中。封闭室40保持处于周围压力,因为当活塞38开始从图4中的左边移动到右边时,更多的海水通过管道64进入封闭室40。开口室42中的压力降低,因为低压Pr通过阀62变得可用,即来自开口室42的海水移动到低压接收器60,以使开口室42和低压接收器60之间的压力相等。因此,压力不平衡出现在封闭室40和开口室42之间,且此压力不平衡触发活塞38向图4中的右边运动,从而产生力F。
图5显示了封闭室40和低压接收器60的压力-容积的图表。封闭室40的压力保持基本恒定(见曲线A),而封闭室40的容积从小的初始容积V1扩张到更大的最终容积V2。低压接收器60中的压力由于从开口室42接收到的液体而从大约1atm(PR)略微增大,如曲线B所示。此增大引起的背压与可自开口室42移置的容积相比是小的。低压接收器60的容积应当大小设置成以便接受被移置的容积。
因为活塞38的两侧之间的大压差,可在不使用充装有处于高压下的氮的任何罐的情况下实现大的净力F。因此,因为低压接收器60在海平面表面处装有例如空气,图4所示的系统有利地提供了用以产生力的成本降低的解决方案。另外,用于产生力的装置可具有小尺寸,因为低压接收器60的尺寸与现有储蓄器30相比可以更小。在一个示例性实施例中,与需要5000升容量(16个320升的瓶子)的预先充装有氮的系统相比,低压接收器60可为具有250升容积的不锈钢容器。图4所示的装置的另一个优点是利用这种装置容易地改进现有的深海钻探平台的可能性。
低压接收器60可以和基于氮的储蓄器一起使用,如图6所示。封罩36的封闭室40不仅通过管道64连接到海水,而且还连接到能够供应补充压力的储蓄器30上。当达到适当的条件时,阀66可关闭对封闭室40的海水供应,且阀46可打开,以允许来自储蓄器30的补充压力到达封闭室40。
图4和6所示的装置的一个特征是低压接收器60具有有限的功能性的事实。更具体地,一旦将来自开口室42的海水释放到低压接收器60中,低压接收器60就不能再次供应低压,除非实现了用以清空低压接收器60的机构。换句话说,必须移除在阀62已打开之后占拒低压接收器60的处于周围压力的海水,且必须重新建立在打开阀62之前就存在于低压接收器60中的处于大气压力下的气体,以再充装低压接收器60。
根据一个示例性实施例,且如图7所示,可通过提供连接到低压接收器60上的恢复接收器70来重新使用低压接收器60。恢复接收器70和低压接收器60可整体地形成,即形成为一件式。图7显示了形成为单个恢复模块72的低压接收器60和恢复接收器70。
低压接收器60可包括限定低压气室76的可动活塞74。此低压气(或真空)室76是装有处于大气压力下的气体(例如空气)且为BOP的开口室42提供低压的室。低压接收器60可包括端口78,端口78可为通往BOP的液压返回端口。后面将论述端口78到BOP的连接。
活塞组件80穿透到低压接收器60中。在恢复接收器70中提供活塞组件80。活塞组件80包括活塞82和第一延伸元件84。活塞82构造成以便在恢复接收器70的内部移动,而第一延伸元件84构造成以便进入低压接收器60,以对活塞74施加力。活塞82将恢复接收器70分成恢复开口收回室86和恢复封闭延伸室88。恢复开口收回室86构造成以便通过端口90与压力源(未示出)连通。恢复封闭延伸室88构造成以便通过端口92与该压力源或另外的压力源连通。从压力源到恢复接收器70的压力释放可由阀94和96控制。实心壁98可形成于低压接收器60和恢复接收器70之间,以隔开这两个接收器。可使用活塞82的第二延伸元件100来锁定活塞82。可通过锁定机构102来将活塞82锁定到期望位置上。用于锁定活塞的机构在本领域中是已知的,例如,来自德克萨斯州休斯顿LP的Hydril公司的HydrilMultiple Position Locking(Hydril多位置锁定)(MPL)离合器,或者其它锁定装置,例如套爪锁定装置或球状手柄锁定装置。可采用其它机构来保持活塞的位置,但这并不意图要限制装置,而是仅为了说明保持活塞期望位置的不同方式。
参看图8A-F所示的一个示例性实施例来论述恢复模块72的操作。根据此示例性实施例,当构造成如图8A所示的那样时,恢复模块72准备好为BOP供应大气压力。图8A显示活塞74接触低压接收器60的一侧,使得低压气室76具有基本最大容积。室76中的气体的压力可比周围压力(在那个深度处的水压)小得多。活塞82设置在恢复接收器70中,使得恢复开口收回室86完全延伸,而恢复封闭延伸室88完全压缩。活塞组件80由锁定第二延伸元件100的锁定机构102保持在图8A所示的位置上就位。
当BOP由某个事件触发开始起作用时,如图9中的步骤900所示,控制器18(见图1)可指示阀62(见图6)打开,使得来自BOP的高压通过端口78进入低压接收器60。这对应于图9中的步骤902。恢复模块72在此时构造成如图8B所示的那样,即活塞74已经压缩了室76中的低压气体,使得室76基本不存在。这是由于图8A中的室76和通过端口78进入的周围压力(海水压力)之间的大压差引起的。而且,在图8B所示的构造中,新形成的室77装有通过端口78进入的处于高(周围)压力下的液体。此液体可为海水或合适的液压液体。
为了重新使用低压接收器60,即:使室76再次装有处于低压的气体,活塞74必须从位置B移回到位置A,且必须重新建立室76。为了获得此结果,可通过端口92将高压液体插入恢复模块72的壁98和活塞82之间。通过端口92插入的液体必须具有高于室77中的压力的压力,使得活塞82能够使活塞74从位置B移动到位置A。通过端口92提供的高压液体可来自一个或多个储蓄器,通过管道来自海面等。图9中的步骤904示出了这个过程。高压液体可为液压液体。该液压液体可为本领域中使用的专用液体,如本领域技术人员将了解的,或者盐水。
随着液体进入恢复接收器70,更具体地进入恢复封闭延伸室88,活塞82朝低压接收器60移动,从而将活塞74从B推向A,如图8C所示。此过程可继续,直到活塞74接近原始位置A,且室76已重新建立有低压,如图8D所示。就此而言,恢复封闭延伸室88基本具有最大容积,且恢复开口收回室86基本具有最小容积。在该阶段,施加到液体进入端口92的液体的压力被抑制,使得活塞82不移动。此过程对应于图9中的步骤906。没有显示连接到对端口78供应压力的BOP操作器的开口端口上的原始供应阀,以及允许流体在恢复缸体时从室77中排出的排出阀。在恢复操作期间,可阻塞供应阀,且可打开排出阀,以允许室77处的流体容积排到海中。存在几种排出捕获压力的方法,且本公开不意图列出本领域技术人员已知的所有方法。
然而,可修改图8D所示的恢复模块72的构造,以便当活塞组件80的第一延伸元件84处在阻挡活塞74从位置A进一步移到位置B的位置上时,更高效地重新使用低压接收器60。如果活塞82移回图8A所示的位置,则可实现此构造。为了实现此构造,可通过端口90将高压液体泵送到恢复开口收回室86中,见图9中的步骤908。当进行此过程时,排空存在于恢复封闭延伸室88中的液体(如将在后面论述的),使得室88收缩,而室86完全扩张,如图8E所示。在图8E中,活塞组件80被取回到其图8A所示的原始位置,而在图8C中,活塞组件80压靠活塞74,以将活塞74恢复到其原始位置,且在室76中重新建立低压。可执行此过程,直到活塞组件80回到原始位置处,如图8F所示。在图9中显示了此步骤910。图9所示的另外的步骤912说明了在活塞82被取回至其原始位置或者接近其原始位置时锁定活塞组件80的第二延伸元件100。
在恢复模块72构造成如图8F所示的那样的情况下,BOP可再次使用来自低压接收器60的低压,以关闭和/或打开闸板块。根据一个示例性实施例,图10显示了BOP 26的部件、恢复模块72和储蓄器30以及这些元件之中的连接。本领域技术人员将理解,图10所示的布置是BOP 26、恢复模块72和储蓄器30的许多可行布置中的一种,因为例如通过添加或移除所示连接之间的阀,可实现许多变化。图10所示的示例性构造用来更好地理解可再充装的生力装置(恢复模块72)的功能。
图10显示了BOP 26,其具有连接到低压接收器60上的缸体36,以及具有连接到阀106上的额外的端口104的低压接收器60。在另一个示例性实施例中,端口78和104可为同样的端口。恢复接收器70通过端口90和92连接到储蓄器30上。这些端口90和92中的各个可连接到对应的储蓄器上。恢复接收器70可具有将室86连接到阀106上的端口108。当必须将活塞组件80取回其原始位置时,此连接可用来排放通过端口90泵送到室86中的液体。
当将由储蓄器30泵送的液体泵送到室88中时,阀106可由相同的液体启动。通过在储蓄器30将液体排到室88中时启动(打开)阀106,执行至少两种功能。第一,允许来自室86的液体离开室86,使得室86可收缩,且允许来自室77的液体通过同一阀106离开。可重新使用从室86和77中排出的液体(即返回到储蓄器30),或者将其排到周围环境中。在已排出来自室86和77的液体之后,阀106关闭,且液体可由储蓄器30泵送到室86中,以使活塞组件80移动到其原始位置。当通过端口90将液体泵送到室86中时,启动阀110,使得允许室88中的液体通过阀110离开。当活塞组件80返回到其图8A所示的位置时,锁定机构102锁定活塞组件80,使得如果允许来自缸体36的室42的液体扩张到低压接收器60的室77中,则活塞74可移动。可重复上述过程多次,且由此可重新使用低压接收器60。
根据一个示例性实施例,活塞组件80的第一延伸元件84构造成以便压迫活塞74,使得室77的容积在室86的容积基本为零时基本为零。另外,或者独立地,活塞组件80的第二延伸元件100构造成以便离开室88,使得室88的容积在室76的容积基本为零时基本为零。根据另一个示例性实施例,液压液体的高压介于在周围压力以上200与400atm之间,且低压接收器60的室76中的压力介于0.5和10atm之间。
根据一个示例性实施例,可在低压接收器60的室76中至少提供压力传感器,以监视此室中的低压。另外,根据另一个示例性实施例,如在R.Judge等人的2008年12月16提交的、律师文档号为No.236460的美国临时专利申请No.61/138,005(序号)(该申请的整个公开通过引用而结合在本文中)中描述的位置检测传感器,可提供于(i)缸体36中,以检测活塞38的位置,(ii)低压接收器60中,以检测活塞74的位置,以及/或者(iii)或者恢复接收器70中,以检测活塞82的位置。知道活塞38、74和/或82的一些或所有位置可允许控制器112控制从储蓄器30到端口90和92中的一个的高压释放,而且还控制BOP 26和低压接收器60之间的阀62。
根据一个示例性实施例,图11示出了用以对系恢复模块的一部分的低压接收器进行再充装的方法的步骤。该方法包括:在低压接收器中接收处于第一高压的液压液体的步骤1100,低压接收器构造成具有被第一活塞隔开的第一室和第二室,第一室构造成以便接收液压液体,且第二室构造成以便包括处于低压的气体,其中第一室进一步构造成具有入口和出口,液压液体通过该入口进入第一室,液压液体通过该出口离开第一室,并且其中,第二室密封成使得没有液压液体通过端口进入或离开;压缩第二室中的气体,使得第一活塞移动,以使第一室扩张的步骤1102;在恢复接收器中接收第二高压的步骤1104,恢复接收器构造成具有被活塞组件隔开的第三室和第四室,其中,由壁将第三室与低压接收器的第二室隔开,且第二高压确定活塞组件移动,以使第四室扩张,且挤压第三室;以及在恢复接收器的活塞组件的直接作用下使第一活塞移动,使得重新建立第二室,且挤压第一室的步骤1106。
根据另一个示例性实施例,低压接收器可以不由图7所示的恢复接收器70恢复,而是由图12所示的恢复机构恢复。考虑到室76和77是由经密封的活塞74隔开的,提供机械螺丝刀120,以进入室76,且如果需要的话压迫在活塞74上。因此,当室77基本为最大,且室76基本不存在时,可启动螺丝刀120来压迫活塞74,以重新建立室76。本领域技术人员将理解,可使用其它机械机构来使活塞74移动,以重新建立室76。
螺丝刀120可由遥控车辆122(ROV)、驱动器、海底扭矩工具或其它模式操作。另外,螺丝刀120可由诸如马达的电驱动源操作,以恢复活塞。或者,可将马达(未示出)置于低压室60上,且连接到螺丝刀120上,以重新建立室76。在一种应用中,马达可为电动机,且可通过线缆124从功率源126供应用于马达的功率。
根据一个示例性实施例,图13示出了用于恢复系恢复模块的一部分的低压接收器中的低压的方法的步骤,该低压接收器连接到海底压力控制装置上,以提供低压。该方法包括:在低压接收器中接收处于第一高压的液压液体的步骤1300,低压接收器构造成具有被第一活塞隔开的第一室和第二室,第一室构造成以便接收液压液体,且第二室构造成以便包括处于低压的气体,其中,第一室进一步构造成具有端口,液压液体通过该端口进入和离开第一室,并且其中,第二室密封成使得没有液压液体通过端口进入或离开;压缩第二室中的气体,使得第一活塞移动,以使第一室扩张的步骤1302;对构造成以便进入第二室的螺丝刀施加旋转运动以使螺丝刀延伸到第二室,或者从第二室中收回螺丝刀的步骤1304;以及在螺丝刀的直接作用下使第一活塞移动,使得重新建立第二室且挤压第一室的步骤1306。
所公开的示例性实施例提供了用于以降低的能量消耗和低成本反复地产生海下力量的装置和方法。应当理解,本描述不意图限制本发明。相反,示例性实施例意图覆盖包括在由所附权利要求书限定的本发明的精神和范围中的备选方案、修改和等效物。另外,在示例性实施例的详细描述中,阐述了许多具体细节,以便提供对要求保护的发明的全面理解。但是,本领域技术人员将理解,可在没有这样的具体细节的情况下实践各种实施例。
虽然以特定的组合在实施例中对当前示例性实施的特征和元件进行了描述,但是可在没有实施例的其它特征和元件的情况下单独使用各个特征或元件,或者在具有或不具有本文公开的其它特征和元件的情况下以各种组合使用各个特征或元件。
本书面描述使用实例来公开本发明,包括最佳模式,且还使本领域技术人员能够实践本发明,包括制造和使用任何装置或系统以及执行任何结合的方法。本发明的可授予专利的范围由权利要求书限定,且可包括本领域技术人员想到的其它实例。如果这样的其它实例具有无异于权利要求书的字面语言的结构元件,或者如果它们包括具有与权利要求书的字面语言有非实质性差异的等效结构元件,则这些其它实例意图处于权利要求书的范围内。
Claims (15)
1.一种用于恢复连接到海底压力控制装置上的低压接收器(60)中的压力的恢复模块,所述恢复模块包括:
构造成具有被第一活塞(74)隔开的第一室(77)和第二室(76)的所述低压接收器(60),所述第一室(77)构造成以便接收处于高压的液压液体,且所述第二室(76)构造成以便包括处于低压的气体,其中,所述第一室(77)进一步构造成具有端口(78),所述液压液体通过所述端口(78)进入和离开所述第一室(77),并且所述第二室(76)被密封,使得没有液体通过端口进入或离开;以及
恢复机构(72),所述恢复机构(72)附连到所述低压接收器(60)上且构造成通过致动第一延伸元件以沿指定方向接触和移动所述第一活塞来恢复所述第二室(76)中的低压;
其中所述第一延伸元件构造成独立于所述第一活塞沿相反方向移动。
2.根据权利要求1所述的恢复模块,其特征在于,所述恢复机构(72)包括:
构造成具有第三室(86)和第四室(88)的恢复接收器(70),其中,由密封的壁(98)将所述第三室(86)与所述低压接收器(60)的所述第二室(76)隔开;以及
活塞组件(80),所述活塞组件(80)使所述第三室(86)与所述第四室(88)隔开,且包括具有沿着所述活塞组件(80)的移动方向延伸的所述第一延伸元件(84)和第二延伸元件(100)的第二活塞(82),所述第一延伸元件(84)构造成以便进入所述低压接收器(60)的所述第二室(76)及接触所述第一活塞(74),且所述第二延伸元件(100)构造成以便延伸出所述恢复接收器(70)的所述第四室(88),
其中,所述第三室(86)具有构造成允许液压液体进入所述第三室(86)的入口(90),以及构造成允许液压液体离开所述第三室(86)的出口(108),以及
所述第四室(88)具有构造成允许液压液体进入所述第四室(88)的入口(92),以及构造成允许液压液体离开所述第四室(88)的出口。
3.根据权利要求2所述的恢复模块,其特征在于,所述恢复模块进一步包括:
连接到所述第一室(77)的出口(104)上且连接到所述第三室(86)的出口(108)上的第一阀(106);以及
连接到所述第四室(88)的出口上的第二阀(110),
其中,所述第一阀(106)构造成在液压液体被泵送到所述第四室(88)中时启动,以及
所述第二阀(110)构造成在液压液体被泵送到所述第三室(86)中时启动。
4.根据权利要求2所述的恢复模块,其特征在于,所述恢复模块进一步包括:
在第五室或第四室(88)中提供且构造成以便锁定所述活塞组件(80)的所述第二延伸元件(100)的锁定机构(102)。
5.根据权利要求2所述的恢复模块,其特征在于,所述活塞组件(80)的所述第一延伸元件(84)构造成以便压迫所述第一活塞(74),使得在所述第三室(86)的容积基本为零时,所述第一室(77)的容积基本为零。
6.根据权利要求2所述的恢复模块,其特征在于,所述活塞组件(80)的所述第二延伸元件(100)构造成以便离开所述第四室(88),使得在所述第二室(76)的容积基本为零时,所述第四室(88)的容积基本为零。
7.根据权利要求2所述的恢复模块,其特征在于,所述恢复模块进一步包括:
连接到所述第三室(86)和第四室(88)上且构造成以便提供处于高压的液压液体的储蓄器(30)。
8.根据权利要求1所述的恢复模块,其特征在于,所述高压介于在周围压力以上200atm和400atm之间,且所述低压接收器中的低压介于0.5atm和10atm之间。
9.根据权利要求1所述的恢复模块,其特征在于,所述恢复机构包括:
螺丝刀(120),所述螺丝刀(120)进入所述第二室(76),且构造成能够延伸到所述第二室(76)中且能够从所述第二室(76)中收回,以朝向及离开所述第一室(77)来移置所述第一活塞(74)。
10.一种恢复系恢复模块(72)的一部分的低压接收器(60)中的低压的方法,所述低压接收器(60)连接到海底压力控制装置上,以提供所述低压,所述方法包括:
在所述低压接收器(60)中接收处于第一高压的液压液体,所述低压接收器(60)构造成具有被第一活塞(74)隔开的第一室(77)和第二室(76),所述第一室(77)构造成以便接收所述液压液体,且所述第二室(76)构造成以便包括处于低压的气体,其中,所述第一室(77)进一步构造成具有端口(78,104),所述液压液体通过所述端口(78,104)进入和离开所述第一室(77),并且,其中,所述第二室(76)被密封,使得没有液压液体通过端口进入或离开;
压缩所述第二室(76)中的气体,使得所述第一活塞(74)移动,以使所述第一室(77)扩张;
在恢复接收器(70)中接收第二高压,所述恢复接收器(70)构造成具有被活塞组件(80)隔开的第三室(86)和第四室(88),其中,由壁(98)将所述第三室(86)与所述低压接收器(60)的所述第二室(76)隔开,且所述第二高压使得所述活塞组件(80)移动,以扩张所述第四室(88)和挤压所述第三室(86);以及
在所述恢复接收器(70)的所述活塞组件(80)的第一延伸元件的直接作用下,所述第一活塞(74)沿指定方向移动,使得重新建立所述第二室(76)和挤压所述第一室(77),
其中所述第一延伸元件构造成独立于所述第一活塞沿相反方向移动。
11.根据权利要求10所述的方法,其特征在于,接收第二高压的所述步骤进一步包括:
在所述第四室(88)中提供所述第二高压。
12.根据权利要求11所述的方法,其特征在于,所述方法进一步包括:
在所述第三室(86)中提供所述第二高压,使得所述活塞组件(80)移动,以使所述第三室(86)扩张,且挤压所述第四室(88),其中,所述活塞组件(80)包括具有沿着所述活塞组件(80)的移动方向延伸的所述第一延伸元件(84)和第二延伸元件(100)的第二活塞(82),所述第一延伸元件(84)构造成以便进入所述低压接收器(60)的所述第二室(76)及接触所述第一活塞(74),且所述第二延伸元件(100)构造成以便延伸出所述恢复接收器(70)的所述第四室(88)。
13.根据权利要求12所述的方法,其特征在于,所述方法进一步包括:
通过将液压液体泵送到所述第四室(88)中来启动第一阀(106),其中,所述第一阀(106)连接到所述第一室(77)的出口上,且连接到所述第三室(86)的出口(108)上。
14.根据权利要求13所述的方法,其特征在于,所述方法进一步包括:
当液压液体被泵送到所述第三室(86)中时,启动第二阀(110),其中,所述第二阀(110)连接到所述第四室(88)的出口上。
15.一种用以恢复系恢复模块(72)的一部分的低压接收器(60)中的低压的方法,所述低压接收器(60)连接到海底压力控制装置上,以提供所述低压,所述方法包括:
在所述低压接收器(60)中接收处于第一高压的液压液体,所述低压接收器(60)构造成具有被第一活塞(74)隔开的第一室(77)和第二室(76),所述第一室(77)构造成以便接收所述液压液体,且所述第二室(76)构造成以便包括处于低压的气体,其中,所述第一室(77)进一步构造成具有端口(78,104),所述液压液体通过所述端口(78,104)进入和离开所述第一室(77),并且,其中,所述第二室(76)被密封,使得没有液压液体通过端口进入或离开;
压缩所述第二室(76)中的气体,使得所述第一活塞(74)移动,以使所述第一室(77)扩张;
对构造成以便进入所述第二室(76)的螺丝刀(120)施加旋转运动,以使所述螺丝刀(120)延伸到所述第二室(76),或者从所述第二室(76)中收回所述螺丝刀(120);以及
在所述螺丝刀(120)的直接作用下,所述第一活塞(74)沿指定方向移动,使得重新建立所述第二室(76)和挤压所述第一室(77),
其中所述螺丝刀(120)构造成独立于所述第一活塞沿相反方向移动。
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US12/338669 | 2008-12-18 | ||
US12/338,669 US8220773B2 (en) | 2008-12-18 | 2008-12-18 | Rechargeable subsea force generating device and method |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN101793132A CN101793132A (zh) | 2010-08-04 |
CN101793132B true CN101793132B (zh) | 2015-06-03 |
Family
ID=41718546
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN200910262097.2A Expired - Fee Related CN101793132B (zh) | 2008-12-18 | 2009-12-18 | 可再充装的海底生力装置和方法 |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8220773B2 (zh) |
EP (1) | EP2199538A3 (zh) |
CN (1) | CN101793132B (zh) |
AU (1) | AU2009245885B2 (zh) |
BR (1) | BRPI0905418A2 (zh) |
CA (2) | CA2937629A1 (zh) |
MX (1) | MX2009013451A (zh) |
MY (1) | MY154943A (zh) |
SG (1) | SG162691A1 (zh) |
Families Citing this family (20)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB2475295B (en) * | 2009-11-13 | 2016-12-21 | Hunter Derek | Improvements relating to apparatus for storing energy |
US9175538B2 (en) * | 2010-12-06 | 2015-11-03 | Hydril USA Distribution LLC | Rechargeable system for subsea force generating device and method |
DE102011078914A1 (de) * | 2011-07-11 | 2013-01-17 | Robert Bosch Gmbh | Flüssigkeitszwischenspeichervorrichtung und Herstellungsverfahren für eine Flüssigkeitszwischenspeichervorrichtung |
US8978766B2 (en) * | 2011-09-13 | 2015-03-17 | Schlumberger Technology Corporation | Temperature compensated accumulator |
SG11201401530TA (en) * | 2011-10-19 | 2014-05-29 | Cameron Int Corp | Subsea pressure reduction system |
US8905141B2 (en) * | 2011-12-13 | 2014-12-09 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Subsea operating valve connectable to low pressure recipient |
US9453385B2 (en) * | 2012-01-06 | 2016-09-27 | Schlumberger Technology Corporation | In-riser hydraulic power recharging |
US9228738B2 (en) * | 2012-06-25 | 2016-01-05 | Orbital Atk, Inc. | Downhole combustor |
WO2014074747A1 (en) | 2012-11-07 | 2014-05-15 | Transocean Sedco Forex Ventures Limited | Subsea energy storage for blow out preventers (bop) |
EP2992175B1 (en) | 2013-05-03 | 2023-02-22 | National Oilwell Varco, L.P. | Sealable wellsite valve and method of using same |
WO2014209909A1 (en) * | 2013-06-24 | 2014-12-31 | National Oilwell Varco, L.P. | Blowout preventer activator and method of using same |
US8727018B1 (en) * | 2013-07-19 | 2014-05-20 | National Oilwell Varco, L.P. | Charging unit, system and method for activating a wellsite component |
US9194509B2 (en) | 2013-09-17 | 2015-11-24 | Ge Oil & Gas Pressure Control Lp | Power boost assist closed device for actuators |
US20150322978A1 (en) * | 2014-05-08 | 2015-11-12 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Subsea force generating device and method |
US10132135B2 (en) * | 2015-08-05 | 2018-11-20 | Cameron International Corporation | Subsea drilling system with intensifier |
WO2017120101A1 (en) * | 2016-01-05 | 2017-07-13 | Noble Drilling Services Inc. | Pressure assisted motor operated ram actuator for well pressure control device |
GB2552763B (en) * | 2016-05-25 | 2021-06-02 | Baker Hughes Energy Tech Uk Limited | Actuator assist apparatus, actuator system and method |
US10954733B2 (en) | 2017-12-29 | 2021-03-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Single-line control system for a well tool |
US11808289B2 (en) | 2021-10-25 | 2023-11-07 | Deere & Company | Fluid pressure boost system and method |
US11542961B1 (en) | 2021-10-25 | 2023-01-03 | Deere & Company | Fluid pressure boost system and method |
Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3987708A (en) * | 1975-03-10 | 1976-10-26 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Depth insensitive accumulator for undersea hydraulic systems |
US4076208A (en) * | 1976-10-04 | 1978-02-28 | Hydril Company | Blowout preventer ram lock |
US4205594A (en) * | 1977-08-08 | 1980-06-03 | Burke Martin F | Fluid operated apparatus |
US4864914A (en) * | 1988-06-01 | 1989-09-12 | Stewart & Stevenson Services,Inc. | Blowout preventer booster and method |
US6192680B1 (en) * | 1999-07-15 | 2001-02-27 | Varco Shaffer, Inc. | Subsea hydraulic control system |
EP1388404A1 (de) * | 2001-09-03 | 2004-02-11 | Bosch Rexroth AG | Hydraulikaggregat für eine Spritzgiessmaschine |
Family Cites Families (19)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3163985A (en) | 1962-07-31 | 1965-01-05 | John V Bouyoucos | Hydraulic energy storage system |
US3436914A (en) | 1967-05-29 | 1969-04-08 | Us Navy | Hydrostatic energy accumulator |
US3595012A (en) * | 1970-02-06 | 1971-07-27 | Us Navy | Sea pressure operated power device |
US3921500A (en) | 1974-06-10 | 1975-11-25 | Chevron Res | System for operating hydraulic apparatus |
US4095421A (en) | 1976-01-26 | 1978-06-20 | Chevron Research Company | Subsea energy power supply |
US4614148A (en) * | 1979-08-20 | 1986-09-30 | Nl Industries, Inc. | Control valve system for blowout preventers |
GB9007210D0 (en) | 1990-03-30 | 1990-05-30 | Loth William D | Improvements in or relating to subsea control systems and apparatus |
DE69620738T2 (de) * | 1995-01-13 | 2002-11-21 | Hydril Co | Niedrig bauender und leichtgewichtiger hochdruck-ausbruchschieber |
US6202753B1 (en) | 1998-12-21 | 2001-03-20 | Benton F. Baugh | Subsea accumulator and method of operation of same |
US6244560B1 (en) | 2000-03-31 | 2001-06-12 | Varco Shaffer, Inc. | Blowout preventer ram actuating mechanism |
US7108006B2 (en) | 2001-08-24 | 2006-09-19 | Vetco Gray Inc. | Subsea actuator assemblies and methods for extending the water depth capabilities of subsea actuator assemblies |
US7513308B2 (en) | 2004-09-02 | 2009-04-07 | Vetco Gray Inc. | Tubing running equipment for offshore rig with surface blowout preventer |
US20090127482A1 (en) | 2004-11-04 | 2009-05-21 | Anthony Stephen Bamford | Hydraulic rams |
NO322680B1 (no) | 2004-12-22 | 2006-11-27 | Fmc Kongsberg Subsea As | System for a kontrollere en ventil |
US7424917B2 (en) | 2005-03-23 | 2008-09-16 | Varco I/P, Inc. | Subsea pressure compensation system |
DE102005043571A1 (de) * | 2005-09-12 | 2007-03-22 | Bosch Rexroth Ag | Antriebsvorrichtung |
US8464525B2 (en) | 2007-02-07 | 2013-06-18 | National Oilwell Varco, L.P. | Subsea power fluid recovery systems |
EP2466151A1 (en) | 2007-09-10 | 2012-06-20 | Cameron International Corporation | Pressure-compensated accumulator bottle |
US8122964B2 (en) * | 2008-05-29 | 2012-02-28 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Subsea stack alignment method |
-
2008
- 2008-12-18 US US12/338,669 patent/US8220773B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2009
- 2009-11-19 MY MYPI20094926A patent/MY154943A/en unknown
- 2009-12-03 CA CA2937629A patent/CA2937629A1/en not_active Abandoned
- 2009-12-03 CA CA 2687000 patent/CA2687000A1/en not_active Abandoned
- 2009-12-07 EP EP20090178143 patent/EP2199538A3/en not_active Withdrawn
- 2009-12-09 AU AU2009245885A patent/AU2009245885B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-12-09 MX MX2009013451A patent/MX2009013451A/es active IP Right Grant
- 2009-12-16 SG SG200908387-4A patent/SG162691A1/en unknown
- 2009-12-18 CN CN200910262097.2A patent/CN101793132B/zh not_active Expired - Fee Related
- 2009-12-18 BR BRPI0905418-9A patent/BRPI0905418A2/pt not_active IP Right Cessation
Patent Citations (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3987708A (en) * | 1975-03-10 | 1976-10-26 | The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Navy | Depth insensitive accumulator for undersea hydraulic systems |
US4076208A (en) * | 1976-10-04 | 1978-02-28 | Hydril Company | Blowout preventer ram lock |
US4205594A (en) * | 1977-08-08 | 1980-06-03 | Burke Martin F | Fluid operated apparatus |
US4864914A (en) * | 1988-06-01 | 1989-09-12 | Stewart & Stevenson Services,Inc. | Blowout preventer booster and method |
US6192680B1 (en) * | 1999-07-15 | 2001-02-27 | Varco Shaffer, Inc. | Subsea hydraulic control system |
EP1388404A1 (de) * | 2001-09-03 | 2004-02-11 | Bosch Rexroth AG | Hydraulikaggregat für eine Spritzgiessmaschine |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BRPI0905418A2 (pt) | 2011-06-21 |
SG162691A1 (en) | 2010-07-29 |
CA2937629A1 (en) | 2010-06-18 |
US20100155072A1 (en) | 2010-06-24 |
MX2009013451A (es) | 2010-08-09 |
CA2687000A1 (en) | 2010-06-18 |
EP2199538A3 (en) | 2013-01-09 |
MY154943A (en) | 2015-08-28 |
EP2199538A2 (en) | 2010-06-23 |
US8220773B2 (en) | 2012-07-17 |
AU2009245885B2 (en) | 2016-07-14 |
AU2009245885A1 (en) | 2010-07-08 |
CN101793132A (zh) | 2010-08-04 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN101793132B (zh) | 可再充装的海底生力装置和方法 | |
CN101748987B (zh) | 海底生力装置和方法 | |
US6192680B1 (en) | Subsea hydraulic control system | |
EP2109707B1 (en) | A method for recovering fluid from an underwater apparatus submerged in deep water | |
EP2460974B1 (en) | Rechargeable system for subsea force generating device and method | |
CN103161425B (zh) | 可连接至低压容器的海底操作阀 | |
EP2156016B1 (en) | Control system | |
US6418970B1 (en) | Accumulator apparatus, system and method | |
CN1806088B (zh) | 海底修井组件及其制造方法 | |
CN104145077B (zh) | 水下减压系统 | |
WO2006100518A1 (en) | Apparatus and method for compensating for subsea pressure on a hydraulic circuit | |
EP2118435A1 (en) | A method for recovering fluid used in powering an underwater apparatus submerged in deep water | |
CN102536150A (zh) | 紧急海底井口关闭装置 | |
CN105324550A (zh) | 推进剂驱动式蓄能器 | |
WO2017062040A1 (en) | Accumulator | |
WO2018160071A1 (en) | Hydraulic system | |
NO20161650A1 (en) | Subsea force generating device and method | |
US10801295B2 (en) | Riserless intervention system and method |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
C06 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
C10 | Entry into substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
C14 | Grant of patent or utility model | ||
GR01 | Patent grant | ||
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20150603 Termination date: 20161218 |
|
CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |