DE60126302T2 - Doppelventil-bohrlochkontrolle in unterdruck-bohrlöchern - Google Patents
Doppelventil-bohrlochkontrolle in unterdruck-bohrlöchern Download PDFInfo
- Publication number
- DE60126302T2 DE60126302T2 DE60126302T DE60126302T DE60126302T2 DE 60126302 T2 DE60126302 T2 DE 60126302T2 DE 60126302 T DE60126302 T DE 60126302T DE 60126302 T DE60126302 T DE 60126302T DE 60126302 T2 DE60126302 T2 DE 60126302T2
- Authority
- DE
- Germany
- Prior art keywords
- valve
- pressure
- fluid
- parasitic
- control
- 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 - Lifetime
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 74
- 230000003071 parasitic effect Effects 0.000 claims description 44
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 42
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 33
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 22
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 13
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 10
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 10
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 8
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 7
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 24
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 17
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 4
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 2
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 1
- 230000036316 preload Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000003134 recirculating effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/08—Valve arrangements for boreholes or wells in wells responsive to flow or pressure of the fluid obtained
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
- E21B21/085—Underbalanced techniques, i.e. where borehole fluid pressure is below formation pressure
-
- 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Check Valves (AREA)
- Supply Devices, Intensifiers, Converters, And Telemotors (AREA)
- Valves And Accessory Devices For Braking Systems (AREA)
Description
- Die vorliegende Erfindung betrifft die Bohrungssteuerung und insbesondere ein Verfahren und eine Vorrichtung zur Verwendung beim Steuern des Zugangs und des Durchflusses zu und von einer Untergrundbohrung.
- In der Erdöl- und Erdgasforschungs- und -produktionsindustrie werden Bohrungen gebohrt, um Zugang zu kohlenwasserstoffhaltigen Formationen zu erhalten. Das Öl oder Gas in der Produktionsformation steht unter Druck und zum Verhindern eines unkontrollierten Ausströmens von Öl oder Gas aus der Formation zur Oberfläche, d.h. einem „Blowout", ist es konventionell, das Bohrloch oberhalb der Formation mit Fluid ausreichender Dichte zu füllen, so dass die von der Fluidsäule bereitgestellte hydrostatische Druckhöhe das Öl oder Gas in der Formation hält. Es wird aber anerkannt, dass diese Vorgehensweise zu einer Beschädigung der Formation führen kann und die Produktivität der Formation beträchtlich verringern kann. Dieses Problem ist kürzlich ins Blickfeld geraten, weil tiefere und längerer Bohrlöcher gebohrt werden und der hydrostatische Druck von Bohrfluid oder „Spülschlamm" daher steigt, und des Weiteren, weil die zum Umwälzen von Bohrfluid und zum Mitreißen von Bohrklein auf konventionelle Weise notwendigen Drücke ansteigen.
- Ein Ergebnis dieser Erfahrungen und Feststellungen ist die Entwicklung von Technologie und Verfahren, die „unterausgeglichenes" Bohren gestattet, d.h. einen Bohrvorgang, bei dem der Druck des Bohrfluids niedriger als der Formationsfluiddruck ist, so dass Öl und Gas aus der Formation fließen und sich mit dem Bohrfluid vermischen können. Die Fluide bewegen sich zusammen an die Oberfläche und werden an der Oberfläche getrennt. In vielen Fällen hat der Einsatz von unterausgeglichenem Bohren zu deutlichen Anstiegen der Bohrlochproduktivität geführt.
- Ein mit unterausgeglichenem Bohren assoziiertes Problem sind aber die relativ hohen Fluiddrücke, die an der Oberfläche erfahren werden. Dadurch wird die Abhängigkeit von Oberflächenabdichtungsanordnungen vergrößert und die Schwierigkeit, die Kontrolle über die Bohrung zu behalten, allgemein erhöht; die konventionelle hochdichte Fluidsäule ist nicht vorhanden und im Fall von Schwierigkeiten kann das Einpumpen von Fluid höherer Dichte in die Bohrung zum „Beruhigen" oder Kontrollieren der Bohrung einige Zeit dauern und hat wahrscheinlich eine Beschädigung der Formation zur Folge, vielleicht sogar in dem Ausmaß, dass die Bohrung aufgegeben werden muss.
- Auch die Herstellung eines Bohrstrangs oder dergleichen zum Einführen in derartige Bohrungen oder auch jede Bohrung, bei der der Druck an der Oberfläche relativ hoch ist, ist mit Schwierigkeit verbunden. In derartigen Bohrungen neigt der relativ hohe Fluiddruck (der mehrere hundert Atmosphären betragen kann) dazu, den Bohrstrang hoch- und aus der Bohrung hinauszudrücken, so dass das Herstellen eines solchen Strangs ein schwieriges und potentiell gefährliches Unterfangen wird. Diese Schwierigkeit hält an, bis das Gewicht des Strangs groß genug ist, um die Druckkraft auszugleichen.
- Um wenigstens einige dieser Schwierigkeiten zu vermeiden oder zu überwinden, wurde vorgeschlagen, ein Klappenventil in einen unteren Abschnitt einer Bohrung einzusetzen, wobei sich das Ventil schließt, wenn die von unterhalb des Ventils wirkenden Druckkräfte größer sind als die von oberhalb des Ventils wirkenden Druckkräfte. Dadurch wird die Platzierung des Ventils eingeschränkt, das sich, um wirksam zu sein, eng am Druckausgleichspunkt in der Bohrung befinden muss, das heißt dem Punkt, an dem die aufwärtswirkende Fluiddruckkraft oder der Lagerstättendruck gleich der abwärtswirkenden Fluiddruckkraft der von der Fluidsäule im Bohrloch erzeugten Druckhöhe ist. Des Weiteren, während ein derartiges Ventil zum Verhindern eines unkontrollieren Ausströmens aus einer Formation beitragen kann, dient das Ventil nicht dem Schutz einer Formation vor Beschädigung oder Verunreinigung, falls der Druck oberhalb des Ventils ansteigt; in einer solchen Situation neigt erhöhter Druck oberhalb des Ventils zum Öffnen des Ventils. Desgleichen wirft das Testen des Ventils Schwierigkeiten auf, da höhere Prüfdrücke dazu neigen, das Ventil zu öffnen, und daher kann kein Druck, der größer als der Lagerstättendruck ist, ungefährlich eingesetzt werden, da bei einem höheren Druck das Risiko einer Beschädigung der Formation bestehen würde.
- Es gehört zu den Aufgaben von Ausgestaltungen der vorliegenden Erfindung, diese Nachteile zu vermeiden oder zu mildern.
- GB-A-2337544 kann als ein Verfahren zum Isolieren einer Lagerstätte von Produktionsfluid in einer Formation beschreibend betrachtet werden, wobei das Verfahren Folgendes umfasst:
Bereitstellen eines Ventils in einem Bohrloch, das eine Produktionsformation schneidet und wobei der hydrostatische Druck im Bohrloch an der Lagerstätte normalerweise niedriger als der Formationsdruck ist; und Steuern des Ventils von der Oberfläche. - Ein Aspekt der vorliegenden Erfindung ist von dieser Offenbarung her dadurch gekennzeichnet, dass das Ventil mit zwei Ventilschließelementen versehen ist, die die Aufgabe haben, Druck sowohl von oben als auch von unten zu halten.
- Vorzugsweise wird das Ventil so gesteuert, dass das Ventil sich nur aus einer geschlossenen Konfiguration auf eine offene Konfiguration bewegt, wenn es einen vorbestimmten Differenzdruck daran erfährt.
- Nach einem weiteren Aspekt der vorliegenden Erfindung ist eine Vorrichtung zur Verwendung beim Trennen einer Lagerstätte von Produktionsfluid in einer Formation vorgesehen, wobei die Vorrichtung Folgendes umfasst:
ein Ventil zum Positionieren in einem Bohrloch, das eine Produktionsformation schneidet und wobei der hydrostatische Druck im Bohrloch an der Lagerstätte normalerweise niedriger als der Formationsdruck ist; und
ein erstes Ventilsteuermittel zum Ermöglichen des Steuerns des Ventils von der Oberfläche aus,
dadurch gekennzeichnet, dass das Ventil zwei Ventilschließelemente aufweist, wobei beide Ventilschließelemente dafür geeignet sind, Druck sowohl von oben als auch von unten zu halten. - Vorzugsweise sind die Ventilschließelemente Kugelventile. Alternativ sind die Ventilschließelemente Klappenventile.
- Vorzugsweise können die Ventilschließelemente unabhängig voneinander betätigt werden.
- Vorzugsweise ist ein zweites Ventilsteuermittel zum Ermöglichen des Steuerns der Bewegung des Ventils aus einer geschlossenen auf eine offene Konfiguration als Reaktion auf einen vorbestimmten Differenzdruck am Ventil vorgesehen.
- Vorzugsweise wird das Ventil so gesteuert, dass es sich nur öffnet, wenn eine kleine oder keine Druckdifferenz am Ventil vorliegt. Daher fließt, wenn sich das Ventil öffnet, während des Druckausgleichs wenig oder kein Fluid durch das Ventil; das Öffnen des Ventils in Anwesenheit eines Differenzdrucks kann zum raschen Strömen von Fluid durch das Ventil führen, wenn es sich öffnet, mit einer größeren Wahrscheinlichkeit von Erosion und Beschädigung des Ventil. In Anwendungen mit unterausgeglichener oder aktiver Bohrung erlaubt dies dem Ventil, Druck von einer oder von beiden Seiten zu halten, und minimiert das Risiko einer Formationsbeschädigung oder -verunreinigung, wenn der Druck oberhalb des Ventils höher als der Druck unterhalb des Ventils ist. Des Weiteren kann dieses Merkmal genutzt werden, um das Risiko eines unkontrollierten Fluidstroms aus der Formation in dem Fall zu minimieren, dass Druck unterhalb des Ventils höher als der Druck oberhalb des Ventils ist.
- Das Ventil kann ober-, an oder unterhalb des Druckausgleichpunktes positioniert sein.
- Vorzugsweise wird das Ventil mittels Fluiddruck von der Oberfläche gesteuert, wobei die Gas- oder Flüssigkeits-Steuerfluidversorgung vom Bohrlochfluid getrennt ist, z.B. in Steuerleitungen oder in einem parasitären Ringraum. Das Ventil kann einen Steuerfluidkolben aufweisen, wobei das Anlegen von Steuerfluid an diesen dazu neigt, das Ventil zu schließen. Vorzugsweise reagiert das Ventil ferner auch auf Bohrlochfluiddruck und insbesondere auf den Bohrlochfluiddifferenzdruck am Ventil, so dass das geschlossene Ventil als Reaktion auf einen ausgewählten Steuerdruck in Kombination mit einem ausgewählten Differenzdruck geschlossen bleibt oder sich öffnet. Das Ventil kann einen mit Fluid unterhalb des Ventils in Kommunikation stehenden Kolben und einen mit Fluid oberhalb des Ventils in Kommunikation stehenden Kolben aufweisen; das Anlegen von Druck an Ersteren kann dazu neigen, das Ventil zu schließen, während das Anlegen von Druck an Letzeren dazu neigen kann, das Ventilelement zu öffnen. In einer bevorzugten Ausgestaltung schließt ein ausgewählter erster Steuerdruck das Ventil. Ein derartiger erster Steuerdruck in Kombination mit einem höheren Druck unterhalb des Ventils neigt dazu, das Ventil geschlossen zu halten. Ferner hält das Steigern des Steuerdrucks das Ventil als Reaktion auf einen höheren Druck oberhalb des Ventils geschlossen. Diese Einrichtung ermöglicht auch, dass der angelegte Steuerdruck auf einen jeweiligen Wert gebracht wird, die Druckdifferenz am Ventil minimiert wird und dann der Steuerfluiddruck variiert wird, damit sich das Ventil öffnen kann.
- Vorzugsweise umfasst das Ventil ein Kugelventil. Das Ventil kann aber auch ein Klappenventil oder auch jede beliebige Form von Ventil umfassen, die für die Anwendung geeignet ist.
- Die zwei Ventilschließelemente können zwei Kugelventile, zwei Klappenventile oder sogar eine Kombination verschiedener Ventiltypen sein. Die Ventile können voneinander unabhängige Betätigungsmechanismen haben. Die Ventilschließelemente können sich gleichzeitig oder der Reihe nach schließen und vorzugsweise schließt sich das unterste Ventilelement zuerst.
- Dies ermöglicht es, dass die Ventile einzeln druckgeprüft werden können. Sequentielles Schließen kann zum Beispiel dadurch erreicht werden, dass die Ventilelemente in Kombination mit jeweiligen Federpaketen mit verschiedenen Vorspannungen versehen werden.
- Vorzugsweise wird das Ventil an Zwischen- oder parasitärer Verrohrung in ein verrohrtes Bohrloch eingeführt, wodurch ein parasitärer Ringraum zwischen der vorhandenen Verrohrung und der parasitären Verrohrung definiert wird, über den der Steuerdruck an das Ventil angelegt werden kann. Die parasitäre Verrohrung ist zum Bohrlochfutterrohr am Ventil oder unterhalb des Ventils abgedichtet, im typischen Fall mit einem Packer oder einer anderen Dichtungsanordnung. Der parasitäre Ringraum kann zum Transportieren von Fluiden verwendet werden, zum Beispiel, damit Stickstoff unterhalb des Ventils in das Bohrloch gespritzt werden kann. Beispielsweise kann zusätzliche Verrohrung unterhalb des Ventils eingehängt werden zum Verlängern des parasitären Ringraums und ein Pumpe-auf/Pumpe-zu-Stickstoffeinspritzventil bereitgestellt werden, um den parasitären Ringraum selektiv vom Bohrlochringraum zu trennen. In anderen Ausgestaltungen kann der parasitäre Ringraum zum Transportieren von Gas, Fluidliftgas oder Fluid zu einem Punkt im Bohrloch oberhalb des Ventils oder sogar zwischen einem Paar von Ventilen genutzt werden. Ein oder mehrere Einwegventile können bereitgestellt werden und zum Öffnen bei einem parasitären Druck über demjenigen, der zum Schließen des Ventils oder zum Durchführen von Druckprüfungen am Ventil erforderlich ist, adaptiert werden. Eine derartige Anordnung kann zum Herausumwälzen einer Säule von Bohrlocheinspritzfluid vor dem Öffnen des Ventils oder alternativ zum Einspritzen eines Fluidschubs vor dem Öffnen der Ventile oder zum Einspritzen von Methanol aus dem parasitären Ringraum zum Verhindern von Hydratbildung genutzt werden.
- Das Ventil kann so konfiguriert sein, dass das Ventil in der offenen Stellung verriegelt werden kann, zum Beispiel durch Anordnen einer Hülse im offenen Ventil.
- Das Ventil kann so konfiguriert sein, dass es Durchpumpen zulässt, das heißt, bei Erfahren eines ausreichend hohen Drucks von oben kann das Ventil bewegt werden, z.B. im Fall eines Kugelventils teilweise gedreht werden, um Fluid um das nominell geschlossene Ventil herum strömen zu lassen.
- Diese und andere Aspekte der vorliegenden Erfindung werden im Folgenden mit Bezug auf die Begleitzeichnungen beispielhaft beschrieben, in denen:
-
1 eine schematische Darstellung einer in einer Bohrung angeordnet abgebildeten Vorrichtung zur Verwendung beim Trennen einer Lagerstätte gemäß einer bevorzugten Ausgestaltung der vorliegenden Erfindung ist; -
2 eine vergrößerte Schnittansicht von Ventilen der Vorrichtung von1 ist und -
3 eine weitere vergrößerte Schnittansicht eines der Ventile der Vorrichtung von1 ist. - Es wird zunächst Bezug genommen auf
1 der Zeichnungen, die eine schematische Darstellung einer Vorrichtung10 zur Verwendung beim Trennen einer Lagestätte gemäß einer bevorzugten Ausgestaltung der vorliegenden Erfindung ist, wobei die Vorrichtung10 in einer Bohrung12 angeordnet abgebildet ist. Die illustrierte Bohrung hat drei Hauptabschnitte, d.h. einen Lochabschnitt mit einem Durchmesser von 17 1/2 Zoll (44,5 cm), der mit Verrohrung mit einem Durchmesser von 13 3/8 Zoll (34,0 cm) ausgekleidet ist, einen 12 1/4-Zoll-(31,1 cm)-Lochabschnitt, der mit 9 5/8-Zoll-(24,4 cm)-Verrohrung ausgekleidet ist, und einen 8 1/2-Zoll-(21,6 cm)-Lochabschnitt, der mit 7-Zoll-(17,8 cm)-Verrohrung ausgekleidet ist; fachkundige Personen werden selbstverständlich erkennen, dass diese Abmessungen lediglich beispielhaft sind und dass die Vorrichtung10 in einer großen Vielfalt von Bohrlochkonfigurationen eingesetzt werden kann. Die Vorrichtung10 befindet sich innerhalb des ersten Bohrungsabschnitts von größerem Durchmesser und umfasst das obere und das untere Ventil14 ,16 . Wie beschrieben werden wird, sind die Ventile14 ,16 einander ähnlich und weisen nur kleine Unterschiede auf. Die Ventile sind an Förderrohrstrang18 montiert, der sich von der Oberfläche durch einen rotierenden Blowout-Preventer (BOP)20 , einen Ring-Preventer22 und einen Standard-BOP24 erstreckt. Ein rohrförmiger Zwischenverbinder26 verbindet die Ventile14 ,16 und ein weiterer Förderrohrstrangabschnitt28 erstreckt sich vom unteren Ventil16 durch die 9 5/8-Zoll-(24,4 cm)-Verrohrung, um mit dem oberen Ende der 7-Zoll-(17,8 cm)-Verrohrung in Eingriff zu kommen und abzudichten. So wird ein isolierter Ringraum30 zwischen den Ventilen14 ,16 und dem Förderrohrstrang18 ,28 und der umgebenden Verrohrung gebildet; dieser wird als der parasitäre Ringraum30 bezeichnet. - Die Vorrichtung
10 wird mit Bezug auf einen unterausgeglichenen Bohrbetrieb beschrieben und in einer derartigen Anwendung verläuft ein rohrförmiger Bohrstrang von der Oberfläche durch die Ventile14 ,16 und den Förderrohrstrang18 ,28 . - Im Folgenden wird jetzt auch Bezug genommen auf
2 der Zeichnungen, die eine vergrößerte Schnittansicht der Ventile14 ,16 ist, die getrennt abgebildet sind. Es wird auch Bezug genommen auf3 der Zeichnungen, die eine vergrößerte Schnittansicht des unteren Ventils16 ist. Da die einzigen Unterschiede zwischen den Ventilen14 ,16 die Vorspannung der Ventilschließfeder und die Anschlussanordnung für Ventilsteuerfluid sind, wird nur eines der beiden Ventile16 als Beispiel für beide ausführlich beschrieben. Das Ventil16 ist ein Kugelventil und weist daher eine Kugel34 auf, die sich in einem allgemein zylindrischen Ventilkörper36 befindet, und in diesem Beispiel weisen die Enden des Körpers36 Premium-Außengewindeverbinder38 zum Anschließen an den Förderrohrstrangabschnitt18 und den Verbinder26 auf. - Die Kugel
34 sitzt in einem Kugelkäfig40 , der innerhalb des Ventilkörpers36 axial beweglich ist zum Öffnen oder Schließen des Ventils. Das Ventil16 ist in der geschlossenen Stellung abgebildet. Über dem Käfig40 befindet sich ein oberer Kolben42 , der auf Fluiddruck innerhalb des Förderrohrstrangs18 oberhalb des Ventils14 reagiert, der über Anschluss43 angelegt wird. Des Weiteren befindet sich eine Kraftfeder44 zwischen dem Kolben42 und einer oberen Platte46 , die relativ zum Ventilkörper36 fixiert ist. Dementsprechend neigen die Feder44 und der Fluiddruck oberhalb der Kugel34 dazu, die Ventilkugel34 in die offene Stellung zu bewegen. - Unterhalb des Käfigs
40 befindet sich ein unterer Kolben48 , der in Kombination mit dem Ventilkörper36 zwei Kolbenbereiche definiert, einen50 , der über Anschluss51 mit dem parasitären Ringraum30 in Fluidkommunikation ist, und den anderen52 , der über Anschluss53 mit dem Rohr unterhalb der Ventile14 ,16 , d.h. dem Lagerstättendruck, in Kommunikation ist. - Im Gebrauch drängen die Federn
44 in Abwesenheit von über den parasitären Ringraum30 auf die Ventile14 ,16 ausgeübtem Druck die Ventilkugeln34 in die offene Stellung, was Durchfluss durch die Ventile14 ,16 erlaubt. Wenn das Ventil jedoch geschlossen werden soll, wird der Druck im parasitären Ringraum30 gesteigert, um die auf die parasitären Kolben50 ausgeübte Kraft zu erhöhen. Die Vorspannung der Feder44 im unteren Ventil16 ist so ausgewählt, dass sie niedriger ist als die Vorspannung der Feder44 im oberen Ventil14 , so dass das untere Ventil16 sich zuerst schließt. Die Wirksamkeit der vom unteren Ventil16 bereitgestellten Abdichtung kann daher verifiziert werden. Eine weitere Steigerung des Drucks im parasitären Ringraum30 schließt dann auch das obere Ventil14 . - Die Ventilkugeln
34 sind so gestaltet, dass sie das Schneiden oder Scheren leichter Trägerelemente, wie Slick-Line, Wire-Line oder Coiled-Tubing, die durch die Vorrichtung10 hindurchverlaufen, gestattet, so dass die Ventile im Notfall schnell geschlossen werden können, ohne ein Ausbauelement aus der Bohrung herausziehen zu müssen. - Bei geschlossenen Ventilen
14 ,16 ist die Lagerstätte jetzt vom oberen Abschnitt der Bohrung getrennt. Dies erleichtert diverse Arbeiten, einschließlich dem Zurückholen, Herstellen und Einführen von Werkzeugen, Vorrichtungen und ihren Ausbausträngen oberhalb der Vorrichtung10 oder dem Umwälzen von Fluiden innerhalb des oberen Endes des Förderrohrstrangs18 , um z.B. den Förderrohrstrang18 mit Fluid höherer oder niedrigerer Dichte zu füllen. - Im Fall, dass der Lagerstättendruck unterhalb der Ventile
14 ,16 höher als der Druck im Förderrohrstrang18 oberhalb der Ventile16 ,18 ist, neigt der auf die Kolben52 wirkende Lagerstättendruck dazu, die Ventile14 ,16 geschlossen zu halten, wodurch das unkontrollierte Ausströmen von Formationsfluiden aus der Lagerstätte verhindert wird. - Im Fall, dass die Druckdifferenz umgekehrt ist, d.h. dass die Druckkraft oberhalb der Ventile
14 ,16 größer als der unterhalb der Ventile14 ,16 wirkende Lagerstättendruck ist, kann der parasitäre Druck zum Steigern der auf die Kolben50 wirkenden Ventilschließkraft gesteigert werden, um der auf die Kolben42 wirkenden Ventilöffnungskraft entgegenzuwirken. - Der Bereich des oberen Kolbens
42 ist gleich den kombinierten Bereichen des parasitären und Lagerstättenkolbens50 ,52 , während der parasitäre Kolben50 größer als der Lagerstättenkolben52 ist. Wenn das Ventil aus einer geschlossenen Stellung geöffnet werden soll, wird dies daher normalerweise durch Steigern des Drucks im parasitären Ringraum30 auf einen Punkt erreicht, an dem der parasitäre Druck im Wesentlichen gleich dem Lagerstättendruck ist. Der Druck im Förderrohrstrang18 wird dann gesteigert, und bei sich an den Lagerstättendruck annäherndem Förderrohrstrangdruck erreichen die auf die Kolben42 wirkenden Kräfte einen Grad ähnlich den auf die unteren Kolben48 entgegengesetzt wirkenden Kräften, so dass die Federn44 zum Öffnen der Ventile neigen, wenn der parasitäre Druck an der Oberfläche abgelassen wird. - Solange der parasitäre Druck abgelassen wird, halten die Federn
44 die Ventile offen. - Bei dieser Anordnung wäre es möglich, die Ventile zu öffnen, wenn der Förderrohrstrangdruck oberhalb von den Ventilen
14 ,16 niedriger als der Lagerstättendruck wäre, falls der parasitäre Druck nicht so gesteigert würde, dass er größer oder gleich dem Lagerstättendruck wäre. Dies würde aber dazu führen, dass die Ventile14 ,16 sich mit einer Druckdifferenz öffnen würden, und der resultierende rasche Fluiddurchfluss durch die Ventile würde eine größere Wahrscheinlichkeit von Erosion und Beschädigung an den Ventilen und der oberstromigen Ausrüstung mit sich bringen. - Im Fall, dass eines der Ventile oder beide nicht geöffnet werden kann bzw. können und z.B. die Bohrung „beruhigt" werden soll, werden die Kugelventile
34 , wenn ausreichend Förderrohrstrangdruck von der Oberfläche her angelegt wird, in einem Maße abwärts gedrückt, dass Einspritzfluid um die Kugeln34 herum und dann aus den Durchpumpanschlüssen54 , die in den unteren Kugelsitzen56 bereitgestellt sind, hinaus strömen kann. - Falls erwünscht, können ein oder mehrere Einwegventile im Förderrohrstrang
28 oder dem Ventilkörper36 bereitgestellt werden. Zum Beispiel können ein oder mehrere Einwegdruckentlastungsventile oberhalb des oberen Ventils14 bereitgestellt werden und so konfiguriert sein, dass sie Gas oder Fluid aus dem parasitären Ringraum in den Förderrohrstrang18 hindurchlassen. Ein derartiges, knapp oberhalb oder zwischen den Ventilen14 ,16 positioniertes Ventil kann zum Beispiel zum Herausumwälzen einer Säule von Bohrlocheinspritzfluid vor dem Öffnen des Ventils oder zum Einspritzen eines Fluidschubs vor dem Öffnen der Ventile verwendet werden. Ein derartiges Ventil könnte auch zum Einspritzen von Methanol aus dem parasitären Ringraum30 oben auf dem oberen Ventil14 verwendet werden, um Hydratbildung zu verhindern. Alternativ könnte ein Einwegventil zwischen den Ventilen14 ,16 eingebaut werden. Selbstverständlich würde(n) sich ein derartiges Ventil bzw. derartige Ventile nur als Reaktion auf einen Druck im parasitären Ringraum über dem zum Schließen der Ventile erforderlichen öffnen, um eine Druckprüfung von oberhalb eines geschlossenen Ventils durchzuführen oder um eine Säule von Bohrlocheinspritzfluid oberhalb der Ventile zu unterstützen. - In der illustrierten Ausgestaltung kann die Bereitstellung des parasitären Ringraums auch vorteilhaft verwendet werden, um z.B. eine Stickstoffeinspritzung in die Bohrung unterhalb der Vorrichtung
10 zu ermöglichen. Beispielsweise könnte am Förderrohrstrang28 unterhalb der Vorrichtung10 ein Stickstoffeinspritzpunkt vorgesehen werden. Selbstverständlich müsste der Einspritzpunkt mittels eines Pumpe-auf/Pumpe-zu-Stickstoffeinspritzventils vom Inneren des Förderrohrstrangs getrennt sein. - Für fachkundige Personen wird es von der obigen Beschreibung her offensichtlich sein, dass die oben beschriebene Vorrichtung ein sicheres und praktisches Verfahren zum Trennen einer Lagerstätte beschreibt und die Fähigkeit der Ventile, Druck von oberhalb und von unterhalb zu halten, für den Betreiber beträchtliche Vorteile hat und zusätzliche Schutzvorrichtungen und Zweckdienlichkeiten bei unterausgeglichenem Bohren, bei ausgeglichenem Bohren oder in aktiven Bohrungsumgebungen/Umgebungen, in denen leichte Rohrstränge angehoben werden (Intervention), insbesondere beim Einsatz von Bohrbaugruppen, Interventionsbaugruppen, Wiederaufwältigungsbaugruppen, Komplettierungen, Futterrohren, Siebrohren oder Sandsieben bereitstellt.
- Fachkundige Personen werden auch erkennen, dass die illustrierte Ausgestaltung lediglich beispielhaft für die vorliegende Erfindung ist und dass diverse Modifikationen und Verbesserungen daran vorgenommen werden können, ohne vom Umfang der Erfindung abzuweichen. Beispielsweise können, anstatt die Betätigung der Ventile
14 ,16 über den parasitären Ringraum30 zu steuern, konventionelle Steuerleitungen von der Oberfläche verlegt werden, um den Ventilen Steuerfluid zuzuführen. Ferner könnte anstelle von Ventilen in individuellen Gehäusen eine gemeinsame Gehäusebaugruppe für beide Ventile bereitgestellt werden. Die oben beschriebenen Ventilanordnungen hängen hauptsächlich von Metall-auf-Metall-Dichtungen zwischen den Kugeln und den Ventilsitzen ab und selbstverständlich können in anderen Ausgestaltungen auch elastomere Dichtungen bereitgestellt werden. Die oben illustrierten und beschriebenen Ventile haben die Form von Kugelventilen, fachkundige Personen werden aber erkennen, dass auch Klappenventile eingesetzt werden können, insbesondere Klappenventile, die als Reaktion auf Druck von oberhalb und von unterhalb geschlossen gehalten werden können.
Claims (56)
- Verfahren zum Trennen einer Lagerstätte von Produktionsfluid in einer Formation, wobei das Verfahren Folgendes umfasst: Bereitstellen eines Ventils (
14 ,16 ) in einem Bohrloch, das eine Produktionsformation schneidet und wobei der hydrostatische Druck im Bohrloch an der Formation normalerweise niedriger als der Formationsdruck ist; Steuern des Ventils (14 ,16 ) von der Oberfläche; und dadurch gekennzeichnet, dass das Ventil (14 ,16 ) mit zwei Ventilschließelementen versehen wird, wobei beide Ventilschließelemente die Aufgabe haben, Druck sowohl von oben als auch von unten zu halten. - Verfahren nach Anspruch 1, bei dem das Ventil so gesteuert wird, dass das Ventil sich nur aus einer geschlossenen Konfiguration auf eine offene Konfiguration bewegt, wenn es einen vorbestimmten Differenzdruck daran erfährt.
- Verfahren nach Anspruch 2, bei dem das Ventil durch Anlegen eines Steuerdrucks daran aus einer offenen Konfiguration auf eine geschlossene Konfiguration bewegt wird.
- Verfahren nach Anspruch 2, bei dem das Ventil so gesteuert wird, dass es sich nur öffnet, wenn eine kleine oder keine Druckdifferenz am Ventil vorliegt.
- Verfahren nach Anspruch 4, bei dem das Bohrloch in einer unterausgeglichenen oder aktiven Bohrung ist.
- Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 5, bei dem das geschlossene Ventil zum Halten von höherem Druck oberhalb des Ventils gesteuert wird.
- Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 6, bei dem das geschlossene Ventil zum Halten von höherem Druck unterhalb des Ventils gesteuert wird.
- Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 7, bei dem das geschlossene Ventil zum Halten von Druck von beiden Seiten gesteuert wird.
- Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 8, bei dem das Ventil oberhalb des Druckausgleichpunkts im Bohrloch positioniert wird.
- Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 8, bei dem das Ventil am Druckausgleichpunkt positioniert wird.
- Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 8, bei dem das Ventil unterhalb des Druckausgleichpunkts positioniert wird.
- Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 11, bei dem das Ventil mittels eines Fluiddrucks von der Oberfläche gesteuert wird.
- Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 12, bei dem die Steuerfluidversorgung durch wenigstens eine Steuerleitung von der Oberfläche zum Ventil zugeführt wird.
- Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 12, bei dem die Steuerfluidversorgung durch einen parasitären Ringraum (
30 ) von der Oberfläche zum Ventil zugeführt wird. - Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 14, bei dem das Ventil anfänglich offen ist und das den Schritt des Anlegens eines ausgewählten ersten Steuerdrucks zum Schließen des Ventils umfasst.
- Verfahren nach Anspruch 15, das das Anlegen eines höheren Drucks unterhalb des Ventils umfasst, um das Ventil ohne fortgesetztes Anlegen des Steuerdrucks geschlossen zu halten.
- Verfahren nach Anspruch 15, das das Anlegen des ersten Steuerdrucks in Kombination mit einem höheren Druck unterhalb des Ventils zum Geschlossenhalten des Ventils umfasst.
- Verfahren nach Anspruch 15, 16 oder 17, das das Steigern des Steuerdrucks zum Geschlossenhalten des Ventils als Reaktion auf einen höheren Druck oberhalb des Ventils umfasst.
- Verfahren nach einem der Ansprüche 15, 16, 17 oder 18, das Folgendes umfasst: Bringen des angelegten Steuerdrucks auf einen jeweiligen Wert, Minimieren der Druckdifferenz am Ventil und dann Variieren des Steuerfluiddrucks zum Öffnen des Ventils.
- Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 19, das das Einführen des Ventils in ein verrohrtes Bohrloch an Zwischen- oder parasitärer Verrohrung umfasst, wodurch ein parasitärer Ringraum (
30 ) zwischen der vorhandenen Verrohrung und der parasitären Verrohrung definiert wird. - Verfahren nach Anspruch 20, das ferner das Abdichten der parasitären Verrohrung zum Bohrlochfutterrohr am Ventil oder unterhalb des Ventils umfasst.
- Verfahren nach Anspruch 21, das ferner das Transportieren von Fluiden durch den parasitären Ringraum in das Bohrloch unterhalb des Ventils umfasst.
- Verfahren nach Anspruch 22, bei dem das Fluid Stickstoff ist und der Stickstoff unterhalb des Ventils in das Bohrloch gespritzt wird.
- Verfahren nach Anspruch 21 oder 22, das ferner das Einhängen zusätzlicher Verrohrung unterhalb des Ventils zum Verlängern des parasitären Ringraums umfasst.
- Verfahren nach Anspruch 21, das ferner das Transportieren von Gas, Fluidliftgas oder Fluid zu einem Punkt im Bohrloch oberhalb des Ventils umfasst.
- Verfahren nach einem der Ansprüche 21 bis 25, das ferner das Bereitstellen von wenigstens einem Einwegventil zwischen dem parasitären Ringraum und dem Bohrloch und das Öffnen des Einwegventils als Reaktion auf einen parasitären Druck über demjenigen, der zum Betätigen des Ventils oder zum Durchführen von Druckprüfungen am Ventil erforderlich ist, umfasst.
- Verfahren nach Anspruch 26, das ferner das Umwälzen einer Säule von Bohrlocheinspritzfluid oberhalb des Ventils über den parasitären Ringraum und das Einwegventil heraus vor dem Öffnen des Ventils umfasst.
- Verfahren nach Anspruch 26, das ferner das Einspritzen eines Fluidschubs über den parasitären Ringraum und das Einwegventil vor dem Öffnen des Ventils umfasst.
- Verfahren nach Anspruch 26, das ferner das Einspritzen von Methanol aus dem parasitären Ringraum zum Verhindern von Hydratbildung umfasst.
- Verfahren nach einem der Ansprüche 2 bis 29, das ferner das Verriegeln des Ventils in offener Stellung umfasst.
- Verfahren nach einem der vorhergehenden Ansprüche, das ferner das gleichzeitige Schließen der Ventilschließelemente umfasst.
- Verfahren nach einem der Ansprüche 1 bis 30, das ferner das sequentielle Schließen der Ventilschließelemente umfasst.
- Verfahren nach Anspruch 32, das ferner das Schließen des untersten Ventilschließelemntes zuerst umfasst.
- Verfahren nach Anspruch 33, das das Druckprüfen des untersten Ventilschließelements nach seinem Schließen und dann das Druckprüfen des oberen Ventilschließelements nach seinem Schließen umfasst.
- Vorrichtung zur Verwendung beim Trennen einer Lagerstätte von Produktionsfluid in einer Formation, wobei die Vorrichtung Folgendes umfasst: ein Ventil (
14 ,16 ) zum Positionieren in einem Bohrloch, das eine Produktionsformation schneidet und wobei der hydrostatische Druck im Bohrloch an der Formation normalerweise niedriger als der Formationsdruck ist; und ein erstes Ventilsteuermittel (30 ,50 ) zum Ermöglichen des Steuerns des Ventils von der Oberfläche aus, dadurch gekennzeichnet, dass das Ventil (14 ,16 ) zwei Ventilschließelemente aufweist, wobei beide Ventilschließelemente dafür geeignet sind, Druck sowohl von oben als auch von unten zu halten. - Vorrichtung nach Anspruch 35, die ferner ein zweites Ventilsteuermittel zum Ermöglichen des Steuerns der Bewegung des Ventils aus einer geschlossenen auf eine offene Konfiguration als Reaktion auf einen vorbestimmten Differenzdruck am Ventil aufweist.
- Vorrichtung nach Anspruch 36, bei der das erste Ventilsteuermittel betätigt werden kann, um das Ventil aus der offenen Konfiguration auf die geschlossene Konfiguration zu bewegen.
- Vorrichtung nach Anspruch 36, bei der das Ventil zum Halten von Druck von wenigstens einer Seite adaptiert ist.
- Vorrichtung nach Anspruch 38, bei der das Ventil zum Halten von Druck von beiden Seiten adaptiert ist.
- Vorrichtung nach einem der Ansprüche 36 bis 39, bei der das erste Ventilsteuermittel auf Steuerfluiddruck anspricht.
- Vorrichtung nach Anspruch 40 in Kombination mit wenigstens einer sich zwischen der Vorrichtung und der Oberfläche erstreckenden, Steuerfluid führenden Steuerleitung.
- Vorrichtung nach Anspruch 40 in Kombination mit einer parasitären Verrohrung zum Definieren eines Steuerfluid führenden parasitären Ringraums.
- Vorrichtung nach einem der Ansprüche 36 bis 42, bei der das erste Fluidsteuermittel einen Steuerfluidkolben aufweist, wobei das Anlegen von Steuerfluid an diesen dazu neigt, das Ventil zu betätigen.
- Vorrichtung nach einem der Ansprüche 36 bis 43, bei dem das zweite Fluidsteuermittel einen mit Fluid unterhalb des Ventils in Kommunikation stehenden Kolben und einen mit Fluid oberhalb des Ventils in Kommunikation stehenden Kolben aufweist.
- Vorrichtung nach Anspruch 44, bei der das zweite Fluidsteuermittel so angeordnet ist, dass das Anlegen von Druck an den mit Fluid unterhalb des Ventils in Kommunikation stehenden Kolben dazu neigt, das Ventilelement zu schließen.
- Vorrichtung nach Anspruch 44 oder 45, bei der das zweite Fluidsteuermittel so angeordnet ist, dass das Anlegen von Druck an den mit Fluid oberhalb des Ventils in Kommunikation stehenden Kolben dazu neigt, das Ventilelement zu öffnen.
- Vorrichtung nach einem der Ansprüche 36 bis 46, bei der das Ventil so konfiguriert ist, dass es das Verriegeln des Ventils in offener Stellung erlaubt.
- Vorrichtung nach einem der Ansprüche 36 bis 47, bei der das Ventil so konfiguriert ist, dass es Durchpumpen zulässt, wenn es in der geschlossenen Stellung ist.
- Vorrichtung nach einem der Ansprüche 36 bis 48, bei der das Ventil ein Kugelventil umfasst.
- Vorrichtung nach einem der Ansprüche 36 bis 48, bei der das Ventil ein Klappenventil umfasst.
- Vorrichtung nach einem der Ansprüche 35 bis 49, bei der das Ventil zwei Kugelventile umfasst.
- Vorrichtung nach Anspruch 51, bei der die Ventilschließelemente Kugelventile sind.
- Vorrichtung nach einem der Ansprüche 35 bis 48 oder 50, bei der das Ventil zwei Klappenventile umfasst.
- Vorrichtung nach Anspruch 53, bei der die Ventilschließelemente Klappenventile sind.
- Vorrichtung nach einem der Ansprüche 35 bis 54, bei der die Ventilschließelemente unabhängig voneinander betätigt werden können.
- Vorrichtung nach Anspruch 55, bei der die Ventile jeweilige Ventilelemente in Kombination mit jeweiligen Federpaketen mit verschiedenen Vorspannungen umfassen.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB0025515A GB2368079B (en) | 2000-10-18 | 2000-10-18 | Well control |
GB0025515 | 2000-10-18 | ||
PCT/GB2001/004619 WO2002033215A2 (en) | 2000-10-18 | 2001-10-17 | Dual valve well control in underbalanced wells |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
DE60126302D1 DE60126302D1 (de) | 2007-03-15 |
DE60126302T2 true DE60126302T2 (de) | 2007-11-22 |
Family
ID=9901521
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
DE60126302T Expired - Lifetime DE60126302T2 (de) | 2000-10-18 | 2001-10-17 | Doppelventil-bohrlochkontrolle in unterdruck-bohrlöchern |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7204315B2 (de) |
EP (1) | EP1327051B1 (de) |
AU (2) | AU2002210679A8 (de) |
CA (1) | CA2413745C (de) |
DE (1) | DE60126302T2 (de) |
GB (1) | GB2368079B (de) |
NO (1) | NO324019B1 (de) |
WO (1) | WO2002033215A2 (de) |
Families Citing this family (38)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6892829B2 (en) | 2002-01-17 | 2005-05-17 | Presssol Ltd. | Two string drilling system |
US6854534B2 (en) * | 2002-01-22 | 2005-02-15 | James I. Livingstone | Two string drilling system using coil tubing |
AU2003260217A1 (en) | 2002-07-19 | 2004-02-09 | Presssol Ltd. | Reverse circulation clean out system for low pressure gas wells |
WO2004018827A1 (en) | 2002-08-21 | 2004-03-04 | Presssol Ltd. | Reverse circulation directional and horizontal drilling using concentric drill string |
US7055598B2 (en) * | 2002-08-26 | 2006-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow control device and method for use of same |
US7255173B2 (en) | 2002-11-05 | 2007-08-14 | Weatherford/Lamb, Inc. | Instrumentation for a downhole deployment valve |
US7451809B2 (en) * | 2002-10-11 | 2008-11-18 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for utilizing a downhole deployment valve |
US7350590B2 (en) * | 2002-11-05 | 2008-04-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Instrumentation for a downhole deployment valve |
US7178600B2 (en) * | 2002-11-05 | 2007-02-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for utilizing a downhole deployment valve |
US7836946B2 (en) | 2002-10-31 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotating control head radial seal protection and leak detection systems |
US7343983B2 (en) * | 2004-02-11 | 2008-03-18 | Presssol Ltd. | Method and apparatus for isolating and testing zones during reverse circulation drilling |
US20050178586A1 (en) * | 2004-02-12 | 2005-08-18 | Presssol Ltd. | Downhole blowout preventor |
US20050252661A1 (en) * | 2004-05-13 | 2005-11-17 | Presssol Ltd. | Casing degasser tool |
WO2006015277A1 (en) * | 2004-07-30 | 2006-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Downhole inflow control device with shut-off feature |
US8826988B2 (en) | 2004-11-23 | 2014-09-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Latch position indicator system and method |
US7926593B2 (en) | 2004-11-23 | 2011-04-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotating control device docking station |
US7798229B2 (en) * | 2005-01-24 | 2010-09-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual flapper safety valve |
US7762336B2 (en) * | 2006-06-12 | 2010-07-27 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flapper latch |
US7673689B2 (en) * | 2006-06-12 | 2010-03-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Dual flapper barrier valve |
CA2581581C (en) * | 2006-11-28 | 2014-04-29 | T-3 Property Holdings, Inc. | Direct connecting downhole control system |
US8196649B2 (en) * | 2006-11-28 | 2012-06-12 | T-3 Property Holdings, Inc. | Thru diverter wellhead with direct connecting downhole control |
US7997345B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-08-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Universal marine diverter converter |
US8286734B2 (en) | 2007-10-23 | 2012-10-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Low profile rotating control device |
US8844652B2 (en) | 2007-10-23 | 2014-09-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Interlocking low profile rotating control device |
US8322432B2 (en) | 2009-01-15 | 2012-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Subsea internal riser rotating control device system and method |
US9359853B2 (en) | 2009-01-15 | 2016-06-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Acoustically controlled subsea latching and sealing system and method for an oilfield device |
US8347983B2 (en) | 2009-07-31 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with a high pressure rotating control device |
US8424611B2 (en) * | 2009-08-27 | 2013-04-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Downhole safety valve having flapper and protected opening procedure |
US8347982B2 (en) | 2010-04-16 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | System and method for managing heave pressure from a floating rig |
US9175542B2 (en) | 2010-06-28 | 2015-11-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Lubricating seal for use with a tubular |
US8978750B2 (en) | 2010-09-20 | 2015-03-17 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Signal operated isolation valve |
EP3290632A1 (de) | 2010-09-20 | 2018-03-07 | Weatherford Technology Holdings, LLC | Ferngesteuertes absperrventil |
US9371918B2 (en) * | 2011-09-30 | 2016-06-21 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Ball valve float equipment |
GB2495504B (en) | 2011-10-11 | 2018-05-23 | Halliburton Mfg & Services Limited | Downhole valve assembly |
GB2497913B (en) | 2011-10-11 | 2017-09-20 | Halliburton Mfg & Services Ltd | Valve actuating apparatus |
GB2495502B (en) * | 2011-10-11 | 2017-09-27 | Halliburton Mfg & Services Ltd | Valve actuating apparatus |
GB2497506B (en) | 2011-10-11 | 2017-10-11 | Halliburton Mfg & Services Ltd | Downhole contingency apparatus |
US9359864B2 (en) * | 2013-11-06 | 2016-06-07 | Team Oil Tools, Lp | Method and apparatus for actuating a downhole tool |
Family Cites Families (50)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US448216A (en) * | 1891-03-17 | Spark-arrester | ||
US664441A (en) * | 1900-04-14 | 1900-12-25 | Clara B A Smith | Garment-stay. |
US2587539A (en) * | 1946-09-07 | 1952-02-26 | Seaman Henry | Hydraulically balanced valve system |
US3724501A (en) * | 1971-01-21 | 1973-04-03 | Jackson Inc B | Undersea well test tree control valve and system |
US3799269A (en) | 1972-04-03 | 1974-03-26 | Macco Oil Tool Co Inc | Safety means for well flow control |
US3868995A (en) * | 1973-06-15 | 1975-03-04 | Baker Oil Tools Inc | Sub-surface safety valve |
US3967647A (en) * | 1974-04-22 | 1976-07-06 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea control valve apparatus |
US4116272A (en) * | 1977-06-21 | 1978-09-26 | Halliburton Company | Subsea test tree for oil wells |
US4368871A (en) | 1977-10-03 | 1983-01-18 | Schlumberger Technology Corporation | Lubricator valve apparatus |
US4197879A (en) | 1977-10-03 | 1980-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | Lubricator valve apparatus |
US4144937A (en) * | 1977-12-19 | 1979-03-20 | Halliburton Company | Valve closing method and apparatus for use with an oil well valve |
US4201363A (en) * | 1978-07-17 | 1980-05-06 | Otis Engineering Corporation | Tubing retrievable surface controlled subsurface safety valve |
US4306623A (en) * | 1979-08-06 | 1981-12-22 | Baker International Corporation | Valve assembly for a subterranean well conduit |
FR2557664B1 (fr) * | 1983-12-28 | 1986-08-29 | Flopetrol | Vanne de securite, en particulier pour fermer un puits de petrole |
US4619325A (en) * | 1985-01-29 | 1986-10-28 | Halliburton Company | Well surging method and system |
SE8800939L (sv) * | 1988-03-15 | 1989-09-16 | Plockmatic International Ab | Anordning foer uppmatning av ark i en arkplockningsmaskin |
US4896722A (en) * | 1988-05-26 | 1990-01-30 | Schlumberger Technology Corporation | Multiple well tool control systems in a multi-valve well testing system having automatic control modes |
US4880060A (en) * | 1988-08-31 | 1989-11-14 | Halliburton Company | Valve control system |
US4903775A (en) * | 1989-01-06 | 1990-02-27 | Halliburton Company | Well surging method and apparatus with mechanical actuating backup |
US4926945A (en) | 1989-09-07 | 1990-05-22 | Camco, Incorporated | Subsurface well safety valve with curved flapper and method of making |
US5022427A (en) * | 1990-03-02 | 1991-06-11 | Otis Engineering Corporation | Annular safety system for gas lift production |
US5251702A (en) * | 1991-07-16 | 1993-10-12 | Ava International Corporation | Surface controlled subsurface safety valve |
US5285850A (en) * | 1991-10-11 | 1994-02-15 | Halliburton Company | Well completion system for oil and gas wells |
GB9413142D0 (en) | 1994-06-30 | 1994-08-24 | Exploration And Production Nor | Completion lubricator valve |
US5564502A (en) | 1994-07-12 | 1996-10-15 | Halliburton Company | Well completion system with flapper control valve |
US5503229A (en) * | 1994-09-09 | 1996-04-02 | Camco International Inc. | Equalizing subsurface safety valve |
US5657523A (en) * | 1995-11-02 | 1997-08-19 | Industrial Technology Research Institute | Positioning mechanism of turret index |
US5848646A (en) | 1996-01-24 | 1998-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Well completion apparatus for use under pressure and method of using same |
US5971353A (en) * | 1996-04-09 | 1999-10-26 | Barber Industries, Inc. | Dump/stop valve for surface controlled subsurface safety valve |
GB2313610B (en) | 1996-05-29 | 2000-04-26 | Baker Hughes Inc | Method of performing a downhole operation |
US5865254A (en) * | 1997-01-31 | 1999-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tubing conveyed valve |
US6230807B1 (en) * | 1997-03-19 | 2001-05-15 | Schlumberger Technology Corp. | Valve operating mechanism |
US5848848A (en) * | 1997-06-06 | 1998-12-15 | Comtec Information Systems, Inc. | Battery powered printer system with self-contained high power solid state battery voltage switching |
GB2326892B (en) * | 1997-07-02 | 2001-08-01 | Baker Hughes Inc | Downhole lubricator for installation of extended assemblies |
WO1999020869A2 (en) * | 1997-10-17 | 1999-04-29 | Camco International Inc. | Equalizing subsurface safety valve with injection system |
US6302210B1 (en) * | 1997-11-10 | 2001-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Safety valve utilizing an isolation valve and method of using the same |
US6157974A (en) * | 1997-12-23 | 2000-12-05 | Lsi Logic Corporation | Hot plugging system which precharging data signal pins to the reference voltage that was generated from voltage detected on the operating mode signal conductor in the bus |
US6209663B1 (en) | 1998-05-18 | 2001-04-03 | David G. Hosie | Underbalanced drill string deployment valve method and apparatus |
CA2269876C (en) * | 1998-05-18 | 2005-12-27 | Gulf Technologies International, L.C. | Underbalanced drill string deployment valve method and apparatus |
NO982609A (no) * | 1998-06-05 | 1999-09-06 | Triangle Equipment As | Anordning og fremgangsmåte til innbyrdes uavhengig styring av reguleringsinnretninger for regulering av fluidstrøm mellom et hydrokarbonreservoar og en brønn |
US6152229A (en) * | 1998-08-24 | 2000-11-28 | Abb Vetco Gray Inc. | Subsea dual in-line ball valves |
US6152232A (en) | 1998-09-08 | 2000-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Underbalanced well completion |
US6167974B1 (en) | 1998-09-08 | 2001-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of underbalanced drilling |
US6142226A (en) | 1998-09-08 | 2000-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic setting tool |
GB2358420B (en) | 1998-09-21 | 2002-12-18 | Camco Int | Eccentric subsurface safety valve |
EG22117A (en) | 1999-06-03 | 2002-08-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method and apparatus for controlling pressure and detecting well control problems during drilling of an offshore well using a gas-lifted riser |
US6250383B1 (en) | 1999-07-12 | 2001-06-26 | Schlumberger Technology Corp. | Lubricator for underbalanced drilling |
US6227299B1 (en) | 1999-07-13 | 2001-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flapper valve with biasing flapper closure assembly |
US6644411B2 (en) | 2001-04-18 | 2003-11-11 | Kvaerner Oilfield Products, Inc. | Tubing hanger with flapper valve |
US6962215B2 (en) | 2003-04-30 | 2005-11-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Underbalanced well completion |
-
2000
- 2000-10-18 GB GB0025515A patent/GB2368079B/en not_active Expired - Fee Related
-
2001
- 2001-10-17 CA CA002413745A patent/CA2413745C/en not_active Expired - Fee Related
- 2001-10-17 WO PCT/GB2001/004619 patent/WO2002033215A2/en active IP Right Grant
- 2001-10-17 AU AU2002210679A patent/AU2002210679A8/xx not_active Abandoned
- 2001-10-17 US US10/296,295 patent/US7204315B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2001-10-17 DE DE60126302T patent/DE60126302T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2001-10-17 AU AU2002210679A patent/AU2002210679A1/en not_active Abandoned
- 2001-10-17 EP EP01978579A patent/EP1327051B1/de not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-01-29 NO NO20030447A patent/NO324019B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU2002210679A1 (en) | 2002-04-29 |
EP1327051A2 (de) | 2003-07-16 |
CA2413745A1 (en) | 2002-04-25 |
WO2002033215A8 (en) | 2006-08-17 |
NO324019B1 (no) | 2007-07-30 |
NO20030447D0 (no) | 2003-01-29 |
GB0025515D0 (en) | 2000-11-29 |
NO20030447L (no) | 2003-03-21 |
EP1327051B1 (de) | 2007-01-24 |
WO2002033215A2 (en) | 2002-04-25 |
WO2002033215A3 (en) | 2002-08-29 |
US20030150621A1 (en) | 2003-08-14 |
CA2413745C (en) | 2005-11-15 |
AU2002210679A8 (en) | 2006-11-09 |
US7204315B2 (en) | 2007-04-17 |
GB2368079A (en) | 2002-04-24 |
DE60126302D1 (de) | 2007-03-15 |
GB2368079B (en) | 2005-07-27 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
DE60126302T2 (de) | Doppelventil-bohrlochkontrolle in unterdruck-bohrlöchern | |
DE112016005583B4 (de) | Unterirdisches Sicherheitsventil mit dauerhaftem, in der offenen Position verriegelten Element | |
DE2361811C2 (de) | Verfahren zum Untersuchen von Erdformationen und Anordnung zur Durchführung des Verfahrens | |
DE69225596T2 (de) | Rohruntersuchungsventil | |
DE69838568T2 (de) | Durchflussregelvorrichtung für den Einsatz in einer Tiefbohrung und dazugehöriges Verfahren | |
DE3588059T2 (de) | Betätigungseinrichtung für eine Untersuchungsvorrichtung zur Mehrfachausnutzung. | |
DE112019003776T5 (de) | Elektrisches sicherheitsventil mit bohrlochdruckaktivierung | |
DE69232736T2 (de) | Bohrlochkopf | |
DE69626342T2 (de) | Bohrlochwerkzeug mit Differenzdrucktest oder -bypassventil | |
DE69601407T2 (de) | Unterwasser-komplettierungs-testvorrichtung | |
DE2714049A1 (de) | Bohrlochsicherungsvorrichtung | |
DE60025886T2 (de) | Bohrrohr mit Verteiler und Verfahren | |
DE69910285T2 (de) | Unterwasser-Testbaum | |
DE112019004209T5 (de) | Einsatzsicherheitsventil | |
DE3115467A1 (de) | Zirkulationsventil | |
DE2652042B2 (de) | ||
DE3017883A1 (de) | Ringraumschiebervorrichtung, ringraumschieber und dafuer vorgesehener rohrhaenger | |
DE2832478A1 (de) | Bohrloch-foerder- und absperrvorrichtung | |
DE1483776A1 (de) | Leitungsanordnung fuer eine Bohrlochanlage | |
DE3686635T2 (de) | Druckbetaetigtes bohrlochwerkzeug mit sicherheitsausloesevorrichtung. | |
DE2364328A1 (de) | Sicherheitsventilanordnung fuer ein foerderbohrloch | |
DE112016005602B4 (de) | Bypass-Umleitungsuntereinheit für unterirdische Sicherheitsventile | |
DE69209531T2 (de) | Hydraulisches Werkzeug zum Einbau von Abdichtanordnungs- und Futterrohraufhängung | |
DE112013007269T5 (de) | Bohrlochisolationsvorrichtungen und Verfahren zur Verwendung zum Verhindern von Abpumpung | |
DE112016005573B4 (de) | Mechanismen zum Übertragen von hydraulischer Regulierung von einem primären Sicherheitsventil zu einem sekundären Sicherheitsventil |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
8364 | No opposition during term of opposition |