DE69622726T2 - Bohrlochkopf-Anordnung - Google Patents

Bohrlochkopf-Anordnung

Info

Publication number
DE69622726T2
DE69622726T2 DE69622726T DE69622726T DE69622726T2 DE 69622726 T2 DE69622726 T2 DE 69622726T2 DE 69622726 T DE69622726 T DE 69622726T DE 69622726 T DE69622726 T DE 69622726T DE 69622726 T2 DE69622726 T2 DE 69622726T2
Authority
DE
Germany
Prior art keywords
tree
wellhead
bore
inline
horizontal
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
Application number
DE69622726T
Other languages
English (en)
Other versions
DE69622726D1 (de
Inventor
Craig Yerington Duell
David Garnham
Brian Hart
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
BP Exploration Operating Co Ltd
Cameron International Corp
Original Assignee
BP Exploration Operating Co Ltd
Cooper Cameron Corp
Priority date (The priority date 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 date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by BP Exploration Operating Co Ltd, Cooper Cameron Corp filed Critical BP Exploration Operating Co Ltd
Application granted granted Critical
Publication of DE69622726D1 publication Critical patent/DE69622726D1/de
Publication of DE69622726T2 publication Critical patent/DE69622726T2/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Fee Related legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02Surface sealing or packing
    • E21B33/03Well heads; Setting-up thereof
    • E21B33/035Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
    • E21B33/0353Horizontal or spool trees, i.e. without production valves in the vertical main bore
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/02Valve arrangements for boreholes or wells in well heads
    • E21B34/04Valve arrangements for boreholes or wells in well heads in underwater well heads

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)
  • Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
  • Valve Housings (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Lining And Supports For Tunnels (AREA)

Description

  • Die vorliegende Erfindung betrifft eine Weiterentwicklung der in unserer früheren Anmeldung EP-A-572732 offenbarten Bohrlochkopf-Anordnung.
  • Diese frühere Anmeldung offenbart einen horizontalen Baum mit einer vergleichsweise großen vertikalen Bohrung ohne jede interne Inline-Ventile, und welche wenigstens für die in der Bohrung anzubringende Steigrohraufhängung groß genug ist. Ein seitlicher Produktionsfluid-Auslaßanschluß führt aus der Vertikalen Durchtrittsbohrung heraus. Die Steigrohraufhängung und der horizontale Baum sind innerhalb einer komplementären Führungseinrichtung vorgesehen, um die Steigrohraufhängung auf eine vorbestimmte Winkelposition auszurichten, in welcher ein seitlicher Produktionsfluid-Auslaßanschluß in der Steigrohraufhängung zu der in dem horizontalen Baum ausgerichtet ist.
  • Bei einem derartigen Baum ist es erforderlich, die Bohrlochabsperrvorrichtung (BOP) von der Bohrlochkopf-Anordnung zu entfernen, um den horizontalen Baum zu installieren, und dann die BOP wieder auf den horizontalen Baum aufzubauen, bevor die Fertigstellung der Verrohrung durchgeführt werden kann. Wenn die Fertigstellung der Verrohrung erfolgt, und die BOP entfernt ist, muß die Produktionsbohrung mit einem Drahtseilgesicherten Stopfen verschlossen werden. Zusätzlich ist es aus Sicherheitsgründen erforderlich, in der Lage zu sein, jeden möglichen Produktionsfluidauslaß abzutrennen. Somit erfordert die Bohrlochkopfanordnung im Betrieb wenigstens einen Drahtseilgesicherten Stopfen in der vertikalen Produktionsbohrung über der seitlichen Produktionsbohrung, und erfordert wenigsten auch ein Schieberventil für das Produktionsfluid in der seitlichen Produktionsbohrung.
  • Gemäß der vorliegenden Erfindung wird eine Bohrlochkopf-Anordnung bereit gestellt, welche umfaßt: ein Bohrlochkopfgehäuse; einen Inline-Baum innerhalb des Bohrlochkopfgehäuses, wobei der Baum ein Gehäuse mit einer vertikalen Produktionsdurchtrittsbohrung, ein Inline-Ventil in der vertikalen Produktionsdurchtrittsbohrung und eine seitliche Bohrung umfaßt, welche von der vertikalen Produktionsdurchtrittsbohrung aus dem Gehäuse des Inline-Baums herausführt; und aufgesetzt auf das Bohrlochkopfgehäuse einen horizontalen Baum, welcher eine vertikale Durchtrittsbohrung besitzt, innerhalb welcher der Inline-Baum angeordnet ist, und eine seitliche Bohrung besitzt, welche zu der seitlichen Bohrung in dem Inline-Baum ausgerichtet ist, wobei der Inline-Baum durch die vertikale Durchtrittsbohrung des horizontalen Baums hindurch eingefahren und wieder herausgeholt werden kann, ohne den horizontalen Baum zu entfernen.
  • Eine derartige Anordnung bietet all die Vorteile in Verbindung mit der Bohrlochkopfanordnung von EP-A-572732, und erlaubt insbesondere einen vertikalen Zugang für die Fertigstellung.
  • Da der Inline-Baum durch den horizontalen Baum hindurch ohne Entfernung des horizontalen Baumes wieder herausgeholt werden kann, bietet die Bohrlochkopf-Anordnung eine erhebliche Flexibilität. Somit kann, wenn es erforderlich ist, den Inline-Baum herauszuziehen, dieses durch Absetzen einer BOP auf den horizontalen Baum und Herausziehen des Inline-Baums durch den horizontalen Baum und die BOP hindurch geschehen. Alternativ kann der horizontale Baum ohne BOP-Schutz abgezogen werden, wobei der Inline-Baum in seiner Lage verbleibt, und das Ventil in dem Inline-Baum geschlossen ist, um die erforderliche Abtrennung der Produktionsbohrung bereitzustellen. Es ist ferner möglich, die Fertigstellungsverrohrung und den Inline-Baum zu installieren, und dann zu dem Bohrlochkopf zu einem späteren Zeitpunkt zurückzukehren, um einen geeigneten horizontalen Baum zu installieren. Dieses ist logistisch gut, da der geeignete horizontale Baum ausgewählt werden kann, nachdem ein Fertigstellungsverrohrung installiert worden ist.
  • Wenn eine Doppelbarrierenabtrennung für den Produktionsfluidauslaß erforderlich ist, können zwei Inline-Ventile in der vertikalen Produktionsdurchtrittsbohrung des Inline- Baums unterhalb der seitlichen Bohrung vorgesehen werden. Da die Inline-Ventile unterhalb der seitlichen Bohrung liegen, können sie eine doppelte Barriere sowohl für die vertikale Produktionsbohrung, als auch für die seitliche Bohrung bereitstellen, so daß die Inline-Ventile einen von den Stopfen in der vertikalen Produktionsbohrung und die Schieberventile für das Produktionsfluid in der seitlichen Bohrung ersetzen. Es ist erforderlich, einen Stopfen in der vertikalen Produktionsbohrung beizubehalten, um den Strom auf die seitlichen Bohrungen umzuleiten. Diese ergibt eine Vereinfachung der Bohrlochkopfstruktur oberhalb der Schlammlinie.
  • Die Bohrlochkopfanordnung enthält bevorzugt auch eine Steigrohraufhängevorrichtung, welche innerhalb der Bohrlochkopf-Anordnung unterhalb des Inline-Baumes abgesetzt ist, und welche aus dem Bohrlochkopf durch den horizontalen Baum hindurch entfernt werden kann. Die Steigrohraufhängung kann permanent an dem Inline-Baum befestigt sein. Wenn jedoch die Steigrohraufhängung lösbar an dem Inline-Baum befestigt ist, können der Inline-Baum und die Steigrohraufhängung zusammen eingefahren werden. Die zwei können dann zusammen gezogen werden, oder, falls erforderlich, kann der Inline-Baum von der Steigrohraufhängung gelöst werden, so daß nur der Inline-Baum gezogen wird. Der Inline-Baum weist bevorzugt ein einteiliges Gehäuse auf, das die Inline-Ventile, die vertikale Produktionsdurchtrittsbohrung und eine seitliche Bohrung enthält. Dieses vermeidet die Notwendigkeit jeder komplexen Verbindung und Abdichtung zwischen den Ventilen und der seitlichen Bohrung.
  • Das oder jedes Inline-Ventil ist bevorzugt ein Kugelventil des in Fachgebiet allgemein bekannten Typs. Das oder jedes Ventil wird bevorzugt hydraulisch oder elektrisch betätigt, was eine Drahtseilbetätigung des Ventils unnötig macht.
  • Die Erfindung ist ohne weiteres auf eine Doppelbohrungsanordnung anwendbar, in welcher der Inline-Baum eine zweite vertikale Durchtrittsbohrung mit einer seitlichen Bohrung ausgerichtet zu einer entsprechenden seitlichen Bohrung in dem horizontalen Raum aufweist. Die zusätzliche Bohrung, welche für eine Ringdrucküberwachung oder Gasinjektion verwendet werden kann, kann ebenfalls mit wenigstens einem Inline-Ventil, wie z. B. einem Kugelventil versehen sein.
  • Die Bohrlochkopf-Anordnung der vorliegenden Erfindung kann mittels zwei Verfahren fertiggestellt werden. Erstens, bei installiertem Bohrlochkopfgehäuse und installierter Bohrlochkopfabsperrvorrichtung auf dem Bohrlochkopfgehäuse Einfahren einer Steigrohraufhängung durch die Bohrlochkopfabsperrvorrichtung und das Bohrlochkopfgehäuse hindurch, und Absetzen dieser innerhalb des Bohrlochkopfgehäuses; Einfahren des Inline-Baumes durch die Bohrlochabsperrvorrichtung hindurch und in das Bohrlochkopfgehäuses oberhalb der Steigrohraufhängung; wobei das oder jedes Ventil in dem Inline- Baum geschlossen ist, Entfernen der Bohrlochabsperrvorrichtung; Einfahren des horizontalen Baums über den Inline-Baum und Anordnen dieses auf der Oberseite des Gehäuse in einer solchen Position, daß die seitliche Bohrung in dem horizontalen Baum zu der horizontalen Bohrung in dem Inline-Baum ausgerichtet ist; Verschließen der vertikalen Durchtrittsbohrung in dem Inline-Baum oberhalb der seitlichen Bohrung; und Öffnen des oder jedes Ventils in dem Baum, um das Durchfließen des Produktionsfluids durch die Bohrlochkopf-Anordnung zu ermöglichen.
  • Ferner kann die Bohrlochkopf-Anordnung fertiggestellt werden, wenn das Bohrlochkopfgehäuse installiert aber noch nicht dem vollen Druck des Produktionsfluids ausgesetzt ist, durch: Anordnen des horizontalen Baums direkt auf dem Bohrlochkopfgehäuse; Installieren einer Bohrlochabsperrvorrichtung auf dem Bohrlochkopfgehäuse; Weiterbohren und Einschließen des Bohrlochs durch den horizontalen Baum und die Bohrlochabsperrvorrichtung; Einfahren einer Steigrohraufhängung durch die Bohrlochabsperrvorrichtung und das Bohrlochkopfgehäuse hindurch und Absetzen dieser innerhalb des Bohrlochkopfgehäuses oder des horizontale Baumes; Einfahren des Inline-Baumes durch die Bohrlochabsperrvorrichtung und den horizontalen Baum hindurch und Anordnen dieses über der Steigrohraufhängung mit der seitlichen Bohrung in dem Inline-Baum zu der seitlichen Bohrung des horizontalen Baumes ausgerichtet; wenn das oder jedes Ventil des Inline-Baums geschlossen ist, Entfernen der Bohrlochabsperrvorrichtung; Verschließen der vertikalen Durchtrittsbohrung in dem Inline-Baum oberhalb der seitlichen Bohrung; und Öffnen des oder jedes Ventils in dem Baum, um das Durchfließen des Produktionsfluids durch die Bohrlochkopf-Anordnung zu ermöglichen. Mit diesem Verfahren kann eine entfernbare Schutzummantelung in dem horizontalen Baum abgesetzt werden, um die seitlichen Bohrungen des horizontalen Baumes während des Bohr- und Verschlußvorgangs zu schützen.
  • Beide von diesen Verfahren erfordern nur eine BOP-Auslösung und sparen somit eine BOP-Auslösung im Vergleich zu EP-A-572732. Bei einem Chargenbohrvorgang ist diese Einsparung sogar noch signifikanter, da mehrere Bohrlöcher in einer einzigen BOP- Auslösung fertig gestellt werden können, wobei eine BOP von Baum zu Baum bewegt wird, ohne auf die Oberfläche gezogen zu werden. Zusätzlich bietet die Verfügbarkeit von zwei getrennten Verfahren zur Fertigstellung der Bohrlochkopf-Anordnung unter Verwendung derselben Komponenten eine größere Flexibilität bei der Bohrlochkopf- Fertigstellung.
  • Ein Beispiel einer gemäß der vorliegenden Erfindung aufgebauten Bohrlochkopf- Anordnung wird nun Bezugnahme auf die beigefügten Zeichnungen beschrieben, in welchen:
  • Fig. 1 eine Skizze der Bohrlochkopf-Anordnung ist; und
  • Fig. 2 ein detaillierterer schematischer Querschnitt der Bohrlochkopf-Anordnung ist.
  • Gemäß Darstellung in Fig. 2 umfaßt die Anordnung eine Bohrlochkopf-Führungsbasis 1, von welcher sich ein erstes Gehäuse 2 nach unten erstreckt, um die lose Meeresbodenformation zu unterstützen. Wie es allgemein im Fachgebiet bekannt ist, können weitere Gehäuse innerhalb des ersten Gehäuses 2 untergebracht sein. Ein Bohrlochkopfgehäuse 3, von welchem ein weiteres Gehäuse 4 sich nach unten erstreckt, ist innerhalb des ersten Gehäuses 2 angeordnet, und ist durch federgespannte Spannbacken 5 verriegelt. Eine Steigohraufhängung 6, an welcher das Produktionsrohr 7 hängt, wird in die Bohrlochkopf-Anordnung 3 eingefahren, mittels eines hydraulisch ausfahrbaren Keils in der BOP ausgerichtet, welche in eine Spirale des Steigrohraufhängungs- Betriebswerkzeuges eingreift. Die Dichtungen der Steigrohraufhängung werden in herkömmlicher Weise gesetzt und getestet. Die Steigrohraufhängung weist eine zentrale vertikale Produktionsbohrung 8 und eine Ringbohrung 9 auf.
  • Ein Inline-Baum wird mit der Steigrohraufhängung 6 eingefahren und innerhalb des Bohrlochkopfgehäuses 3 oberhalb der Bohrlochkopfaufhängung 6 abgesetzt. Die Inline- Aufhängevorrichtung 10 weist eine zentrale vertikale Produktionsbohrung 11 auf, welche zu der Produktionsbohrung 8 in der Steigohraufhängung 6 ausgerichtet wird. Zusätzlich besitzt der Inline-Baum 10 eine Ringbohrung 12, welche zu der Ringbohrung in der Steigrohraufhängung 6 ausgerichtet wird. Innerhalb der Produktionsbohrung 11 befindet sich ein Paar von Kugelventilen 13A, 13B, welche über eine hydraulische oder elektrische Leitung 14 gesteuert werden. Die Kugelventile 13A, 13B sind herkömmliche Ventile, welche getrennt gesteuert werden können, um die Produktionsbohrung 11 zu öffnen und zu schließen. Ein weiteres Kugelventil 15, welches in gleicher Weise gesteuert wird, ist in der Ringbohrung 12 vorgesehen. Eine seitliche Bohrung 16 führt radial von der vertikalen Produktionsbohrung 11 oberhalb von den Kugelventilen 13A, 13B nach außen. Der Inline-Baum 10 wird innerhalb des Gehäuses 3 mittels Verriegelungsgreifern 10 verriegelt, welche in herkömmlicher Weise in eine komplementäre Aussparung 18 verriegelnd eingreifend.
  • Ein horizontaler Baum 20 wird auf dem Bohrlochgehäuse 3 abgesetzt und mittels Verriegelungsgreifern 21, welche in eine komplementäre Aussparung 22 in dem Bohrlochkopfgehäuse 3 eingreifen verriegelt. Der horizontale Baum weist eine zentrale vertikale Durchtrittsbohrung 23 auf, welche groß genug ist, um den Durchtritt des Inline-Baums 10 und der Steigrohraufhängung 6 durch diese hindurch zu ermöglichen. Eine seitliche Bohrung 24 führt aus der vertikalen Durchtrittsbohrung 23 heraus, und der Inline-Baum 10 und der horizontale Baum 20 werden im Bezug zueinander so ausgerichtet, daß die seitliche Bohrung 16 in dem Inline-Baum zu der seitlichen Bohrung 24 in dem horizontalen Baum ausgerichtet ist. Diese Ausrichtung wird mittels einer Spiral- und Keilanordnung ähnlich der erzielt, welche zur Ausrichtung der Steigrohraufhängung 6 verwendet wird. Die Schnittstelle zwischen den zwei seitlichen Bohrungen 16, 24 wird durch ein Paar ringförmiger metallischer Dichtungen 25, 26 abgedichtet.
  • Die vertikale Durchtrittsbohrung 11 wird mit einem Stopfen 27 geschlossen und mit einer Kappe 28 versehen.
  • Der Strom durch die seitliche Produktionsbohrung 24 wird durch ein Hauptventil 29 gesteuert, während der Strom durch die Ringbohrung 12 durch Ventile 30 und 31 gesteuert wird. Obwohl es in Fig. 1 nicht dargestellt ist, ist die Ringbohrung 12 eine Durchtrittsbohrung, welche mit einem Stopfen 32 gemäß Darstellung in Fig. 2 verschlossen ist. Eine seitliche Bohrung 33 führt aus der Ringbohrung heraus und ist zu einer entsprechenden seitlichen Bohrung 34 in dem horizontalen Baum 20 ausgerichtet. Eine Übergangsleitung 35 führt von der Ringbohrung 12 zu der Leitung für das Produktionsfluid, um die Überwachung des Ringdruckes über das Produktionsfluid zu ermöglichen.
  • Sobald die Bohrlochkopf-Anordnung fertiggestellt ist, kann das Bohrloch in Betrieb genommen werden, indem die Kugelventile 13A, 13B, 15 geöffnet werden. Falls ein Zugriff auf Fertigstellungsverrohrung erforderlich ist, können die Kugelventile 13A, 13B, 15 geschlossen werden, um die Entfernung der Kappe 28 und des Stopfens 27 zu ermöglichen und stellen dadurch einen Doppelbarrierenschutz bereit, und ermöglichen die Installation einer BOP auf dem horizontalen Baum 20. Alternativ werden, wenn es erforderlich ist, den horizontalen Baum 20 zu ziehen, die Kugelventile 13A, 13B wieder geschlossen und die Kappe 28 und der Stopfen 27 entfernt. Der horizontale Baum 20 kann dann ohne die Notwendigkeit einer BOP gezogen werden.

Claims (11)

1. Bohrlochkopf-Anordnung umfassend: ein Bohrlochkopfgehäuse (3); einen Inline- Baum (10) innerhalb des Bohrlochkopfgehäuses, wobei der Baum ein Gehäuse mit einer vertikalen Produktionsdurchtrittsbohrung (11), ein Inline-Ventil (13A, 13B) in der vertikalen Produktionsdurchtrittsbohrung und eine seitliche Bohrung (16) umfaßt, welche von der vertikalen Produktionsdurchtrittsbohrung aus dem Gehäuse des Inline-Baums herausführt; und aufgesetzt auf das Bohrlochkopfgehäuse einen horizontalen Baum (20), welcher eine vertikale Durchtrittsbohrung (23) besitzt, innerhalb welcher der Inline-Baum angeordnet ist, und eine seitliche Bohrung (24) besitzt, welche zu der seitlichen Bohrung in dem Inline-Baum ausgerichtet ist, wobei der Inline-Baum durch die vertikale Durchtrittsbohrung des horizontalen Baums hindurch eingefahren und wieder herausgeholt werden kann, ohne den horizontalen Baum zu entfernen.
2. Bohrlochkopf-Anordnung nach Anspruch 1, wobei zwei Inline-Ventile (13A, 13B) in der vertikalen Produktionsdurchtrittsbohrung des Inline-Baums unterhalb der seitlichen Bohrung angeordnet sind.
3. Bohrlochkopf-Anordnung nach Anspruch 1 oder 2 ferner umfassend eine Steigrohraufhängung (6), welche innerhalb Bohrlochkopf-Anordnung (3) unterhalb des Inline-Baumes (10) angebracht ist und aus dem Bohrlochkopf durch den horizontalen Baum (20) hindurch entfernt werden kann.
4. Bohrlochkopf-Anordnung nach Anspruch 3, wobei die Steigrohraufhängung (6) lösbar an dem Inline-Baum (10) befestigt ist.
5. Bohrlochkopf-Anordnung nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei der Inline-Baum (10) ein einteiliges Gehäuse (10) umfaßt, das das oder jedes Inline- Ventil (13A, 13B), die vertikale Produktionsdurchtrittsbohrung (11) und die seitliche Bohrung (16) enthält.
6. Bohrlochkopf-Anordnung nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei das oder jedes Inline-Ventil ein Kugelventil (13A, 13B) ist.
7. Bohrlochkopf-Anordnung nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei das oder jedes Ventil hydraulisch oder elektrisch betätigt wird.
8. Bohrlochkopf-Anordnung nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei der Inline-Baum (10) eine zweite vertikale Durchtrittsbohrung (12) mit einer seitlichen Bohrung (33) besitzt, die zu einer entsprechenden seitlichen Bohrung (34) in dem horizontalen Baum (20) ausgerichtet ist.
9. Verfahren zum Fertigstellen einer Bohrlochkopf-Anordnung nach einem der vorstehenden Ansprüche, wobei das Verfahren umfaßt: Installieren eines Bohrlochkopfgehäuses (3); Installieren einer Bohrlochabsperrvorrichtung auf dem Bohrlochkopfgehäuse; Einfahren einer Steigrohraufhängung (6) durch die Bohrlochabsperrvorrichtung und das Bohrlochkopfgehäuses hindurch, und Absetzen dieser innerhalb des Bohrlochkopfgehäuses; Einfahren des Inline-Baumes (10) durch die Bohrlochabsperrvorrichtung hindurch und in das Bohrlochkopfgehäuses oberhalb der Steigrohraufhängung; wobei das oder jedes Ventil (13A, 13B) in dem Inline- Baum geschlossen ist, Entfernen der Bohrlochabsperrvorrichtung; Einfahren des horizontalen Baums (20) über den Inline-Baum und Anordnen dieses auf der Oberseite des Gehäuse in einer solchen Position, daß die seitliche Bohrung (16) in dem horizontalen Baum zu der horizontalen Bohrung (24) in dem Inline-Baum ausgerichtet ist; Verschließen der vertikalen Durchtrittsbohrung in dem Inline- Baum oberhalb der seitlichen Bohrung; und Öffnen des oder jedes Ventils in dem Baum, um das Durchfließen des Produktionsfluids durch die Bohrlochkopf- Anordnung ermöglichen.
10. Verfahren zum Fertigstellen einer Bohrlochkopf-Anordnung nach einem der vorstehenden Ansprüche 1 bis 8, wobei das Verfahren die Schritte umfaßt: Installieren eines Bohrlochkopfgehäuses (3) auf einem Bohrlochkopf, welcher noch nicht dem vollen Druck des Produktionsfluids ausgesetzt ist; Anordnen des horizontalen Baums (10) direkt auf Bohrlochkopfgehäuse; Installieren einer Bohrlochabsperrvorrichtung auf dem Bohrlochkopfgehäuse; Weiterbohren und Einschließen des Bohrlochs durch den horizontalen Baum und die Bohrlochabsperrvorrichtung; Einfahren einer Steigrohraufhängung (6) durch die Bohrlochabsperrvorrichtung und das Bohrlochkopfgehäuse hindurch und Absetzen dieser innerhalb des Bohrlochkopfgehäuses oder des horizontale Baumes; Einfahren des Inline-Baumes (20) durch die Bohrlochabsperrvorrichtung und den horizontalen Baum hindurch und Anordnen dieses über der Steigrohraufhängung mit der seitlichen Bohrung (16) in dem Inline-Baum zu der seitlichen Bohrung (24) des horizontalen Baumes ausgerichtet; wenn das oder jedes Ventil (13A, 13B) des Inline-Baums geschlossen ist, Entfernen der Bohrlochabsperrvorrichtung; Verschließen der vertikalen Durchtrittsbohrung in dem Inline-Baum oberhalb der seitlichen Bohrung; und Öffnen des oder jedes Ventils in dem Baum, um das Durchfließen des Produktionsfluids durch die Bohrlochkopf-Anordnung zu ermöglichen.
11. Verfahren nach Anspruch 10, welches ferner den Schritt der Anbringung einer entfernbaren Ummantelung in dem horizontalen Baum (10) umfaßt, um die seitlichen Bohrungen (24, 34) des horizontalen Baumes während des Bohr- und Verschlußvorgangs zu schützen.
DE69622726T 1996-11-29 1996-11-29 Bohrlochkopf-Anordnung Expired - Fee Related DE69622726T2 (de)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP96308672A EP0845577B1 (de) 1996-11-29 1996-11-29 Bohrlochkopf-Anordnung

Publications (2)

Publication Number Publication Date
DE69622726D1 DE69622726D1 (de) 2002-09-05
DE69622726T2 true DE69622726T2 (de) 2002-11-28

Family

ID=8225169

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE69622726T Expired - Fee Related DE69622726T2 (de) 1996-11-29 1996-11-29 Bohrlochkopf-Anordnung

Country Status (8)

Country Link
US (1) US5992527A (de)
EP (1) EP0845577B1 (de)
AU (1) AU725989B2 (de)
BR (1) BR9706060A (de)
CA (1) CA2217303A1 (de)
DE (1) DE69622726T2 (de)
NO (1) NO313302B1 (de)
SG (1) SG71051A1 (de)

Families Citing this family (50)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP0979925B1 (de) * 1998-08-10 2005-12-21 Cooper Cameron Corporation Unterwasser-Bohrlochkopf
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
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
US6460621B2 (en) 1999-12-10 2002-10-08 Abb Vetco Gray Inc. Light-intervention subsea tree system
GB2360052B (en) * 2000-03-09 2002-04-24 Fmc Corp Data line deployment in hydrocarbon wells
MXPA02009241A (es) 2000-03-24 2004-09-06 Fmc Technologies Colgador de tuberia con agujero de anillo.
US7025132B2 (en) 2000-03-24 2006-04-11 Fmc Technologies, Inc. Flow completion apparatus
NO312376B1 (no) 2000-05-16 2002-04-29 Kongsberg Offshore As Fremgangsmåte og anordning for styring av ventiler av en undervannsinstallasjon
US6516861B2 (en) * 2000-11-29 2003-02-11 Cooper Cameron Corporation Method and apparatus for injecting a fluid into a well
GB0100565D0 (en) * 2001-01-10 2001-02-21 2H Offshore Engineering Ltd Operating a subsea well
US20020117305A1 (en) * 2001-02-23 2002-08-29 Calder Ian Douglas Cuttings injection and annulus remediation systems for wellheads
US6520263B2 (en) 2001-05-18 2003-02-18 Cooper Cameron Corporation Retaining apparatus for use in a wellhead assembly and method for using the same
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.
US6679330B1 (en) * 2001-10-26 2004-01-20 Kvaerner Oilfield Products, Inc. Tubing hanger with ball valve
US6659181B2 (en) * 2001-11-13 2003-12-09 Cooper Cameron Corporation Tubing hanger with annulus bore
US6729392B2 (en) 2002-02-08 2004-05-04 Dril-Quip, Inc. Tubing hanger with ball valve in the annulus bore
CA2382904C (en) * 2002-04-22 2005-04-12 Daniel J. Riddell Wellhead production pumping tree with access port
WO2005047646A1 (en) * 2003-05-31 2005-05-26 Des Enhanced Recovery Limited Apparatus and method for recovering fluids from a well and/or injecting fluids into a well
US7395866B2 (en) * 2002-09-13 2008-07-08 Dril-Quip, Inc. Method and apparatus for blow-out prevention in subsea drilling/completion systems
US6966383B2 (en) * 2002-12-12 2005-11-22 Dril-Quip, Inc. Horizontal spool tree with improved porting
US6964304B2 (en) * 2002-12-20 2005-11-15 Fmc Technologies, Inc. Technique for maintaining pressure integrity in a submersible system
GB2421750B (en) * 2003-07-17 2007-05-30 Bhp Billiton Petroleum Pty Ltd Subsea tubing hanger assembly for an oil or gas well
US7121346B2 (en) * 2003-11-18 2006-10-17 Cameron International Corporation Intervention spool for subsea use
GB0401440D0 (en) * 2004-01-23 2004-02-25 Enovate Systems Ltd Completion suspension valve system
EP1721058B1 (de) 2004-02-26 2009-03-25 Cameron Systems (Ireland) Limited Verbindungssystem für unterwasser-strömungsgrenzflächenausrüstung
GB0408753D0 (en) * 2004-04-20 2004-05-26 Quip Ltd P Sealing device
CA2519609A1 (en) * 2004-09-14 2006-03-14 Erc Industries Tubing hanger with ball valve in production string
US8579033B1 (en) * 2006-05-08 2013-11-12 Mako Rentals, Inc. Rotating and reciprocating swivel apparatus and method with threaded end caps
US7647974B2 (en) * 2006-07-27 2010-01-19 Vetco Gray Inc. Large bore modular production tree for subsea well
GB2440940B (en) * 2006-08-18 2009-12-16 Cameron Internat Corp Us Wellhead assembly
GB0618001D0 (en) 2006-09-13 2006-10-18 Des Enhanced Recovery Ltd Method
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
GB2459023B (en) * 2008-04-02 2012-05-16 Vetco Gray Inc Large bore vertical tree
GB2469611B (en) * 2008-04-15 2012-02-08 Cameron Int Corp Multi-section tree completion system
NO329610B1 (no) * 2008-12-02 2010-11-22 West Oil Tools As Bronnhode med integrert sikkerhetsventil og framgangsmate ved framstilling samt anvendelse av samme
GB2466514B (en) * 2008-12-24 2012-09-05 Weatherford France Sas Wellhead downhole line communication arrangement
US8794332B2 (en) * 2011-05-31 2014-08-05 Vetco Gray Inc. Annulus vent system for subsea wellhead assembly
NO346275B1 (no) 2011-08-23 2022-05-16 Total Sa En undervanns brønnhodesammenstilling, undervannsinstallasjon som benytter nevnte brønnhodesammenstilling, og en fremgangsmåte for komplettering av en brønnhodesammenstilling
US9353591B2 (en) * 2013-07-17 2016-05-31 Onesubsea Ip Uk Limited Self-draining production assembly
US20150021035A1 (en) * 2013-07-22 2015-01-22 Vetco Gray U.K., Limited Tubing head spool actuation through landing string
GB201414733D0 (en) 2014-08-19 2014-10-01 Statoil Petroleum As Wellhead assembly
GB2539703B (en) * 2015-06-25 2017-09-20 Brown Stuart Two part christmas tree having a bi-directional sealing master valve positioned below a hanger
EP3491215B1 (de) * 2016-07-27 2022-05-18 FMC Technologies, Inc. Ultrakompakter unterwasserbaum
WO2018094220A1 (en) 2016-11-18 2018-05-24 Gr Energy Services Management, Lp Mobile ball launcher with free-fall ball release and method of making same
US11773678B2 (en) * 2018-12-05 2023-10-03 Dril-Quip, Inc. Barrier arrangement in wellhead assembly
BR112021010586A2 (pt) * 2018-12-05 2021-08-24 Dril-Quip, Inc. Disposição de barreira na montagem de cabeça de poço
BR102023012935A2 (pt) * 2022-08-16 2024-03-12 Dril-Quip, Inc. Disposição de barreira em conjunto de cabeça de poço

Family Cites Families (14)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2546638A (en) * 1945-10-15 1951-03-27 Edgar E Townes Jr Wellhead construction
US3115934A (en) * 1959-09-08 1963-12-31 Rector Well Equipment Company Multiple valved tubving hangers
US3190354A (en) * 1960-03-28 1965-06-22 Gulf Oil Corp Process of drilling a well and installing casing
US3481395A (en) * 1968-02-12 1969-12-02 Otis Eng Corp Flow control means in underwater well system
US4491176A (en) * 1982-10-01 1985-01-01 Reed Lehman T Electric power supplying well head assembly
US4681133A (en) * 1982-11-05 1987-07-21 Hydril Company Rotatable ball valve apparatus and method
GB2166775B (en) * 1984-09-12 1987-09-16 Britoil Plc Underwater well equipment
GB8617698D0 (en) * 1986-07-19 1986-08-28 Graser J A Wellhead apparatus
US5143158A (en) * 1990-04-27 1992-09-01 Dril-Quip, Inc. Subsea wellhead apparatus
EP0989283B1 (de) 1992-06-01 2002-08-14 Cooper Cameron Corporation Bohrlochkopf
GB2267920B (en) * 1992-06-17 1995-12-06 Petroleum Eng Services Improvements in or relating to well-head structures
US5865250A (en) * 1994-08-23 1999-02-02 Abb Vetco Gray Inc. Fluid connector with check valve and method of running a string of tubing
GB9509547D0 (en) * 1995-05-11 1995-07-05 Expro North Sea Ltd Completion sub-sea test tree
BR9809438A (pt) * 1997-04-29 2000-06-13 Fmc Corp Equipamento e método para conexão subaquática de árvores a fontes subaquáticas

Also Published As

Publication number Publication date
AU725989B2 (en) 2000-10-26
SG71051A1 (en) 2000-03-21
BR9706060A (pt) 2000-02-15
NO313302B1 (no) 2002-09-09
EP0845577B1 (de) 2002-07-31
NO975495D0 (no) 1997-11-28
US5992527A (en) 1999-11-30
DE69622726D1 (de) 2002-09-05
CA2217303A1 (en) 1998-05-29
AU4676197A (en) 1998-06-04
NO975495L (no) 1998-06-02
EP0845577A1 (de) 1998-06-03

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE69622726T2 (de) Bohrlochkopf-Anordnung
DE69226630T2 (de) Bohrlochkopf
DE69400026T2 (de) Unterwasserbohrlochkopf.
DE69516520T2 (de) Druckschleusenventil zum ausführen von arbeiten in einem bohrloch
DE69406990T2 (de) Werkzeug mit Schiebehülse für Verrohrungen
DE69709075T2 (de) Monoloch-riser auswahl-gerät
DE2841687C2 (de) Zirkulationsventilgerät für einen Bohrloch-Prüfstrang
DE69618645T2 (de) Leichtes interventionssystem
DE69634167T2 (de) Vorrichtung und Verfahren zum Füllen einer Bohrlochverrohrung
DE2600252A1 (de) Verfahren und vorrichtung zur manipulation von zirkulations- und/oder pruefventilen in einem bohrloch
DE69009516T2 (de) Wiederverwendbarer Überbrückungsstopfen und Abdichtungsvorrichtung.
DE3046846C2 (de)
DE3685811T2 (de) Ventil einer untersuchungseinrichtung im bohrloch, das durch ringraumdruck betaetigt wird.
DE69805161T2 (de) Werkzeug und verfahren zum entfernen überschüssigen zements vom oberen teil eines auskleidungsrohres nachdem es abgehängt und zementiert wurde
DE60026249T2 (de) Vorrichtung und Verfahren zum Testen und Bohren eines Bohrloches
DE102007001399A1 (de) Testen oder Behandeln eines Mehrzonen-Bohrlochs oder Fördern aus einem solchen
DE3686635T2 (de) Druckbetaetigtes bohrlochwerkzeug mit sicherheitsausloesevorrichtung.
DE69610923T2 (de) Interventionssystem mit geringem Gewicht für den Einsatz mit horizontalem Baum mit internem Kugelventil
DE69415868T2 (de) Kontrolleinheit zur Betätigung von Unterwasserventilen
DE69021003T2 (de) Bohrlochkopfeinrichtung.
DE69618213T2 (de) Monoloch-risereinrichtung
DE2812714A1 (de) Bohrlochventilvorrichtung
DE2817844B2 (de) Vorrichtung zur Steuerung eines Prüfstrangbauteiles
DE2852455A1 (de) Pruefgeraet, insbesondere zum pruefen von bohrlocheinrichtungen sowie verfahren hierzu
DE3009553A1 (de) Ventil zur verwendung in einem pruefstrang zur untersuchung von formationen in einem bohrloch

Legal Events

Date Code Title Description
8364 No opposition during term of opposition
8339 Ceased/non-payment of the annual fee