EA010818B1 - Система и способ динамического уплотнения вокруг бурильной штанги - Google Patents
Система и способ динамического уплотнения вокруг бурильной штанги Download PDFInfo
- Publication number
- EA010818B1 EA010818B1 EA200800315A EA200800315A EA010818B1 EA 010818 B1 EA010818 B1 EA 010818B1 EA 200800315 A EA200800315 A EA 200800315A EA 200800315 A EA200800315 A EA 200800315A EA 010818 B1 EA010818 B1 EA 010818B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- sealing
- pressure
- well
- drill rod
- sets
- Prior art date
Links
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims abstract description 59
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 18
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 21
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 10
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 9
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims abstract description 9
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 13
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims description 12
- 238000005056 compaction Methods 0.000 claims description 11
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 6
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 2
- 239000013013 elastic material Substances 0.000 claims description 2
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 claims description 2
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 claims description 2
- 239000013536 elastomeric material Substances 0.000 claims description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 abstract description 11
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 abstract 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 5
- 239000000565 sealant Substances 0.000 description 5
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000004519 grease Substances 0.000 description 2
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000012815 thermoplastic material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B33/08—Wipers; Oil savers
Abstract
Описаны система и способ динамического уплотнения вокруг бурильной штанги, которая перемещается по стволу скважины, содержащей воду, буровой раствор или углеводороды. Уплотнительное устройство (10) включает удлиненный узел (30) уплотнения для ограждения бурильной штанги (16) и узел (40) приемника, который смонтирован на упомянутом существующем на скважине оборудовании и выполнен для приема удлиненного узла (30) уплотнения, причем в уплотнительном устройстве обеспечено поддержание внутреннего давления, по меньшей мере, соответствующего окружающему давлению, чтобы обеспечивать динамическое уплотнение вокруг бурильной штанги (16).
Description
Настоящее изобретение относится к системе и способу динамического уплотнения вокруг бурильной штанги переменного диаметра в скважинах, содержащих воду, буровой раствор или углеводороды. Способ и система включают уплотнительное устройство, выполненное для монтажа на существующем оборудовании скважины и для применения без возведения водоотделяющей колонны или колонны для спуска, при этом уплотнительное устройство включает удлиненный узел динамического уплотнения, который выполнен для окружения бурильной штанги, и узел приемника, который смонтирован на указанном существующем оборудовании на скважине и выполнен для приема узла уплотнения.
Изобретение можно использовать для уплотнения вокруг бурильной штанги или змеевика, которые входят в нефтяные и газовые скважины или выходят из них, в случае в любых типов скважин, содержащих воду, буровой раствор или углеводороды, имеющих клапанные задвижки (скважинные предохранительные клапаны), расположенные на дне океана, на платформе, на судне, на установке или на земле.
Изобретение относится к системам и способам, которые позволяют осуществлять проникновение и бурение в упомянутых выше скважинах, содержащих воду, буровой раствор или углеводороды, и особенно в скважинах, расположенных на дне океана, как при использовании водоотделяющей колонны, так и без ее присоединения к установке на судне или к иной надводной установке. Система и способ охватывают эксплуатацию выше упомянутых скважин, содержащих воду, буровой раствор или углеводороды, осуществляемую с помощью бурильной штанги, спускающей штанги и змеевика; кроме того, упомянутые способы основаны на использовании новых композитных и термопластичных материалов, а также дополнительных растворов. Бурильная штанга, спускающая штанга и змеевик упоминаются здесь и далее под термином бурильной штанги. Под выражением внутрискважинные инструменты следует понимать различные инструменты для работы в скважине, т.е. оборудование для бурильных работ, оборудование для проникновения, оборудование для каротажных, измерительных, ловильных работ и т. д.
Изобретение в упрощенном виде представляет собой динамическое уплотнение вокруг бурильной штанги, которая входит в скважину, содержащую воду, буровой раствор или углеводороды, или выходит из нее. Изобретение учитывает также ситуации, когда давление в скважине выше или ниже, чем окружающее давление на клапанных задвижках. Это ведет к тому, что изобретение в ходе работы и испытаний может выдерживать давление с обеих сторон.
Изобретение особенно подходит для работ, которые включают бурение в скважине сквозь существующие продуктовые трубы; в случае скважин, расположенных на дне океана, изобретение, совместно с другими системами, может способствовать обеспечению работы без применения водоотделяющей колонны, соединяемой с надводным судном или иной установкой.
Современные способы для осуществления проникновения в скважины или бурения в скважинах на дне океана с помощью бурильной штанги или змеевика основаны на использовании водоотделяющей колонны между устьем скважины и находящимся на поверхности оборудованием на судне или надводной установке. Это требует большой и, следовательно, дорогостоящей судовой или иной надводной установки, где на противовыбросовом устройстве должно иметься место для водоотделяющей колонны, идущей из глубины океана, где ведется работа, а также другого оборудования, которое требуется для контроля давления и аварийного обслуживания.
В настоящее время существуют системы динамического уплотнения, где используется давление с одной стороны. Одна из проблем с функционированием существующего динамического уплотнения состоит в ограничениях, обусловленных трением, которое необходимо преодолеть, чтобы вводить бурильную штангу в скважину или из нее, а также сложностью многих движущихся деталей. В качестве примеров предшествующего уровня техники приведены патенты N0 317227 и И8 6386290. В первом патенте описана наиболее близкая технология, которая относится к смазке для использования в устье скважины, причем смазка содержит герметики, которые создают уплотнение вокруг змеевика, и имеется средство для поддержания внутреннего давления.
Целью настоящего изобретения является создание возможности осуществления более гибкого и дешевого проникновения в скважину и ведения бурильных работ путем сочетания существующей и новой технологии посредством новых способов и систем.
Система с соответствующим оборудованием имеет, в основном, одну базовую конфигурацию, которую адаптируют к внешнему диаметру штанги, проходящей через уплотнитель.
Настоящая система динамического уплотнения вокруг бурильной штанги в скважинах, содержащих воду, буровой раствор или углеводороды, включает уплотнительное устройство, смонтированное на другом оборудовании, и примыкающие системы, которые требуются для осуществления работы в скважине, будь то скважина, расположенная на дне океана, или поверхностная скважина, при этом уплотнительное устройство представляет собой уплотнитель, который может быть собран и отрегулирован/настроен при проникновении в скважину с помощью бурильной штанги, причем степень уплотнения между скважиной и бурильной штангой можно регулировать. Уплотнитель может выдерживать давление с обеих сторон и таким образом предотвращать вытекание среды из скважины в окружающее пространство или втекание окружающей среды в скважину.
Более того, смазка или масло могут быть впрыснуты под высоким давлением в уплотнение между уплотнительными комплектами для обеспечения поддержания давления на уплотнительных комплектах,
- 1 010818 и/или предотвращения перетекания текучей среды или газов через уплотнитель, и/или снижения трения между уплотнителем и бурильной штангой.
В соответствии с настоящим изобретением бурильная штанга может входить в скважину или выходить из нее при максимальном давлении в скважине. Система предпочтительно находится под управлением и присоединяется к подходящей системе управления.
Отличительные признаки предпочтительного воплощения системы описаны в независимом п.1 формулы изобретения и заключаются в том, что для обеспечения динамического уплотнения вокруг бурильной штанги в уплотнительном устройстве обеспечено поддержание внутреннего давления, по меньшей мере, соответствующего окружающему давлению, и узел уплотнения включает ряд комплектов основных уплотнителей, отстоящих друг от друга более чем на длину соединительной муфты в бурильной штанге в продольном направлении узла уплотнения.
Признаки альтернативных предпочтительных воплощений системы указаны в пп.2-4 формулы изобретения, где каждый из упомянутых уплотнительных комплектов может включать по меньшей мере один чашеобразный или кольцеобразный уплотняющий элемент из эластичного материала, такого как эластомерный материал, выполненный для ограждения бурильной штанги. Предпочтительно между комплектами уплотнительных элементов в продольном направлении предусмотрен удлиненный кольцеобразный зазор, выполненный для приема впрыскиваемой под давлением среды, такой как смазка или масло, причем давящая среда впрыснута под давлением, которое предпочтительно выше, чем наивысшее давление, окружающее уплотнительное устройство со стороны скважины или окружающей среды. Более того, ряд уплотнителей, таких как эластомерные уплотнители, может быть установлен между узлом уплотнения и деталью приемника.
Отличительные признаки предпочтительного воплощения способа по изобретению описаны в независимом п.5 формулы изобретения, согласно которому рабочую среду под давлением впрыскивают в указанный кольцеобразный зазор, который находится между рядом уплотнительных комплектов в уплотнительном устройстве, для обеспечения поддержания внутреннего давления, по меньшей мере, соответствующего окружающему давлению, что может быть откорректировано степенью уплотнения между скважиной и бурильной штангой.
Признаки альтернативных предпочтительных воплощений способа изложены в пп.6-7 формулы изобретения, согласно которым рабочая среда под давлением, которую впрыскивают в упомянутый кольцеобразный зазор, представляет собой смазку, масло или другую среду под высоким давлением для обеспечения поддержания такого давления на уплотнительном устройстве, которое выдерживает давление с обеих сторон, предотвращая и вытекание среды из скважины в окружающую среду, и втекание окружающей среды в скважину. Более того, смазка или масло, впрыснутые между уплотнительными комплектами, предотвращают перетекание текучей среды или газов в уплотнительное устройство и/или снижают трение между уплотнительными комплектами и бурильной штангой.
В связи с бурильными работами в скважинах с помощью бурильной штанги, используют дополнительные системы, необходимые для выполнения других функций, требующихся для осуществления (функций бурения и функций уплотнения, работы системы отключения, системы бурового раствора и т.д.). Подачу энергии на бурильную штангу (спускающуюся) по мере необходимости регулируют другими системами. Это изобретение относится к соответствующим уникальным системам, выполняющим только функцию динамического уплотнения.
Изобретение не касается работы или управления инструмента и штанги, входящих в скважину, и в этом смысле охватывает любые формы таких способов.
Изобретение далее описано со ссылкой на прилагаемые чертежи.
Фиг. 1 демонстрирует воплощение настоящего изобретения, установленное наверху воображаемой установки в связи с бурением.
Фиг. 2 демонстрирует работу настоящей системы, установленной наверху воображаемого бурового снаряда, при его перемещении в скважину или из нее.
Фиг. 3 демонстрирует более подробно воплощение настоящей системы уплотнения при единообразном диаметре бурильной штанги, проходящей через уплотнительные элементы.
Фиг. 4 демонстрирует более подробно воплощение настоящей системы уплотнения при переменном диаметре бурильной штанги, проходящей через уплотнительные элементы.
Далее будут описаны примеры различных воплощений, но следует подразумевать, что иные подобные конфигурации также возможны в рамках этого изобретения.
Установку и систему можно использовать независимо от того, расположены ли клапанные задвижки на дне океана или они доступны с поверхности воды/берега. На фиг. 1 показано воплощение настоящей системы, расположенной наверху воображаемой установки в связи с бурением. Система включает, в основном, систему 14 противовыбросового устройства скважины, предназначенную для использования во время бурения, и устройство 10 динамического уплотнения. Устройство 10 для динамического уплотнения расположено на самом верху установки и осуществляет регулировку давления во время работ по бурению или проникновению. Уплотнительное устройство 10 должно выдержать давление с обеих сторон, но предпочтительно, чтобы со стороны скважины давление было выше, чем давление снаружи.
- 2 010818
Способ введения бурильной штанги 16 в находящуюся под давлением скважину с использованием устройства 10 для динамического уплотнения состоит в следующем. Бурильную штангу 16 вводят в скважину или выводят из нее (как при избыточном давлении, так и при пониженном давлении, а также при компенсации давления) через уплотнительное устройство 10 для динамического уплотнения, которое смонтировано на самом верху временной системы 14 противовыбросового устройства. При движении бурильная штанга 16 проходит предпочтительно три комплекта 20, 22, 24 уплотнительных элементов. Уплотнительные элементы 20, 22, 24 расположены на расстоянии друг от друга, так что предпочтительно в каждый момент времени только один из уплотнительных элементов соприкасается с одной соединительной муфтой в бурильной штанге 16. Предпочтительно между уплотнительными элементами впрыснута экологически безопасная смазка или масло под давлением, которое превышает наивысшее наружное давление, обычно 0,5-10 МПа (5-100 бар). Уплотнительные элементы, таким образом, поддерживают под давлением, способным выдержать более высокое наружное давление, а также снабжают смазкой, которая снижает трение о бурильную штангу. Бурильную штангу вводят в скважину с помощью массы внутрискважинного инструмента, а также любых сил, поступающих от независимых способов и систем.
На фиг. 2 показана установка и сборка настоящей системы, размещенной в подвешенном состоянии на воображаемом буровом снаряде, в связи с проведением бурильной работы. Показанная на фиг. 2 система включает внутренний узел 30 (удлиненный) динамического уплотнения, подогнанный к бурильной/проникающей штанге 16, и узел 40 приемника, размещенный на уже установленном оборудовании на дне океана. Как можно видеть, когда эти узлы смонтированы вместе, внутренний узел 30 (удлиненный) динамического уплотнения и узел 40 приемника составляют уплотнительное устройство 10.
Способ установки и сборки узла динамического уплотнения состоит в следующем. После того как внутрискважинный инструмент изготовлен на поверхности, узел 30 динамического уплотнения монтируют предпочтительно на первой обычной бурильной штанге 16. Затем бурильную штангу с инструментом вводят в фиксатор скважины под узлом 40 приемника до тех пор, пока узел 30 динамического уплотнения не придет в контакт с узлом приемника 40, смонтированного на оборудовании системы противовыбросового устройства. Узел 30 уплотнения механически фиксируют с деталью приемника и испытывают. Фиксирование можно осуществлять, например, с помощью узла 44 гидравлического затвора в верхней части узла 40 приемника. Кроме того, ряд эластомерных уплотнителей 66а-66с встраивают между узлом 30 уплотнения и узлом приемника 40 для предотвращения переливания текучей среды/газа.
На фиг. 3 показано более детально воплощение настоящей системы уплотнения в случае проходящей через нее бурильной штанги единообразного диаметра. Узел 30 уплотнения показан здесь в зафиксированном состоянии с узлом 40 приемника; он осуществляет уплотнение вокруг бурильной штанги 16, которая проходит через ряд комплектов 20, 22, 24 основных уплотнительных элементов, подобранных к бурильной штанге, которую предстоит использовать. В показанном примере используют три комплекта, но, разумеется, можно использовать меньшее или большее их число. В удлиненный кольцеобразный зазор 32, 34, образующийся между комплектами 20, 22, 24 уплотнительных элементов с помощью подходящего нагнетательного оборудования впрыснута предпочтительно экологически безопасная смазка или масло с подходящими характеристиками. Это нагнетательное оборудование может включать переменное число узлов 36а-36п, два из которых указаны на фиг. 3 и 4, соответственно, как 36а и 36Ь.
Смазку или масло впрыскивают под давлением, которое предпочтительно выше, чем наивысшее давление, испытываемое уплотнителем от скважины или от окружающей среды, и которое, таким образом, обеспечивает предотвращение притока текучей среды или газа через уплотнитель. Кроме того, смазка или масло обеспечивают поддержание давления и смазывание уплотнительных элементов. Каждый из комплектов уплотнительных элементов может включать ряд уплотняющих элементов 38 в виде сальников, где уплотнители предпочтительно имеют форму пластинок или чаш со сквозным отверстием. Другие формы уплотнителей, разумеется, также возможны. Упомянутые уплотнители в комплектах уплотнительных элементов могут быть изготовлены из эластомеров либо сквозными, либо с поддержанием внутреннего давления. Иные подходящие композиты с соответствующими характеристиками также можно использовать.
На фиг. 4 более подробно показано воплощение настоящей системы уплотнения при переменном диаметре бурильной штанги, проходящей сквозь нее. Описание такое же, как для фиг. 3, за исключением того, что через уплотнительный комплект проходит соединительная муфта бурильной штанги или еще что-либо с увеличенным диаметром. Узел 30 уплотнения устроен таким образом, что площадь/длина с увеличенным диаметром в любой момент времени находятся в контакте только с одним из уплотнительных комплектов.
Claims (7)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Система динамического уплотнения вокруг бурильной штанги (16) переменного диаметра в скважинах, содержащих воду, буровой раствор или углеводороды, включающая уплотнительное устройство (10), выполненное для монтажа на существующем в скважине оборудовании и для применения с системами без водоотделяющих колонн, где уплотнительное устройство (10) включает удлиненный узел (30) динамического уплотнения, выполненный для окружения бурильной штанги (16), и узел (40) прием- 3 010818 ника, смонтированный на указанном существующем в скважине оборудовании и выполненный для приема узла (30) уплотнения, отличающаяся тем, что в уплотнительном устройстве (30) обеспечено поддержание внутреннего давления, по меньшей мере, соответствующего окружающему давлению, чтобы обеспечить динамическое уплотнение вокруг бурильной штанги (16), а узел (30) уплотнения включает ряд комплектов (20, 22, 24) основных уплотнителей, отстоящих друг от друга более чем на длину соединительной муфты в бурильной штанге (16) в продольном направлении узла (30) уплотнения.
- 2. Система по п.1, отличающаяся тем, что каждый из указанных уплотнительных комплектов (20, 22, 24) включает по меньшей мере один имеющий форму диска или форму кольца уплотняющий элемент (38) из эластичного материала, такого как эластомерный материал, выполненный для ограждения указанной бурильной штанги (16).
- 3. Система по п.2, отличающаяся тем, что между комплектами (20, 22, 24) уплотнительных элементов предусмотрен в продольном направлении удлиненный кольцеобразный зазор (32, 34), выполненный для приема впрыскиваемой под давлением через затвор (36а-36Ь) в стенке среды, такой как смазка или масло, причем находящаяся под давлением среда впрыснута под давлением, которое предпочтительно выше, чем наивысшее давление, испытываемое уплотнительным устройством (10) со стороны скважины или окружающей среды.
- 4. Система по п.2 или 3, отличающаяся тем, что между узлом (30) уплотнения и деталью приемника (40) имеется ряд уплотнителей, таких как эластомерные уплотнители (66а, 66Ь, 66с), для создания уплотнения между узлом (30) уплотнения и деталью приемника (40).
- 5. Способ монтажа и применения устройства (10) для динамического уплотнения вокруг бурильной штанги (16) переменного диаметра в скважинах, содержащих воду, буровой раствор или углеводороды, когда соединительная колонна для внутрискважинных инструментов проходит в скважину через открытое море и без монтажа колонны для подъема или колонны для спуска, с помощью подвешенного узла (30) динамического уплотнения, предназначенного для входа и фиксации в детали приемника (40), который смонтирован на существующем оборудовании, отличающийся тем, что среду под давлением впрыскивают в указанные кольцеобразные зазоры (32, 34), которые находятся между рядом комплектов (20, 22, 24) уплотнителей в уплотнительном устройстве (10), для обеспечения поддержания внутреннего давления, по меньшей мере, соответствующего окружающему давлению, что корректируют степенью уплотнения между скважиной и бурильной штангой.
- 6. Способ по п.5, отличающийся тем, что среда под давлением, которую впрыскивают в упомянутый кольцеобразный зазор (32, 34) для обеспечения поддержания давления на уплотнительном устройстве, чтобы выдерживать давление с обеих сторон и таким образом предотвращать вытекание среды из скважины в окружающее пространство или втекание окружающей среды в скважину, представляет собой смазку, масло или иную среду под высоким давлением.
- 7. Способ по п.6, отличающийся тем, что смазку или масло впрыскивают между уплотнительными комплектами (20, 22, 24) для предотвращения перетекания жидкости или газов в уплотнительном устройстве (10) и/или для снижения трения между уплотнительными комплектами (20, 22, 24) и бурильной штангой (16).
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20053394A NO324167B1 (no) | 2005-07-13 | 2005-07-13 | System og fremgangsmate for dynamisk tetting rundt en borestreng. |
| PCT/NO2006/000272 WO2007008085A1 (en) | 2005-07-13 | 2006-07-12 | System and method for dynamic sealing around a drill stem |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200800315A1 EA200800315A1 (ru) | 2008-08-29 |
| EA010818B1 true EA010818B1 (ru) | 2008-12-30 |
Family
ID=35295173
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200800315A EA010818B1 (ru) | 2005-07-13 | 2006-07-12 | Система и способ динамического уплотнения вокруг бурильной штанги |
Country Status (9)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US8100189B2 (ru) |
| EP (1) | EP1907664B1 (ru) |
| AU (1) | AU2006267188B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0613474B1 (ru) |
| CA (1) | CA2614809C (ru) |
| DK (1) | DK1907664T3 (ru) |
| EA (1) | EA010818B1 (ru) |
| NO (1) | NO324167B1 (ru) |
| WO (1) | WO2007008085A1 (ru) |
Families Citing this family (47)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7836946B2 (en) | 2002-10-31 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotating control head radial seal protection and leak detection systems |
| 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 |
| CA2867387C (en) | 2006-11-07 | 2016-01-05 | Charles R. Orbell | Method of drilling with a string sealed in a riser and injecting fluid into a return line |
| GB2456772A (en) * | 2008-01-22 | 2009-07-29 | Schlumberger Holdings | Deployment of a dynamic seal in an intervention procedure |
| NO326492B1 (no) * | 2007-04-27 | 2008-12-15 | Siem Wis As | Tetningsarrangement for dynamisk tetning rundt en borestreng |
| NO327556B1 (no) | 2007-06-21 | 2009-08-10 | Siem Wis As | Anordning og fremgangsmate for a opprettholde hovedsakelig konstant trykk pa og stromning av borevaeske i en borestreng |
| NO327281B1 (no) * | 2007-07-27 | 2009-06-02 | Siem Wis As | Tetningsarrangement, samt tilhorende fremgangsmate |
| 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 |
| US9074452B2 (en) | 2008-05-28 | 2015-07-07 | Onesubsea, Llc | Actively energized dynamic seal system |
| US8281875B2 (en) | 2008-12-19 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
| GB0823444D0 (en) * | 2008-12-23 | 2009-01-28 | Mckenzie Innovation Llp | An improved seal |
| 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 |
| NO330704B1 (no) * | 2009-01-15 | 2011-06-20 | Tool Tech As | Pakkboks som tar opp geometriforskjeller mellom passerende roterende boreror og rorkoplinger |
| US8322432B2 (en) | 2009-01-15 | 2012-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Subsea internal riser rotating control device system and method |
| US9567843B2 (en) | 2009-07-30 | 2017-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling methods with event detection |
| US8347983B2 (en) | 2009-07-31 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with a high pressure rotating control device |
| NO332900B1 (no) | 2010-01-26 | 2013-01-28 | Tool Tech As | Undervanns pakkboks samt fremgangsmate for kjoring av en borestreng gjennom pakkboksen |
| WO2011106004A1 (en) | 2010-02-25 | 2011-09-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure control device with remote orientation relative to a rig |
| US8347982B2 (en) | 2010-04-16 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | System and method for managing heave pressure from a floating rig |
| US8820405B2 (en) | 2010-04-27 | 2014-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Segregating flowable materials in a well |
| US8201628B2 (en) | 2010-04-27 | 2012-06-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore pressure control with segregated fluid columns |
| NO333082B1 (no) * | 2010-06-16 | 2013-02-25 | Siem Wis As | Slipearrangement for borestreng |
| US9175542B2 (en) | 2010-06-28 | 2015-11-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Lubricating seal for use with a tubular |
| US8739863B2 (en) | 2010-11-20 | 2014-06-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote operation of a rotating control device bearing clamp |
| US9163473B2 (en) | 2010-11-20 | 2015-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote operation of a rotating control device bearing clamp and safety latch |
| US9260934B2 (en) | 2010-11-20 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote operation of a rotating control device bearing clamp |
| WO2012091706A1 (en) | 2010-12-29 | 2012-07-05 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subsea pressure control system |
| GB2549210B (en) | 2011-03-23 | 2018-07-25 | Managed Pressure Operations | Blow out preventer |
| US9249638B2 (en) | 2011-04-08 | 2016-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore pressure control with optimized pressure drilling |
| EP2694772A4 (en) | 2011-04-08 | 2016-02-24 | Halliburton Energy Services Inc | AUTOMATIC LEVEL TUBE PRESSURE CONTROL ON HOLES |
| US20120273213A1 (en) * | 2011-04-27 | 2012-11-01 | Bp Corporation North America Inc. | Marine subsea riser systems and methods |
| US9080407B2 (en) | 2011-05-09 | 2015-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
| WO2013036397A1 (en) | 2011-09-08 | 2013-03-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | High temperature drilling with lower temperature rated tools |
| NO334008B1 (no) * | 2011-10-11 | 2013-11-11 | Siem Wis As | System for aktiv tettebarriere i forbindelse med boring i vann- eller hydrokarbonførende brønner |
| DK2812526T3 (da) | 2011-12-29 | 2017-11-13 | Weatherford Tech Holdings Llc | Ringformet tætning i en roterende styreanordning |
| US9823373B2 (en) | 2012-11-08 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic telemetry with distributed acoustic sensing system |
| DE112013007612T5 (de) * | 2013-11-18 | 2016-07-28 | Landmark Graphics Corporation | Vorhersagende Vibrationsmodelle unter steigrohrlosen Bedingungen |
| WO2015094146A1 (en) | 2013-12-16 | 2015-06-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure staging for wellhead stack assembly |
| GB2545332B (en) * | 2014-09-30 | 2020-09-30 | Halliburton Energy Services Inc | Mechanically coupling a bearing assembly to a rotating control device |
| NO20151285A1 (no) * | 2015-09-30 | 2017-03-31 | Electrical Subsea & Drilling As | Anordning og fremgangsmåte ved pakkboks for en borestreng |
| WO2017058026A1 (en) * | 2015-09-30 | 2017-04-06 | Electrical Subsea & Drilling As | Packer box and method for installation or withdrawal of a packer element in, respectively from a packer box for use in petroleum drilling |
| GB201818114D0 (en) * | 2018-11-06 | 2018-12-19 | Oil States Ind Uk Ltd | Apparatus and method relating to managed pressure drilling |
| US11686173B2 (en) | 2020-04-30 | 2023-06-27 | Premium Oilfield Technologies, LLC | Rotary control device with self-contained hydraulic reservoir |
| WO2023239576A1 (en) * | 2022-06-06 | 2023-12-14 | Kinetic Pressure Control Ltd. | Pressure control device and method |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3474858A (en) * | 1956-12-10 | 1969-10-28 | Shaffer Tool Works | Method and apparatus for off shore drilling |
| US4149603A (en) * | 1977-09-06 | 1979-04-17 | Arnold James F | Riserless mud return system |
| NO317227B1 (no) * | 2002-06-28 | 2004-09-20 | Vetco Aibel As | Sammenstilling og fremgangsmate for intervensjon av en undersjoisk bronn |
Family Cites Families (17)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US1776797A (en) * | 1928-08-15 | 1930-09-30 | Sheldon Waldo | Packing for rotary well drilling |
| US1875632A (en) * | 1929-02-23 | 1932-09-06 | Joseph H Mcevoy | Universal casing head and gas saver |
| US1861755A (en) | 1931-01-07 | 1932-06-07 | William A Trout | Blowout preventer and well sealing means |
| US2222082A (en) * | 1938-12-01 | 1940-11-19 | Nat Supply Co | Rotary drilling head |
| US3387851A (en) * | 1966-01-12 | 1968-06-11 | Shaffer Tool Works | Tandem stripper sealing apparatus |
| US3965987A (en) * | 1973-03-08 | 1976-06-29 | Dresser Industries, Inc. | Method of sealing the annulus between a toolstring and casing head |
| US5213158A (en) * | 1991-12-20 | 1993-05-25 | Masx Entergy Services Group, Inc. | Dual rotating stripper rubber drilling head |
| US5324051A (en) * | 1992-07-23 | 1994-06-28 | Ingersoll-Rand Company | Fluid-assisted dust seal |
| US5647444A (en) * | 1992-09-18 | 1997-07-15 | Williams; John R. | Rotating blowout preventor |
| US6325159B1 (en) * | 1998-03-27 | 2001-12-04 | Hydril Company | Offshore drilling system |
| US6386290B1 (en) | 1999-01-19 | 2002-05-14 | Colin Stuart Headworth | System for accessing oil wells with compliant guide and coiled tubing |
| US7159669B2 (en) * | 1999-03-02 | 2007-01-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Internal riser rotating control head |
| US7779903B2 (en) * | 2002-10-31 | 2010-08-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Solid rubber packer for a rotating control device |
| EP1519003B1 (en) * | 2003-09-24 | 2007-08-15 | Cooper Cameron Corporation | Removable seal |
| US20060037782A1 (en) * | 2004-08-06 | 2006-02-23 | Martin-Marshall Peter S | Diverter heads |
| US8720572B2 (en) * | 2008-12-17 | 2014-05-13 | Teledrill, Inc. | High pressure fast response sealing system for flow modulating devices |
| US8322432B2 (en) * | 2009-01-15 | 2012-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Subsea internal riser rotating control device system and method |
-
2005
- 2005-07-13 NO NO20053394A patent/NO324167B1/no not_active IP Right Cessation
-
2006
- 2006-07-12 EA EA200800315A patent/EA010818B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2006-07-12 WO PCT/NO2006/000272 patent/WO2007008085A1/en active Application Filing
- 2006-07-12 EP EP06769442.2A patent/EP1907664B1/en not_active Not-in-force
- 2006-07-12 BR BRPI0613474A patent/BRPI0613474B1/pt active IP Right Grant
- 2006-07-12 CA CA2614809A patent/CA2614809C/en active Active
- 2006-07-12 US US11/988,524 patent/US8100189B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2006-07-12 DK DK06769442.2T patent/DK1907664T3/da active
- 2006-07-12 AU AU2006267188A patent/AU2006267188B2/en not_active Ceased
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3474858A (en) * | 1956-12-10 | 1969-10-28 | Shaffer Tool Works | Method and apparatus for off shore drilling |
| US4149603A (en) * | 1977-09-06 | 1979-04-17 | Arnold James F | Riserless mud return system |
| NO317227B1 (no) * | 2002-06-28 | 2004-09-20 | Vetco Aibel As | Sammenstilling og fremgangsmate for intervensjon av en undersjoisk bronn |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU2006267188A1 (en) | 2007-01-18 |
| EP1907664B1 (en) | 2017-08-23 |
| EP1907664A1 (en) | 2008-04-09 |
| DK1907664T3 (da) | 2017-11-20 |
| US20090166046A1 (en) | 2009-07-02 |
| AU2006267188B2 (en) | 2010-06-24 |
| BRPI0613474A2 (pt) | 2012-01-17 |
| WO2007008085A1 (en) | 2007-01-18 |
| EA200800315A1 (ru) | 2008-08-29 |
| NO20053394L (no) | 2007-01-15 |
| BRPI0613474B1 (pt) | 2017-04-18 |
| US8100189B2 (en) | 2012-01-24 |
| CA2614809A1 (en) | 2007-01-18 |
| NO324167B1 (no) | 2007-09-03 |
| CA2614809C (en) | 2011-10-04 |
| NO20053394D0 (no) | 2005-07-13 |
| EP1907664A4 (en) | 2015-01-07 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA010818B1 (ru) | Система и способ динамического уплотнения вокруг бурильной штанги | |
| US8066062B2 (en) | Seal for a drill string | |
| AU2008283106B2 (en) | Sealing arrangement, and corresponding method | |
| US4131287A (en) | Annular seal | |
| EA021396B1 (ru) | Уплотняющая сборка | |
| NO812000L (no) | Akustisk undersjoeisk proevetre. | |
| NO812001L (no) | Innretning for tilfoering av et hydraulisk fluidum til et verktoey i et broennhull | |
| CN104160108A (zh) | 防喷器组件 | |
| NO332086B1 (no) | Bronnhodeinstallasjon og fremgangsmate ved injisering av fluid og borkaks til ringrommet av en bronn | |
| AU2015253019B2 (en) | Sealing element mounting | |
| NO20111067A1 (no) | Full diameter kompresjontetningsfremgangsmate | |
| GB2269413A (en) | Surface controlled annulus safety system for well bores | |
| US20050279504A1 (en) | Intervention spool for subsea use | |
| US10161213B2 (en) | Internal and external pressure seal assembly | |
| CN100472028C (zh) | 用于防喷器盖组件的可拆卸的密封件承载器 | |
| US20140151056A1 (en) | Securing a Sub-Sea Well Where Oil/Gas/Water is Flowing | |
| WO2013055225A1 (en) | System for active sealing of a drill string | |
| Nergaard | A fully compensated high-pressure riser telescope | |
| KR20150057439A (ko) | Bop 장비 테스트용 압력 용기 및 이를 이용한 bop 테스트 장치 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KG MD TJ |