EA025400B1 - Способ проведения внутрискважинных работ - Google Patents

Способ проведения внутрискважинных работ Download PDF

Info

Publication number
EA025400B1
EA025400B1 EA201390239A EA201390239A EA025400B1 EA 025400 B1 EA025400 B1 EA 025400B1 EA 201390239 A EA201390239 A EA 201390239A EA 201390239 A EA201390239 A EA 201390239A EA 025400 B1 EA025400 B1 EA 025400B1
Authority
EA
Eurasian Patent Office
Prior art keywords
hose
well
drum
pulley
downhole
Prior art date
Application number
EA201390239A
Other languages
English (en)
Other versions
EA201390239A1 (ru
Inventor
Бьёрн Бро Соренсен
Бьярне Лангетейг
Юстейн Альваэрн
Original Assignee
Куалити Интервеншн Ас
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 Куалити Интервеншн Ас filed Critical Куалити Интервеншн Ас
Publication of EA201390239A1 publication Critical patent/EA201390239A1/ru
Publication of EA025400B1 publication Critical patent/EA025400B1/ru

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02—Surface sealing or packing
    • E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
    • E21B33/035—Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B65—CONVEYING; PACKING; STORING; HANDLING THIN OR FILAMENTARY MATERIAL
    • B65H—HANDLING THIN OR FILAMENTARY MATERIAL, e.g. SHEETS, WEBS, CABLES
    • B65H75/00—Storing webs, tapes, or filamentary material, e.g. on reels
    • B65H75/02—Cores, formers, supports, or holders for coiled, wound, or folded material, e.g. reels, spindles, bobbins, cop tubes, cans, mandrels or chucks
    • B65H75/34—Cores, formers, supports, or holders for coiled, wound, or folded material, e.g. reels, spindles, bobbins, cop tubes, cans, mandrels or chucks specially adapted or mounted for storing and repeatedly paying-out and re-storing lengths of material provided for particular purposes, e.g. anchored hoses, power cables
    • B65H75/38—Cores, formers, supports, or holders for coiled, wound, or folded material, e.g. reels, spindles, bobbins, cop tubes, cans, mandrels or chucks specially adapted or mounted for storing and repeatedly paying-out and re-storing lengths of material provided for particular purposes, e.g. anchored hoses, power cables involving the use of a core or former internal to, and supporting, a stored package of material
    • B65H75/40—Cores, formers, supports, or holders for coiled, wound, or folded material, e.g. reels, spindles, bobbins, cop tubes, cans, mandrels or chucks specially adapted or mounted for storing and repeatedly paying-out and re-storing lengths of material provided for particular purposes, e.g. anchored hoses, power cables involving the use of a core or former internal to, and supporting, a stored package of material mobile or transportable
    • B65H75/42—Cores, formers, supports, or holders for coiled, wound, or folded material, e.g. reels, spindles, bobbins, cop tubes, cans, mandrels or chucks specially adapted or mounted for storing and repeatedly paying-out and re-storing lengths of material provided for particular purposes, e.g. anchored hoses, power cables involving the use of a core or former internal to, and supporting, a stored package of material mobile or transportable attached to, or forming part of, mobile tools, machines or vehicles
    • B65H75/425—Cores, formers, supports, or holders for coiled, wound, or folded material, e.g. reels, spindles, bobbins, cop tubes, cans, mandrels or chucks specially adapted or mounted for storing and repeatedly paying-out and re-storing lengths of material provided for particular purposes, e.g. anchored hoses, power cables involving the use of a core or former internal to, and supporting, a stored package of material mobile or transportable attached to, or forming part of, mobile tools, machines or vehicles attached to, or forming part of a vehicle, e.g. truck, trailer, vessel
    • 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
    • E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
    • E21B19/22—Handling reeled pipe or rod units, e.g. flexible drilling pipes
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02—Surface sealing or packing
    • E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
    • E21B33/068—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells
    • E21B33/076—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells specially adapted for underwater installations
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
    • E21B41/0007—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 for underwater installations
    • B—PERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B65—CONVEYING; PACKING; STORING; HANDLING THIN OR FILAMENTARY MATERIAL
    • B65H—HANDLING THIN OR FILAMENTARY MATERIAL, e.g. SHEETS, WEBS, CABLES
    • B65H2701/00—Handled material; Storage means
    • B65H2701/30—Handled filamentary material
    • B65H2701/33—Hollow or hose-like material

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)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
  • Rigid Pipes And Flexible Pipes (AREA)
  • Cleaning In General (AREA)

Abstract

Раскрыт способ проведения внутрискважинных работ в подводной скважине, имеющей устьевое оборудование на дне море, в котором шланг для внутрискважинных работ пропускают в морской среде в нижнем направлении от шлангового барабана, установленного на судне на поверхности моря, в скважину через подводную стойку для внутрискважинных работ, установленную на устьевом оборудовании скважины на дне моря, при этом шланг для внутрискважинных работ находится под непосредственным воздействием окружающей морской среды между судном и верхней частью подводной стойки для внутрискважинных работ. Также раскрыт способ проведения внутрискважинных работ, в котором шланг для внутрискважинных работ пропускают от шлангового барабана в скважину, причем шланг извлекают из скважины без использования инжектора, вытягивая его из скважины при помощи шлангового барабана. Кроме того, раскрыт способ проведения внутрискважинных работ, в котором шланг для внутрискважинных работ пропускают от шлангового барабана к устьевому оборудованию скважины, включающий направленное перемещение шланга от барабана к устьевому оборудованию скважины, причем шланг направляют вниз к устьевому оборудованию скважины при помощи направляющего шкива.

Description

Настоящее изобретение относится к способу проведения внутрискважинных работ и к устройству для проведения внутрискважинных работ. Изобретение может быть реализовано на наземных или морских установках для бурения нефтяных или газовых скважин.
Предшествующий уровень техники
Внутрискважинные работы представляют собой аварийно-восстановительные работы, выполняемые на нефтяных или газовых добывающих скважинах с целью восстановления или увеличения добычи. Существуют три основных типа внутрискважинных работ, а именно, внутрискважинные работы с применением канатной техники, внутрискважинные работы с использованием гибких НКТ (колтюбинг) и внутрискважинные работы для проведения ремонта скважины под давлением. Канатная техника предусматривает спуск кабеля в скважину с палубы морской платформы или судна. Связку скважинных инструментов прикрепляют к канату и используют вес связки инструментов плюс, в случае необходимости, дополнительное утяжеление для спуска каната в скважину, где связка инструментов выполняет операцию технического или сервисного обслуживания. Канатные внутрискважинные работы выполняются в скважинах под давлением. Канат подается с барабана и проходит через два шкива к сальнику для каната, который подвергается воздействию скважинного давления со стороны, обращенной к скважине. Канатные внутрискважинные работы представляют собой легкий вид внутрискважинных работ.
Внутрискважинные работы с использованием гибких НКТ являются внутрискважинными работами средней сложности, требующими использования большего пространства или большей палубы. Преимущество этих работ над канатными заключается в том, что они обеспечивают гидравлический канал связи со скважиной, однако используют более тяжелое и дорогостоящее оборудование и требуют большей численности персонала.
Гибкая НКТ представляет собой отрезок непрерывной трубы, подаваемой с барабана. Внешний диаметр трубы может находиться в диапазоне от малых размеров приблизительно 3 см (так называемая капиллярная трубка) до 8-9 см.
Трубу подают с барабана вверх к направляющему устройству для гибкой НКТ, известному под названием гусак, а с него - через инжектор вниз к скважине.
Гусак, как правило, состоит из направляющей дуги, служащей для изменения направления гибкой НКТ с наклонного, в котором она сматывается с барабана, на вертикальное направление, необходимое для спуска в скважину. Направляющая дуга снабжена рядом роликов, расположенных по длине трубы в целях уменьшения трения про прохождении гибкой НКТ вдоль направляющей дуги.
Гибкие НКТ обычно производятся из стального сплава и обладают большим весом и размерами, чем канат. Инжекторная головка необходима для заталкивания или спуска под давлением гибкой НКТ в скважину, а также для ее вытягивания из скважины по завершении внутрискважинных работ.
Стандартный инжектор состоит из пары бесконечных цепей, каждая из которых монтируется на паре цепных колес и имеет прямой участок, сцепляющийся с гибкой НКТ. Гибкая НКТ зажимается между цепями, которые оснащены гидравлическим приводом для заталкивания НКТ в нижнем направлении, или вытягивания в верхнем.
Другой тип инжектора предусматривает использование приводного шкива, по которому проходит гибкая НКТ, и ряда роликов, которые расположены вдоль дуги и прижимают гибкую НКТ к приводному шкиву. Этот тип инжектора известен в качестве используемого с гибкими НКТ малого диаметра, или капиллярным трубопроводом, имеющим диаметр порядка 1 см. Усилие натяжения, которое он может передать гибкой НКТ, составляет 5000 фунтов-силы (22 240 ньютонов) или больше. Этот тип инжектора позволяет одновременно как изменять направление или изгибать НКТ, так и передавать гибкой НКТ усилие.
Таким образом, гибкие НКТ, изготовленные из стали, и инжектор усиленного типа традиционно используются для введения гибких НКТ в скважину и их вытягивания в обратном направлении. Недавно были предложены гибкие НКТ из термопластичного материала. Эти гибкие трубы легче, чем стальные, а благодаря более высокой пластичности меньше подвержены усталостному изменению свойств в течение срока службы, включающего множество операций. Однако для работы с гибкими НКТ из термопластичного материала в отрасли продолжают использовать традиционные способы применения инжекторов, характерные для стальных НКТ.
Специально для производства внутрискважинных работ на шельфе было предложено выполнять их с использованием гибких НКТ, идущих от находящегося на плаву судна к подводной внутрискважинной стойке без помещения труб в традиционный райзер. Такая система была предложена под названием системы δ^ΙΡΤ. В этой системе гибкий райзер представлен наружной гибкой НКТ, при этом гибкую НКТ меньшего диаметра вводят через гибкий райзер в скважину для выполнения стандартных операций с гибкой НКТ. Внутренняя гибкая НКТ действует в качестве шланга для внутрискважинных работ. На судне предусматривается инжектор для спуска внутренней гибкой НКТ, при этом наружная НКТ служит в качестве направляющей для предотвращения смятия внутренней гибкой НКТ во время этого процесса. Этот инжектор используется также для вытягивания внутренней гибкой НКТ из скважины.
- 1 025400
Сущность изобретения
Согласно одному из аспектов изобретения предлагается способ проведения внутрискважинных работ в подводной скважине, имеющей устьевое оборудование на морском дне, в котором шланг для внутрискважинных работ пропускают в морской среде в нижнем направлении от барабана, установленного на судне на поверхности моря, в скважину через подводную стойку для внутрискважинных работ, установленную на устьевом оборудовании скважины на морском дне, при этом шланг для внутрискважинных работ находится под непосредственным воздействием окружающей морской среды между судном и верхней частью подводной стойки для внутрискважинных работ.
При таком способе шланг для внутрискважинных работ может быть извлечен из скважины при помощи шлангового барабана. Благодаря этому не требуется ни инжектор на судне, ни райзер или шлангопровод, ведущий на дно моря. Чтобы ввести шланг в скважину, можно использовать вес связки инструментов, и(или) дополнительное утяжеление, и(или) трактор. Альтернативно или дополнительно, может предусматриваться относительно маломощная приводная система, расположенная наверху подводной стойки для внутрискважинных работ и описанная в настоящей заявке. Отсутствие необходимости в установке инжектора усиленного типа на морском дне (такого как описанный выше инжектор с традиционным цепным приводом) является значительным преимуществом. Можно полагать, что очевидная необходимость в применении такого инжектора в подводной среде является одной из причин, по которым безрайзерные внутрискважинные работы с использованием гибких НКТ не находят применения в отрасли.
Указанный шланг предпочтительно имеет достаточную гибкость и слабину, чтобы обеспечить возможность ограниченных перемещений указанного судна под действием сил, создаваемых морем и ветром, не вызывающих движений нижней части шланга рядом с подводной стойкой для внутрискважинных работ.
Шланг предпочтительно извлекают из скважины без использования инжектора, вытягивая его из скважины при помощи шлангового барабана.
Согласно второму аспекту изобретения предлагается способ проведения внутрискважинных работ, в котором шланг для внутрискважинных работ пропускают от шлангового барабана в скважину, причем шланг извлекают из скважины без использования инжектора, вытягивая его из скважины при помощи шлангового барабана.
Авторы изобретения установили, что необходимость в использовании инжектора для создания тягового усилия при перемещении вверх отсутствует, поскольку оно может осуществляться путем вытягивания шланга непосредственно при помощи шлангового барабана. В этом заключается отличие от известных систем гибких НКТ, включающих колтюбинговые инжекторы для обеспечения всех тяговых усилий в таких системах. Следует отметить для ясности, что системы гибких НКТ снабжены барабаном для намотки гибких НКТ, который обеспечивает натяжение при спуске гибкой НКТ с гусака, достаточное только для того, чтобы контролировать намотку НКТ и предотвращать ее превращение в расслабленную пружину под действием остаточных изгибающих сил в стали. Этот барабан не используется для вытягивания трубы из скважины.
Приведенные ниже замечания относятся к любым аспектам описанного в настоящей заявке изобретения.
Предпочтительно использовать шланг, обладающий большей гибкостью и меньшим весом по сравнению с традиционными гибкими НКТ. Например, можно использовать неметаллические НКТ.
Материал шланга может представлять собой неметаллический материал, такой как пластмасса, например, термопластмасса. Материал шланга может быть полностью неметаллическим или иметь содержание металла, меньшее, чем 50, 40, 30, 20 или 10 объемных процентов. Поэтому он будет относительно легким по сравнению с традиционными гибкими НКТ, которые полностью выполняются из стали. Определенная степень содержания металла может быть желательна, например, для придания прочности или армирования, или для обеспечения электропроводящего пути, по которому внутри шланга может осуществляться гидравлическая и электрическая связь со связкой скважинных инструментов.
Таким образом, шланг может быть полностью или частично выполнен из пластмассы, например термопластмассы. Шланг, выполненный из пластмассы, с содержанием металла или без него, может включать волоконную арматуру. Например, шланг может быть изготовлен из лент, армированных волокном, которые вплавляются в лейнер из термопластичного материала. НКТ, пригодные для использования в качестве такого шланга, были предложены компанией АиЪогпе СотроШе ТиЪи1аг8 Β.ν. и названы трубами из композиционного термопластика (ТКТ). К другим примерам НКТ, которые могут использоваться в качестве шланга для внутрискважинных работ в настоящем изобретении, относятся трубы, предложенные компанией 1пр1ех СиЧот Ех1тибег8 ЬЬС и известные своим применением в скважинах при газлифтных эксплуатации.
Вследствие использования более легких материалов для изготовления шланга он будет иметь меньшую плотность. Учитывая, что шланг будет находиться в среде, насыщенной флюидами, в скважине (или в райзере, или в морской воде, как обсуждалось выше), материалы меньшей плотности могут иметь плотность, такую же или, возможно, меньшую, чем плотность флюида, окружающего шланг. Это будет
- 2 025400 способствовать процессу извлечения шланга из скважины при помощи шлангового барабана и без использования инжектора. В отличие от этого гибкие НКТ из стали значительно плотнее, чем флюиды, в которые они будут погружены, поэтому при извлечении шланга из скважины приходится преодолевать его вес.
Наружный диаметр шланга предпочтительно меньше или равен 5, 4, 3 или 2 см. Одно из предпочтительных значений наружного диаметра составляет 1 дюйм (2,5 см). Преимущество шлангов меньшего диаметра состоит в том, что для них можно использовать шланговый барабан и связанное с ним оборудование меньшего размера.
Вес связки инструментов, возможно, увеличенный за счет дополнительного утяжеления, можно использовать, чтобы спускать шланг для внутрискважинных работ в скважину. Для затаскивания шланга в скважину может использоваться трактор. Известно применение тракторов для этой цели в канатных системах, но, учитывая отсутствие какой-либо гидравлической связи с поверхностью, они снабжены электроприводом. При использовании шланга согласно настоящему изобретению гидравлическая связь доступна, поэтому трактор может быть снабжен гидравлическим приводом. Тракторы с гидравлическим приводом обычно дешевле электрических тракторов, поскольку снижаются требования к их конструкции, которая должна устранять риск искрения.
Обычно шланг проходит через сальник. В случае скважин с низким давлением, при доставке шланга в скважину вес шланга и утяжеление на его конце могут оказаться достаточными, чтобы протащить шланг через сальник. В скважинах с более высоким давлением сопротивление вводу шланга в скважину будет выше, при этом можно использовать приводную систему, такую как приводная система для спуска под давлением.
При использовании шланга с относительно небольшим наружным диаметром, например, с одним из диаметров, указанных выше, сопротивление вводу шланга в скважину через сальник будет меньшим. Это дает преимущество по сравнению с традиционными гибкими НКТ большего диаметра, которое состоит в том, что заталкивающее усилие любой приводной системы может быть относительно невелико.
В предпочтительном способе шланг проходит через уплотнение, которое герметически окружает шланг снаружи (например, сальник), при этом способ предусматривает использование приводной системы для проталкивания шланга через уплотнение (например, привод для спуска под давлением). В отличие от традиционных колтюбинговых инжекторов приводная система может быть маломощной. Толкающее усилие, обеспечиваемое приводной системой, может не превышать 20000 ньютонов.
Эта приводная система предпочтительно не изменяет направления и не изгибает шланг, в отличие от второго известного инжектора, описанного выше.
Приводная система может включать пару вращающихся элементов, таких как колеса или ролики, смещаемых друг к другу, с расположенным между ними шлангом.
Известные инжекторы, описанные выше, сцепляются с гибкой НКТ по значительной части ее длины, тогда как авторы изобретения установили, что для сцепления со шлангом может использоваться простая пара вращающихся элементов, которые обеспечивают необходимое толкающее усилие. Таким образом, приводная система может сцепляться со шлангом на участке его длины, меньшем 30 см, более предпочтительно - меньшем 20, 10 или 5 см. Приводная система может включать только одну пару вращающихся элементов, таких как колеса или ролики, смещаемых друг к другу, с расположенным между ними шлангом.
Вращающиеся элементы могут представлять собой колеса, ролики или другие подобные детали. Они предпочтительно имеют равный диаметр. Каждый вращающийся элемент может быть снабжен наружным пазом для введения шланга. Каждый паз может охватывать практически половину поперечного сечения шланга. Каждый паз может иметь частично круглое поперечное сечение с радиусом, равным или меньшим радиуса шланга.
В предпочтительном варианте осуществления вращающиеся элементы сцепляются друг с другом расположенными на внешней окружности первыми частями и сцепляются со шлангом расположенными на внешней окружности вторыми частями, при этом по меньшей мере одна из первых частей содержит материал, более мягкий, чем материал по меньшей одной из вторых частей.
Когда вращающиеся элементы смещаются друг к другу при перемещении шланга, более мягкий материал позволяет вращающимся осям соответствующих вращающихся элементов приближаться друг к другу, тогда как более твердый материал второй части препятствует этому приближению. Это позволяет расположенным на внешней окружности вторым частям прилагать к шлангу требуемое высокое усилие сцепления, обеспечивая надежную тягу.
Данный вращающийся элемент может иметь пару расположенных на внешней окружности первых частей, по одной с каждой стороны осевой линии расположенной на внешней окружности второй части, для сцепления со шлангом. Первые части обоих вращающихся элементов предпочтительно содержат более мягкий материал. Вторые части обоих вращающихся элементов предпочтительно содержат менее мягкий материал.
Чтобы смещать вращающиеся элементы друг к другу, может использоваться гидравлический цилиндр. Он обеспечивает необходимое смещающее усилие, а также может служить для разведения колес с
- 3 025400 переходом в резервный режим, когда не требуется ни заталкивающее, ни вытягивающее усилие.
По меньшей мере один из вращающихся элементов может приводиться в движение при помощи подходящего средства, такого как гидравлический двигатель. Второй вращающийся элемент может находиться в состоянии ожидания, т.е. вращаться под действием приводного элемента, а не собственного привода.
Шланг предпочтительно проходит вертикально между парой вращающихся элементов. Поэтому они смещаются друг к другу в горизонтальном направлении.
Приводная система предпочтительно включает направляющую для защиты от смятия, расположенную на скважинной стороне вращающихся элементов, по которой проходит шланг. Под направляющей для защиты от смятия может быть предусмотрен сальник, например, двойной сальник с двумя уплотнениями. Под сальником может предусматриваться лубрикатор.
Для измерения усилия, прикладываемого под действием перепада давления на кольцевом уплотнении (например, на сальнике), или веса шланга под кольцевым уплотнением, в зависимости от того, какая из этих величин больше, может применяться датчик нагрузки.
Датчик нагрузки позволяет следить за тем, чтобы вертикальная сила, воздействующая на шланг, не превышала определенного значения.
Предпочтительный способ включает направленное перемещение шланга от барабана к скважине, причем шланг направляется вниз в направлении скважины при помощи направляющего шкива. Направляющий шкив для шланга предпочтительно расположен выше, чем шланговый барабан.
Согласно третьему аспекту изобретения предлагается способ проведения внутрискважинных работ, в котором шланг для внутрискважинных работ пропускают от шлангового барабана к устьевому оборудованию скважины, включающий направленное перемещение шланга от барабана к устьевому оборудованию скважины, причем шланг направляют вниз к устьевому оборудованию скважины при помощи направляющего шкива. Шланг предпочтительно проходит через устьевое оборудование скважины в скважину.
Этот вариант отличается от известных направляющих систем для гибких НКТ, предусматривающих применение гусака, который принимает гибкую НКТ, идущую вверх непосредственно с барабана, и отклоняет ее в нижнем направлении к устьевому оборудованию скважины. Такие гусаки обычно имеют малую кривизну (большой радиус) с учетом жесткости стальных НКТ и представляют собой тяжелые и массивные компоненты. Благодаря использованию направляющего шкива для шланга в соответствии с третьим аспектом изобретения можно избежать применения такого тяжелого и массивного оборудования.
Такое устройство можно использовать в сочетании с первым или вторым аспектом изобретения.
Направляющий шкив может быть простым свободным, неприводным шкивом. Поэтому он может вращаться под действием шланга, не имея другого привода.
Шланг может практически вертикально проходить через направляющий шкив со стороны барабана. Это достигается за счет расположения барабана непосредственно под направляющим шкивом.
Шланг может идти от барабана к направляющему шкиву через промежуточный шкив. Направляющий шкив может представлять собой верхний шкив, а промежуточный шкив - нижний шкив. Промежуточный шкив может быть расположен непосредственно под направляющим шкивом. Это другой вариант, при котором шланг практически вертикально проходит через направляющий шкив со стороны барабана.
Таким образом, для направленного перемещения шланга можно использовать два шкива, первый, или промежуточный шкив, и второй, или направляющий шкив. Промежуточный шкив может располагаться на том же вертикальном уровне, что и шланговый барабан. Направляющий шкив расположен выше, чем барабан, и выполнен с возможностью направленного перемещения шланга в нижнем направлении в сторону устьевого оборудования скважины.
Благодаря тому, что шланг расположен таким образом, чтобы проходить через направляющий шкив со стороны барабана, натяжение в шланге в целом не передает горизонтальное усилие направляющему шкиву. Это дает преимущество, которое заключается в том, что конструкцию, поддерживающую направляющий шкив, такую как вышка на палубе судна, не нужно подвергать большой горизонтальной нагрузке, вызванной натяжением в шланге. Этот вариант отличается от традиционных опорных систем для гибких НКТ, предусматривающих применение гусака, где гибкая труба, проходящая через гусак со стороны барабана, имеет как горизонтальный, так и вертикальный участок, вследствие чего натяжение в шланге передает горизонтальную нагрузку опорной конструкции гусака. Горизонтальная нагрузка прикладывается в приподнятой части, при этом в некоторых случаях необходимо предусмотреть подпорку, чтобы противодействовать такой нагрузке. Таким образом, предпочтительные варианты конструкции позволяют использовать более легкое оборудование.
Способы проведения внутрискважинных работ, описанные выше в связи со вторым или третьим аспектами изобретения, могут применяться на наземных или морских установках для бурения нефтяных или газовых скважин.
В соответствии со вторым аспектом настоящего изобретения инжектор не используется для вытягивания шланга из скважины. Кроме того, как обсуждалось выше, для введения шланга в скважину при- 4 025400 водная система или не нужна, или требуется лишь относительно маломощная приводная система. Это позволяет предусмотреть, в связи с проведением внутрискважинных работ на шельфе, шланг для внутрискважинных работ, который идет от поверхности моря до дна моря без помещения в райзер (традиционный райзер или наружную гибкую НКТ, служащую в качестве гибкого райзера). Таким образом, предпочтительной способ согласно второму и третьему аспекту изобретения предусматривает проведение внутрискважинных работ на шельфе, при которых шланг для внутрискважинных работ подвергается непосредственному воздействию окружающей морской среды между поверхностью моря и верхней частью подводной стойки для внутрискважинных работ.
Первый аспект настоящего изобретения может использоваться в сочетании со вторым или третьим аспектом, или с ними обоими, вместе с различными описанными в настоящей заявке дополнительными признаками, или без них.
Шланговый барабан, который может использоваться в любом аспекте изобретения, может относиться к известному типу, применяемому для гибких НКТ, например, для так называемых капиллярных гибких труб малого диаметра. При необходимости шланговый барабан можно модифицировать для использования с более мощным электродвигателем, чтобы обеспечить достаточное вытягивающее усилие. Альтернативно, известный канатный барабан можно модифицировать, включив в него расположенное по центру вертлюжное соединение для шланга.
Герметичное вертлюжное соединение в центре барабана предпочтительно подключается к концу шланга, удаленному от скважины, т.е. к ближнему концу шланга, при этом способ предусматривает обеспечение герметичного потока флюида от невращающегося конца вертлюжного соединения к дальнему концу шланга, причем шланговый барабан вращается вокруг осевой линии вертлюжного соединения. К невращающемуся концу вертлюжного соединения может быть подключен насос, при этом способ может предусматривать обеспечение непрерывного потока флюида под давлением от насоса к дальнему концу шланга.
Как будет показано, существует возможность обеспечить проведение низкозатратных внутрискважинных работ как наземных, так и подводных. Предпочтительные варианты конструкции позволяют избежать применения инжектора усиленного типа, или гусака, или (в случае подводной скважины) защитного райзера (традиционного типа или состоящего из наружной гибкой НКТ) при проведении внутрискважинных работ. В отличие от канатных внутрискважинных работ, шланг для внутрискважинных работ может обеспечить гидравлическую связь с использованием менее дорогостоящего оборудования, которое также быстрее устанавливается и требует меньшего количества персонала по сравнению с обычным колтюбинговым оборудованием.
Настоящее изобретение в своих различных аспектах распространяется также на устройство для внутрискважинных работ и его компоненты, описанные в настоящей заявке.
Перечень чертежей
Некоторые предпочтительные варианты осуществления изобретения в его различных аспектах будут теперь описаны только в качестве примера со ссылкой на прилагаемые чертежи.
На фиг. 1 представлен общий вид системы для проведения внутрискважинных работ согласно настоящему изобретению.
На фиг. 2 представлен другой общий вид, изображающий систему для проведения внутрискважинных работ согласно настоящему изобретению, расположенную на борту находящегося на плаву судна.
На фиг. 3 представлен схематический вертикальный вид инжектора для шланга или приводной системы.
На фиг. 4 представлен частичный вертикальный вид сбоку приводной системы.
На фиг. 5 представлен увеличенный вид части колеса, показанного на фиг. 4.
На фиг. 6а представлен частичный вертикальный вид приводной системы в резервном режиме.
На фиг. 6Ь представлен вид, аналогичный изображенному на фиг. 6а, но без опорной рамы.
На фиг. 7а представлен частичный вертикальный вид приводной системы в рабочем режиме.
На фиг. 7Ь представлен вид, аналогичный изображенному на фиг. 7а, но без опорной рамы. Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
На фиг. 1 показана компоновка оборудования для внутрискважинных работ для устьевого оборудования скважины, расположенного на стационарной морской платформе, или наземной скважины. Устьевое оборудование скважины, таким образом, является сухим в том смысле, что оно не находится под водой и располагается или над морской поверхностью, или на земле.
На фиг. 1 изображен противовыбросовый превентор (ПВП) 2, опирающийся на палубу 4, расположенную над устьевым оборудованием скважины 8. Находящийся под палубой райзер 6 идет в нижнем направлении к устьевому оборудованию скважины. Устьевое оборудование скважины 8 поддерживает подвесной патрубок НКТ, а над устьевым оборудованием скважины предусмотрена фонтанная арматура
10. Между фонтанной арматурой 10 и райзером 6 располагается противовыбросовый превентор 12 со срезным уплотнением.
Над (ПВП) 2 на палубе 4 предусмотрена стойка 14 для внутрискважинных работ. Она состоит из лубрикатора 16 над (ПВП) 2, двойного сальника 18 над лубрикатором и приводной системы 20 для спус- 5 025400 ка под давлением над двойным сальником 18.
На барабане 24, который установлен на палубе 4, предусмотрен шланг 22 для внутрискважинных работ. Барабан включает тянущий механизм, который может также обеспечивать функцию противонатяжения. Тянущий механизм может относиться к любому типу, применяемому для канатных барабанов. Барабан включает также намоточный механизм и вертлюг высокого давления, которые известны и применяются для колтюбинговых барабанов при внутрискважинных работах.
На основание стойки 14 для внутрискважинных работ опирается нижний (или промежуточный) шкив 26, а над стойкой 14 для внутрискважинных работ верхний, направляющий шкив 28 подвешен на мачте, башенном кране или другом подобном устройстве. Стрелка 30 указывает на направленную вверх силу, создаваемую мачтой или другим подобным устройством. На опоре, создаваемой мачтой и т.д., также подвешена цепь 32, поддерживающая стойку 14 для внутрискважинных работ.
Шланг 22 идет в горизонтальном направлении от барабана 24 к нижнему шкиву 26, затем вертикально вверх к верхнему шкиву 28, который направляет его с поворотом на 180° так, чтобы шланг шел теперь вниз к устьевому оборудованию скважины. Поэтому вследствие натяжения, возникающего в шланге 22 между нижним шкивом 26 и верхним шкивом 28, а также в шланге между верхним шкивом и дальним концом шланга, только вертикально действующие силы прикладываются к шкиву 28, который поддерживается мачтой или другим подобным устройством, как показано стрелкой 30. Натяжение в шланге на его участке между барабаном 24 и нижним шкивом 26 прикладывает горизонтально действующую силу к нижнему шкиву 26. Поскольку последний поддерживается основанием стойки для внутрискважинных работ, можно избежать приложения больших горизонтально действующих сил наверху мачты или другого подобного устройства, которые возникают при использовании гусака в традиционных компоновках, применяемых для гибких НКТ. Таким образом, можно свести к минимуму или избежать необходимости использования подпорок или других сооружений для обеспечения реакции на такие горизонтально действующие силы.
От верхнего шкива 28 шланг 22 проходит вниз через приводную систему 20, сальник 18, лубрикатор 16, (ПВП) 2 к устьевому оборудованию скважины.
На фиг. 2 показана система, аналогичная системе, представленной на фиг. 1, и используются те же позиционные обозначения. Показанная система предназначена для проведения внутрискважинных работ на шельфе. В этом случае стойка 14 для внутрискважинных работ предусматривается на дне моря. Если рассматривать компоненты снизу вверх, начиная от морского дна 34, на чертеже представлены устьевое оборудование скважины и фонтанная арматура 8, интерфейс 10 фонтанной арматуры, противовыбросовый превентор 12, нижний лубрикаторный узел 36, имеющий функцию аварийного разъединения, лубрикаторная секция 38, противовыбросовый превентор 2 для шланга для внутрискважинных работ и интерфейсный соединитель 40 между противовыбросовым превентором 2 и приводной системой 20. Приводная система 20 и все расположенные ниже нее компоненты находятся под водой.
На поверхности моря находящееся на плаву однокорпусное судно 42 оснащено шахтой 44 для спуска и подъема оборудования, через которую шланг 22 для внутрискважинных работ проходит в вертикальном направлении. Шланг 22 для внутрискважинных работ подается с барабана 24, находящегося на палубе судна, через нижний шкив 26. Этот шкив крепится к конструкции судна. Над нижним шкивом 26 предусмотрен верхний шкив 28. Верхний шкив 28 поддерживается мачтой 46 судна 42 при помощи системы компенсации вертикальной качки 50. В варианте осуществления, представленном на фиг. 2, шланг 22 идет с судна 42 к узлу 14 для внутрискважинных работ, расположенному на дне моря 34, не находясь внутри райзера. Таким образом, это безрайзерная шланговая система для внутрискважинных работ. Шланг 22 находится под непосредственным воздействием окружающей морской среды и обеспечивает гидравлическое соединение от судна до нижнего конца шланга.
Теперь опишем более подробно приводную систему 20 со ссылкой на фиг. 3-7.
На фиг. 3 показана пара вращающихся элементов в виде колес 52, 54, поддерживаемых с возможностью вращения опорной рамой 56. Как видно из фиг. 4, для каждого колеса предусмотрен подшипниковый узел 78 на оси. Гидравлический цилиндр 58 предусмотрен для смещения колес друг к другу, а гидравлический двигатель 60 - для приведения в движение одного из колес 52. Между гидравлическим двигателем и колесом расположен отказоустойчивый тормоз 80, выполненный с возможностью отпускания под действием давления со стороны гидравлического двигателя. Опорная рама 56 шарнирно смонтирована на оси поворота 62 относительно опорного кронштейна 64, прикрепленного к двойному сальнику 66, который присоединен в точке 67 к верхней части лубрикатора 16. Между опорным кронштейном 64 и опорной рамой 56 предусмотрен датчик нагрузки 99, служащий для измерения нагрузки, прикладываемой под действием перепада давления на сальнике 66 или веса шланга под сальником 66, в зависимости от того, какая из этих двух величин больше.
Ниже колес 52, 54 предусмотрена направляющая 68 с защитой от смятия для шланга 22 (не показанного на фиг. 3), поддерживаемого опорным кронштейном.
Как показано на фиг. 4 и 5, колесо 52 имеет пару расположенных на внешней окружности первых частей 74 и 76, разнесенных друг от друга по оси. Между первыми частями 74, 76 предусмотрены расположенные на внешней окружности вторые части 70, образующие на ней кольцевой паз 72 для сцепления
- 6 025400 со шлангом 22 (не показан). Диаметр первых частей 74, 76 несколько больше, чем диаметр второй части 70. Первые части выполнены из материала, который мягче, чем материал, из которого выполнена вторая часть. Например, первые и вторые части могут быть выполнены из полиуретана различной твердости. Другое колесо 54 имеет конструкцию, аналогичную конструкции колеса 52.
Когда два колеса подталкиваются друг к другу под действием гидравлического цилиндра 58, их соответствующие первые части, имеющие большие диаметры, чем вторые части, приводятся в контакт, при этом материал первых частей сжимается. Энергия, обеспечиваемая гидравлическим двигателем 60, может, таким образом, передаваться от колеса 52 к колесу 54. По мере того, как материал первых частей сжимается и оси вращения колес сближаются, пазы 72 соответствующих колес прочно сцепляются с наружной поверхностью шланга 22. Более твердый материал вторых частей обеспечивает эффективный фрикционный зажим шланга 22, чтобы его можно было вводить в скважину через сальник 18. При этом, если в скважине имеется высокое давление, создающее перепад давления на сальнике, то приводная система 20 служит для обеспечения необходимого тягового или заталкивающего усилия.
Рабочий режим приводной системы 20 изображен на фиг. 7а и 7Ь (шланг 22 не показан).
На фиг. 6а и 6Ь показана приводная система 20 в резервном режиме с колесами 52 и 54, разведенными в стороны. Она может находиться в этом режиме, если давление в скважине низкое, при этом веса шланга, любой связки приборов и любых утяжелений на концах достаточно для превышения величины заталкивающего усилия. Она также может находиться в резервном режиме, когда шланг 22 вытягивают из скважины, поскольку необходимое усилие натяжения может обеспечиваться тянущим механизмом барабана 24 при поддержке давления в скважине, создающего направленную вверх силу, воздействующую на шланг.

Claims (18)

  1. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ
    1. Способ проведения внутрискважинных работ, в котором пропускают шланг для внутрискважинных работ от шлангового барабана в скважину, причем шланг извлекают из скважины без использования инжектора путем его вытягивания из скважины при помощи шлангового барабана, при этом шланг для внутрискважинных работ выполнен полностью неметаллическим или имеет содержание металла меньшее чем 50 об.%.
  2. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что шланг пропускают через уплотнение, которое герметически окружает шланг снаружи, при этом способ включает использование приводной системы для проталкивания шланга через уплотнение.
  3. 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что указанная приводная система включает пару вращающихся элементов, смещаемых друг к другу, между которыми располагают шланг.
  4. 4. Способ по п.3, отличающийся тем, что вращающиеся элементы имеют равный диаметр.
  5. 5. Способ по п.3 или 4, отличающийся тем, что каждый вращающийся элемент снабжен наружным пазом для введения шланга.
  6. 6. Способ по одному из пп.3-5, отличающийся тем, что вращающиеся элементы сцепляются друг с другом расположенными на внешней окружности первыми частями и сцепляются со шлангом расположенными на внешней окружности вторыми частями, при этом по меньшей мере одна из первых частей содержит материал, более мягкий, чем материал по меньшей мере одной из вторых частей.
  7. 7. Способ по любому из пп.3-6, отличающийся тем, что приводная система включает направляющую для защиты от смятия, расположенную на скважинной стороне вращающихся элементов, по которой проходит шланг.
  8. 8. Способ по любому из пп.2-7, отличающийся тем, что толкающее усилие, обеспечиваемое приводной системой, не превышает 20000 Н.
  9. 9. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что направляющий шкив для шланга располагают выше, чем шланговый барабан, и указанный шкив выполнен с возможностью направленного перемещения шланга в нижнем направлении в сторону устьевого оборудования скважины.
  10. 10. Способ по п.9, отличающийся тем, что направляющий шкив вращается под действием шланга, не имея другого привода.
  11. 11. Способ по п.9 или 10, отличающийся тем, что шланг пропускают, по существу, вертикально через направляющий шкив со стороны барабана.
  12. 12. Способ по одному из пп.9-11, отличающийся тем, что шланг пропускают от барабана к направляющему шкиву через промежуточный шкив.
  13. 13. Способ по п.12, отличающийся тем, что промежуточный шкив расположен под направляющим шкивом так, чтобы шланг проходил, по существу, вертикально от промежуточного шкива к направляющему шкиву.
  14. 14. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что скважина представляет собой подводную скважину, имеющую устьевое оборудование на морском дне, а шланговый барабан установлен на судне на морской поверхности; при этом шланг для внутрискважинных работ пропускают
    - 7 025400 в морской среде вниз от шлангового барабана в скважину через подводную стойку для внутрискважинных работ, установленную на устьевом оборудовании скважины на морском дне, и шланг для внутрискважинных работ находится под непосредственным воздействием окружающей морской среды между судном и верхней частью подводной стойки для внутрискважинных работ.
  15. 15. Способ по любому из пп.1-13, отличающийся тем, что проводят внутрискважинные работы на шельфе, при которых шланг для внутрискважинных работ подвергается непосредственному воздействию окружающей морской среды между поверхностью моря и верхней частью подводной стойки для внутрискважинных работ.
  16. 16. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что подключают герметичное вертлюжное соединение в центре барабана к ближнему концу шланга, при этом способ включает обеспечение герметичного потока флюида от невращающегося конца вертлюжного соединения к дальнему концу шланга, причем шланговый барабан вращается вокруг осевой линии вертлюжного соединения.
  17. 17. Способ по п.16, отличающийся тем, что подключают насос к невращающемуся концу вертлюжного соединения, при этом способ включает обеспечение непрерывного потока флюида под давлением от насоса к дальнему концу шланга.
  18. 18. Способ по любому из предшествующих пунктов, отличающийся тем, что шланг вводят в скважину, используя дополнительное утяжеление.
EA201390239A 2010-08-20 2011-08-22 Способ проведения внутрискважинных работ EA025400B1 (ru)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GBGB1014035.8A GB201014035D0 (en) 2010-08-20 2010-08-20 Well intervention
PCT/GB2011/051580 WO2012022987A2 (en) 2010-08-20 2011-08-22 Well intervention

Publications (2)

Publication Number Publication Date
EA201390239A1 EA201390239A1 (ru) 2013-08-30
EA025400B1 true EA025400B1 (ru) 2016-12-30

Family

ID=42984482

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
EA201390239A EA025400B1 (ru) 2010-08-20 2011-08-22 Способ проведения внутрискважинных работ

Country Status (14)

Country Link
US (1) US9022124B2 (ru)
EP (3) EP2606196B1 (ru)
CN (1) CN103261568A (ru)
AU (1) AU2011290505B9 (ru)
BR (1) BR112013003970B1 (ru)
CA (1) CA2808358C (ru)
CY (1) CY1118705T1 (ru)
DK (1) DK2606196T3 (ru)
EA (1) EA025400B1 (ru)
GB (1) GB201014035D0 (ru)
MX (3) MX2013001981A (ru)
MY (1) MY163356A (ru)
PL (1) PL2606196T3 (ru)
WO (1) WO2012022987A2 (ru)

Families Citing this family (10)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
GB201108693D0 (en) * 2011-05-24 2011-07-06 Paradigm B V Wireline apparatus
US20160069144A1 (en) * 2014-09-10 2016-03-10 Robert Hamilton ROSS Tubing-pulling systems
GB2548310A (en) * 2015-02-13 2017-09-13 Halliburton Energy Services Inc Real-time tracking and mitigating of bending fatigue in coiled tubing
GB2548531A (en) * 2015-02-13 2017-09-20 Halliburton Energy Services Inc Real-Time tracking of bending fatigue in coiled tubing
NO340973B1 (en) * 2015-12-22 2017-07-31 Aker Solutions As Subsea methane hydrate production
GB2546556B (en) 2016-01-25 2021-04-14 Quality Intervention Tech As Well access tool
US9822613B2 (en) * 2016-03-09 2017-11-21 Oceaneering International, Inc. System and method for riserless subsea well interventions
WO2018147846A1 (en) * 2017-02-08 2018-08-16 Halliburton Energy Services, Inc. Deploying micro-coiled tubing
CN107558940B (zh) * 2017-10-12 2019-08-09 中国海洋石油集团有限公司 一种深水油气田轻型修井装置及方法
NO344558B1 (en) 2017-11-12 2020-02-03 Coilhose As A method of well intervention.

Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2001061145A1 (en) * 2000-02-21 2001-08-23 Fmc Kongsberg Subsea As Intervention device for a subsea well, and method and cable for use with the device
WO2002020938A1 (en) * 2000-08-21 2002-03-14 Offshore & Marine As Intervention module for a well
WO2009141160A2 (en) * 2008-05-23 2009-11-26 Services Petroliers Schlumberger System and method for depth measurement and correction during subsea intervention operations
WO2010019675A2 (en) * 2008-08-13 2010-02-18 Schlumberger Technology Corporation Umbilical management system and method for subsea well intervention

Family Cites Families (57)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2013070A (en) * 1934-10-02 1935-09-03 Donald R Sheridan Oil well drilling apparatus
GB996063A (en) 1960-07-29 1965-06-23 Inst Francais Du Petrole Improvements in or relating to surface installations for manipulating the drill string in drilling bore holes
US3568767A (en) * 1969-01-23 1971-03-09 Lockheed Aircraft Corp Telescoping wireline lubricator
US3920076A (en) * 1972-10-25 1975-11-18 Otis Eng Co Method for inserting flexible pipe into wells
SU642472A1 (ru) 1977-10-18 1979-01-15 Всесоюзный нефтегазовый научно-исследовательский институт Устройство дл спуска кабел в скважину
CA1178533A (en) * 1981-02-23 1984-11-27 Roy R. Vann Apparatus for forcing tubular elements into and out of boreholes
SU1052437A1 (ru) 1981-05-13 1983-11-07 Предприятие П/Я А-1277 Подъемно-опускное устройство дл приборов с поплавковыми стабилизаторами
US4416329A (en) 1981-08-13 1983-11-22 Henlan, Inc. Oil well setup and pumping apparatus
SU1059149A1 (ru) 1981-09-21 1983-12-07 Волгоградский завод буровой техники Система управлени подводным противовыбросовым оборудованием
SU1154462A1 (ru) 1983-09-30 1985-05-07 Казахский политехнический институт им.В.И.Ленина Устройство дл осушени скважин
US4515211A (en) * 1983-11-25 1985-05-07 Petro Tool, Inc. Tool cable feeding system
GB8401315D0 (en) * 1984-01-18 1984-02-22 Graser J A Wireline apparatus
US4673041A (en) * 1984-10-22 1987-06-16 Otis Engineering Corporation Connector for well servicing system
GB8428633D0 (en) * 1984-11-13 1984-12-19 British Petroleum Co Plc Subsea wireline lubricator
FR2596875B1 (fr) * 1986-04-04 1988-12-30 Inst Francais Du Petrole Procede et dispositif pour effectuer des mesures caracterisant des formations geologiques, dans un forage horizontal realise depuis une voie souterraine
SU1385178A1 (ru) 1986-05-08 1988-03-30 Предприятие П/Я Р-6045 Устройство дл соединени гибкими кабел ми неподвижной части механизма с поворотной,вращающейс в ограниченных пределах относительно вертикальной оси
US4825953A (en) * 1988-02-01 1989-05-02 Otis Engineering Corporation Well servicing system
FR2631653B1 (fr) * 1988-05-19 1990-08-17 Schlumberger Prospection Procede pour introduire un outil dans un puits sous pression
US4899816A (en) * 1989-01-24 1990-02-13 Paul Mine Apparatus for guiding wireline
US4940095A (en) * 1989-01-27 1990-07-10 Dowell Schlumberger Incorporated Deployment/retrieval method and apparatus for well tools used with coiled tubing
US5088559A (en) * 1990-11-28 1992-02-18 Taliaferro William D Method and apparatus for running wireline and reeled tubing into a wellbore and stuffing box used in connection therewith
US5828003A (en) * 1996-01-29 1998-10-27 Dowell -- A Division of Schlumberger Technology Corporation Composite coiled tubing apparatus and methods
CA2250027A1 (en) * 1996-03-25 1997-10-02 Fiber Spar And Tube Corporation Infuser for composite spoolable pipe
US6923273B2 (en) 1997-10-27 2005-08-02 Halliburton Energy Services, Inc. Well system
US6202764B1 (en) * 1998-09-01 2001-03-20 Muriel Wayne Ables Straight line, pump through entry sub
US6189609B1 (en) * 1998-09-23 2001-02-20 Vita International, Inc. Gripper block for manipulating coil tubing in a well
US6148925A (en) * 1999-02-12 2000-11-21 Moore; Boyd B. Method of making a conductive downhole wire line system
RU2166057C2 (ru) 1999-03-09 2001-04-27 Волгоградский государственный технический университет Устройство для бурения скважин
US6247534B1 (en) * 1999-07-01 2001-06-19 Ctes, L.C. Wellbore cable system
US6352216B1 (en) * 2000-02-11 2002-03-05 Halliburton Energy Services, Inc. Coiled tubing handling system and methods
US6464003B2 (en) * 2000-05-18 2002-10-15 Western Well Tool, Inc. Gripper assembly for downhole tractors
US6491107B2 (en) 2000-11-29 2002-12-10 Rolligon Corporation Method and apparatus for running spooled tubing into a well
US6672394B2 (en) * 2001-06-19 2004-01-06 Heartland Rigs International, Llc Interchangeable coiled tubing support block and method of use
EP1540130B1 (en) * 2002-06-28 2015-01-14 Vetco Gray Scandinavia AS An assembly and a method for intervention of a subsea well
US6840337B2 (en) * 2002-08-28 2005-01-11 Halliburton Energy Services, Inc. Method and apparatus for removing cuttings
NO20024584A (no) 2002-09-24 2004-01-26 Statoil Asa Lastesystem for overføring av hydrokarboner
US7083004B2 (en) * 2002-10-17 2006-08-01 Itrec B.V. Cantilevered multi purpose tower and method for installing drilling equipment
US20040194963A1 (en) * 2003-03-05 2004-10-07 Torres Carlos A. Subsea well workover system and method
US7523765B2 (en) * 2004-02-27 2009-04-28 Fiberspar Corporation Fiber reinforced spoolable pipe
WO2006014417A2 (en) 2004-07-06 2006-02-09 The Charles Machine Works, Inc. Coiled tubing with dual member drill string
US7810555B2 (en) 2004-12-16 2010-10-12 Schlumberger Technology Corporation Injector apparatus and method of use
US7516798B2 (en) 2005-06-17 2009-04-14 Xtreme Coil Drilling Corp. Coiled tubing transport system and method
US7185708B2 (en) 2005-06-24 2007-03-06 Xtreme Coil Drilling Corp. Coiled tubing/top drive rig and method
EP1957746A1 (en) 2005-11-17 2008-08-20 Xtreme Coil Drilling Corporation Integrated top drive and coiled tubing injector
EA013376B1 (ru) 2006-02-03 2010-04-30 Эксонмобил Апстрим Рисерч Компани Способ эксплуатации скважины
CN101126304A (zh) * 2006-08-15 2008-02-20 天津市海恩海洋工程技术服务有限公司 一种隔水套管安装方法——沉管钻入法
US7753112B1 (en) * 2006-11-10 2010-07-13 Angel Petroleum Technologies LLC Fluid production system and method
US7845412B2 (en) * 2007-02-06 2010-12-07 Schlumberger Technology Corporation Pressure control with compliant guide
GB2456772A (en) * 2008-01-22 2009-07-29 Schlumberger Holdings Deployment of a dynamic seal in an intervention procedure
EP2176502A2 (en) 2007-07-27 2010-04-21 Expro AX-S Technology Limited Deployment system
GB0714880D0 (en) * 2007-07-31 2007-09-12 Expro North Sea Ltd Winch assembly
US7810574B2 (en) * 2008-03-03 2010-10-12 Stukey Gaylen R Submersible pump puller and method of use
CN201236627Y (zh) * 2008-08-08 2009-05-13 辽河石油勘探局 油田修井操作机
WO2010030190A2 (en) 2008-09-14 2010-03-18 Ziebel As Riserless deep water well intervention system
CA2683875C (en) * 2008-10-27 2015-08-25 David Brian Magnus Gripper block
GB2478497B (en) 2009-02-09 2013-10-23 Schlumberger Holdings System and method for well clean-up
US8733433B2 (en) * 2009-06-11 2014-05-27 Robert A. Coles Method and apparatus for performing continuous tubing operations

Patent Citations (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2001061145A1 (en) * 2000-02-21 2001-08-23 Fmc Kongsberg Subsea As Intervention device for a subsea well, and method and cable for use with the device
WO2002020938A1 (en) * 2000-08-21 2002-03-14 Offshore & Marine As Intervention module for a well
WO2009141160A2 (en) * 2008-05-23 2009-11-26 Services Petroliers Schlumberger System and method for depth measurement and correction during subsea intervention operations
WO2010019675A2 (en) * 2008-08-13 2010-02-18 Schlumberger Technology Corporation Umbilical management system and method for subsea well intervention

Also Published As

Publication number Publication date
MY163356A (en) 2017-09-15
EP3173572A2 (en) 2017-05-31
MX2013001981A (es) 2013-08-29
CA2808358A1 (en) 2012-02-23
AU2011290505A1 (en) 2013-04-04
EP3173572B1 (en) 2023-05-03
EA201390239A1 (ru) 2013-08-30
US20130199793A1 (en) 2013-08-08
AU2011290505B9 (en) 2015-03-26
EP2606196B1 (en) 2016-12-21
DK2606196T3 (en) 2017-03-20
EP3231982A1 (en) 2017-10-18
CN103261568A (zh) 2013-08-21
EP3173572A3 (en) 2017-10-11
CY1118705T1 (el) 2017-07-12
EP3231982B1 (en) 2023-05-03
MX365634B (es) 2019-06-10
PL2606196T3 (pl) 2017-07-31
WO2012022987A2 (en) 2012-02-23
CA2808358C (en) 2020-06-09
GB201014035D0 (en) 2010-10-06
US9022124B2 (en) 2015-05-05
EP2606196A2 (en) 2013-06-26
BR112013003970A2 (pt) 2016-07-12
AU2011290505B2 (en) 2015-03-05
WO2012022987A3 (en) 2012-05-31
BR112013003970B1 (pt) 2020-09-29
MX2019006682A (es) 2019-08-21

Similar Documents

Publication Publication Date Title
EA025400B1 (ru) Способ проведения внутрискважинных работ
CA2360966C (en) System with a compliant guide and method for inserting a coiled tubing into an oil well
US8262319B2 (en) Freestanding hybrid riser system and method of installation
US10597952B2 (en) Steel catenary riser top interface
GB2334049A (en) Heave compensating riser system
EA018320B1 (ru) Устройство для намотки труб
WO2019093904A1 (en) Flexible tube well intervention
AU2003204427B2 (en) A system for accessing oil wells with spoolable compliant guide and coiled tubing
NO20220840A1 (ru)
NO20150306A1 (en) Gravity Driven Coiled Tubing Intervention System

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): AM KG MD TJ TM

PD4A Registration of transfer of a eurasian patent in accordance with the succession in title