EP0854967B1 - Method and devices for making safe an oil well in the event of a defect in the hydraulic control line of its bottom safety valve - Google Patents
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- EP0854967B1 EP0854967B1 EP96916205A EP96916205A EP0854967B1 EP 0854967 B1 EP0854967 B1 EP 0854967B1 EP 96916205 A EP96916205 A EP 96916205A EP 96916205 A EP96916205 A EP 96916205A EP 0854967 B1 EP0854967 B1 EP 0854967B1
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Definitions
- the invention relates to a delivery method in safety of an oil well equipped with a valve bottom safety with hydraulic control line faulty. It extends to a special bottom valve of safety and various means of implementing the process: new command line, enhancement element of the wellhead, tools and methods of laying or removal of the new command line.
- shut-off valves bottom safety which are inserted in a receptacle sleeve housed in the production tube of the well at a few tens or hundreds of meters deep; the function of these valves is to stop automatically produce effluent if an incident occurs at the wellhead or downstream of it. They are hydraulically controlled upon opening from the surface and close automatically with a powerful spring as soon as a fall occurs hydraulic pressure on the control line, that this fall either controlled or accidental.
- This line of hydraulic control consists of a pressurized fluid that runs outside the tube production (between the latter and the external casing) and is connected, on the one hand, at the surface to a fluid supply, on the other hand, at the valve, to a channel which passes through the receptacle sleeve containing the valve for feed it.
- This type of system is now used in virtually all wells, including off shore eruptive wells.
- Another solution avoiding this extraordinary operation consists in "killing" the well, that is to say to reconstitute it entirely by balancing effluent pressure with mud, extracting the entire production tube and its equipment and by casing the well again (like a new well) with implementation of a new type command line traditional and a new safety valve, exactly as in a new well.
- This solution which then allows you to work according to safety standards, is extremely heavy and expensive.
- the present invention provides a solution news to restore safety to an oil well including the hydraulic control line is faulty, without have to kill the well and retub it.
- the objective of the invention is to equip the well with a new safety with hydraulic control independent of the line original order, respecting safety standards, and this, by implementing a procedure considerably lighter than the second solution mentioned above.
- one of the objects of the invention is to provide a new bottom safety valve, so-called special valve, as well as various equipment (new command line, installation tools and methods or to remove the new line of command) which allow the implementation of the safety targeted by the invention.
- the process according to the invention for restore an oil well equipped with a valve safety valve - said original valve - including the hydraulic control - said original line - is defective, consists in replacing the original valve with a special bottom valve comprising, along its axis and in the upper part, hydraulic connection means, to its periphery, means for isolating or sealing so waterproof the original command line, and in part low, a movable shutter member operable at closing by action of a fluid under pressure arriving axially by the hydraulic connection means, install inside the production tube, along the axis of it, a new command line hydraulic, called concentric control line, and connect said concentric control line to the means hydraulic connection of the special valve.
- the method of the invention makes it possible to provide the well with new bottom security, including the originality is to be ordered by an internal line at production tube, the original line being disused (line which passes through the receptacle sleeve and goes up towards the surface between the production tube and the casing external).
- the special valve isolates or shut off the arrival lights of this original line at through the receptacle sleeve.
- the special valve fills then exactly the same role as a safety valve traditional and allows operation of the well meets safety standards.
- the pusher is constituted by a section of tube sliding in the valve body and carried by the internal piston thanks to radial arms which make it integral with it.
- the hydraulic connection means comprising a connector male, mounted at the head of said socket and suitable for cooperate with a conjugate female connector integral with the hydraulic control line.
- the valve anchoring system can be a mechanical system of known type, comprising particular anchor dogs, a socket of locking dogs and a spring return the socket.
- the special bottom valve can be installed using a standard cable descent, equipped with means for attaching said valve and means for holding its shutter member in the open position. This procedure is well known to professionals to install a bottom safety valve in an oil well.
- the wellhead riser element is intended to be fixed on the suspension assembly of the tube production to allow, on the one hand, the maintenance control line mechanics concentric to inside the production tube, on the other hand, the hydraulic supply of this line.
- this riser element includes, in particular, a lateral channel fluid passage which will be used to supply the line, as well as retaining means which are arranged for present two positions: a retaining position where they maintain the command line, and a withdrawal position where they allow free passage central.
- Another object is to supply a new hydraulic control line, called concentric command line, called to be set place for operation (l) along the axis of the production tube to order the special safety valve previously defined.
- this line comprises, on the one hand, a plurality of sections, called common sections, intended to be placed end to end on along the axis of the production tube, on the other hand, a upper section intended to be disposed at the end upper of the current sections, finally a head system intended to be hung on the head extension element of well already mentioned.
- each running section of said line comprises, from top to bottom, a male connector, a first hollow connector holder at the upper end to which the male connector is attached, a first centering device arranged around the first connector holder for center it in the production tube of the well, a hydraulic connection tube secured to the end bottom of the first connector holder, a second connector holder hollow attached to the lower end of the hydraulic link, a second centralizer arranged around the second connector holder to center it in the tube well production, and a subject female connector at the lower end of the second connector holder.
- the upper section of the line has a tubular sleeve, a male connector and a connector female respectively subject to the upper end and at the lower end of said tubular sleeve, and at minus a centering device arranged around the tubular sleeve for center it in the production tube of the well.
- the line head system includes a suspension block adapted to be housed in the raising element, integral fastening means of the upper part of said suspension block for the purpose of its attachment by means of a fitting or removal tool, a socket extending downwards and secured under the suspension block to slide the sleeve tubular upper section, sealing means between socket and tubular sleeve, connecting means hydraulic connecting, through the block of suspension, said socket and the passage means of fluid from the riser, and fins from centering secured around the socket to center this in the production tube of the well.
- the male connector of each section of line is identical to special valve male connector and includes essentially a connector body provided with a nose penetration into a female connector and pierced longitudinally of a hydraulic passage, structures anchoring the connector nose in the female connector, a valve for closing the hydraulic passage, means elastic bands urging the valve towards its position closure, and a valve stem housed in the nose of the connector to push the valve back to the position when the male connector is connected in a female connector.
- the female connector of the line sections is conjugated with the male connector described above and includes a connector body provided with a housing for the nose of a male connector and pierced longitudinally with a hydraulic passage, a movable anchor in the transverse direction between a corresponding anchoring position locking of the male connector anchoring structures and an erasing position where it releases said anchoring structures, elastic means urging the anchoring member towards its anchoring position, a internal structure for erasing the anchoring member under the pressure of the nose of a male connector, a cam unlocking protruding from the periphery of the body connector to erase the organ anchoring and unlocking connectors under the effect pressure from a sliding surface around the connector, a valve for closing the passage hydraulic, elastic means biasing said valve to its closed position, and a stem valve housed in the body for operating the valve towards its open position when the male connector is anchored in the female connector.
- Such connectors male and female, are able to cooperate and lock to each other, by one touch, safe, automatic and waterproof. Before locking, they are closed by their valve or valve, which prevents pollution of sections of the line control (or the internal tube of the special valve) by the effluent present in the production tube. Their opening takes place at the end of locking and allows passage of control fluid.
- each female connector can be unlocked by external pressure from a surface on its unlocking cam.
- the installation of sections of line in the production tube can thus be ensured, section by section, using a lowering device with standard type cable, equipped with a laying tool provided such a female connector at the bottom.
- This connector female will be hooked on the male connector of the section of line in order to get off this one.
- a shear pin provided with the tool pose is sheared by threshing and releases a sleeve of unlocking equipping said fitting tool: this sleeve acts on the unlocking cam of the female connector of the installation tool and the latter, released, can be reassembled and rearmed with a new pin for setting in place for the next section.
- each section of line can be carried out by means of a device of descent to similar cable, equipped with a removal tool comprising a push tube.
- the latter will be used to unlock the line section to be removed, from lower section, by acting on the cam unlocking of its female connector (through section centralizers as will be better understood more far).
- the invention allows, by simple and usual operations for oil well professionals, to restore safety of an oil well by respecting the standards of security and execute all necessary procedures on the new installation, in particular the removal of the special bottom valve and that of the control line concentric when needed.
- the first operation of the process ( Figure 1), well known in itself to professionals, consists in equipping the wellhead 7 with an airlock 8 through which runs the cable of a standard lowering device 9. The tools necessary for operations to be performed.
- the original valve 6 is extracted from the well using a traditional fishing tool 10 (figure 2).
- the production tube 1 is then released and are installed successively in this one, like the shows diagrammatically in FIG. 3, a downhole plug 11 ("plug”), a classic bottom valve 12 in the closed position in the receptacle sleeve 5 of the original valve (this conventional valve 12 can be the original valve 6 itself after verification or a different valve of the same type) and, on the surface, a non-return valve 13 ("BPV: Back Pressure Valve ”) which is hung in the set of suspension 3.
- plug downhole plug 11
- a classic bottom valve 12 in the closed position in the receptacle sleeve 5 of the original valve
- BPV Back Pressure Valve
- FIG. 4 shows schematically the well thus freed from surface equipment.
- the production tube 1 is then released as shown in figure 8.
- the special safety valve (generally referenced at 15 in FIG. 9) can then be placed in the receptacle sleeve 5 which contained the original valve.
- the special valve, the installation operation of this (which is carried out using the cable lowering device 9) and the installation tool used will be detailed later.
- concentric command line (generally referenced in 16 in Figure 10).
- This line extends inside the production tube 1 along the axis of it and is hydraulically connected to a fluid inlet control 17 through the raising element 14.
- This line its installation (which is carried out using the cable lowering device 9) and the tools used will be detailed later.
- a classic pressure test is performed on the concentric command line to verify the correct operation of the special valve.
- the airlock 8 can then be removed. Well is again in a production situation with a bottom safety valve which guarantees operation according to safety standards.
- the special safety valve 15 is shown in detail in Figures 11 to 15.
- valve is shown in axial cut in closed position in the sleeve receptacle 5 (shown in broken lines).
- 5a the passage of fluid from the receptacle sleeve which supplied the original valve
- 5b the throat anchor with which the receptacle sleeve is fitted, with its lower stop shoulder 5c ("no-go").
- the valve is shown in axial section in position opening, the receptacle sleeve not being drawn.
- Said special valve includes a body of valve 18 of generally tubular shape, constituted so classic of several tubular parts subject to to each other; the upper part 18a of the body is fixed on the lower part 18b by screws shear 19 in order to allow, in a manner known in to unlock the valve when it is removed.
- a tubular slide 20 able to move longitudinally in the body between a low position (corresponding to the opening of the valve: figure 12) and a high position (corresponding to its closing: figure 11).
- This slide is called back to its position high by a return spring 21 and is controlled towards the bottom, as we will see, by the pressurization of the concentric command line 16.
- the valve body contains a movable shutter member constituted in the example by a valve 22 which is articulated on said body so as to ability to rotate between an open position where it is retracted to the side by the slide 20 ( Figure 12) and a closed position where said valve - released by raising of said slide block the valve body in applying against a seal carried by it.
- the valve 22 is returned to the closed position by a spring arranged around its axis of articulation.
- this shutter member well known in itself, may be of another type and in particular an organ with ball which ensures the obturation by a spherical part able to move longitudinally with rotation associated.
- the body contains a mechanical dog anchoring system which can be of any known type and which is intended, during the placing the valve in the production tube, anchor it in the receptacle sleeve 5.
- This anchoring system can in particular be of the type of that shown in FIGS. 11 and 12, comprising anchor dogs 23 movable radially to be able penetrate into the anchoring groove 5b of the receptacle sleeve, a dog locking socket 24, mounted sliding in the body and having a cam peripheral 24a adapted to be able to repel radially the dogs, and a return spring 25 urging the locking sleeve 24 upwards.
- the slide 20 defines a sealed volume 29 between its peripheral face and the face valve body internal (whose internal diameter is expanded for this purpose).
- This sealed volume, filled with oil, is delimited, in the upper part, by a seal 30 located at the interface between body and slide, and partly low, by a gasket 31 of the same diameter as the attached 30.
- the return spring 21 of the slide is disposed in the sealed volume 29, in support, on the one hand, against a stop piece 33 of the valve body, on the other hand, against an annular rib 34 of the slide, which projects into the sealed volume 29.
- This arrangement protects the spring 21 which is found in oil without contact with effluent.
- the valve further includes a piston internal 26 extending along the axis of its body tubular 18.
- the lower end 32 of the piston is profiled to reduce turbulence at the heart of the effluent called to flow through the valve.
- This piston 26, of small diameter relative to the internal diameter of the body bears to its part lower a pusher 27 consisting of a tube section arranged in the valve body so that it can slide in this one.
- This section of tube is secured to the piston internal 26 by radial arms 28 (in number example of two).
- This tubular pusher 27 is disposed above and in contact with the slide 20 so as to be able to repel said slide down when moving descending from the internal piston 26. In the absence of effort towards the bottom exerted on the piston, the pusher 27 leaves the slide free to go up under the action of its spring 21 (pushing back said pusher), causing the tilting of the valve 22 and the closing of the valve.
- the internal piston 26 slides in an axial sleeve 36 which is secured to the valve body by radial arms 37, in the example in number two. Seals 38 at the interface bush / piston allow telescopic movement tightness of the internal piston in the socket between a high position corresponding to the closing of the valve 22 (figure 11) and a low position corresponding to its opening (figure 12).
- the upper end of the socket axial is provided with an external thread 35.
- a connector male 39 is screwed onto the thread 35 of the axial sleeve 36.
- This male connector is adapted to cooperate with a conjugate female connector fitted to the control line concentric 16 for locking purposes automatic waterproof at the touch of a button connectors.
- FIG 15 shows an example of realization of such a male connector 39.
- the connector female conjugate will be presented in detail with reference to the figure 21 during the description of the command line concentric).
- This male connector includes a body of connector 40 produced in two pieces 40a, 40b, one screwed in the other, with interposition of a joint sealing 40c.
- the part 40a is itself screwed by its thread 35 on the end of the sleeve 36, however that, in contrast, the part 40b forms an elongated nose 41 intended to penetrate into a conjugate female connector.
- This nose has anchoring structures 42 in this connector female, in the example an annular rib having a conical access ramp 42a and a stop shoulder 42b.
- the pieces 40a, 40b forming the connector body are hollow and define a hydraulic passage for the ordered.
- a valve 43 is disposed in this passage hydraulic to close it when the male connector is not engaged with a female connector.
- a spring 44 resiliently biases the valve towards its closed position; the valve 43 is extended by rod 45 housed in the nose 41 in order to repel said flap to the open position when the connector male is connected in the female connector.
- the body 18 of the valve special door on its external face, two sets of seals 46 and 47, in particular of the type with rafters, which are arranged to position on one side and other from the passage of the fluid 5a from the receptacle sleeve when the valve is anchored therein. These toppings isolate the original command line which no longer has any effect.
- valve according to the invention includes or may include any other means known valves which are generally provided with bottom safety (in particular profile 48 for attaching the installation and removal tool, which can be seen in the figures 11 and 12 at the top of the valve body).
- Figures 16 and 17 show the wellhead riser element 14, which allows to subject and feed the command line concentric down to the special valve along the axis of the production tube.
- This enhancement element includes a body 49 called to be fixed on the suspension assembly 3.
- This body has holes on its lower underside threaded blinds (not visible) for screwing studs through the flange of the suspension assembly.
- the same fixing means are provided on the upper face of the body 49 for its attachment to the flange of the head well 7.
- the body 49 is provided with a central bore diameter at least equal to that of the production tube 1 (preferably equal to the bore of the well head 7) and a lateral channel 50 opening into said bore for the passage of control fluid.
- This channel is intended to be connected, in a conventional manner, with the inlet duct of the control fluid symbolized in 51.
- the body 49 is provided with means for restraint of the concentric command line (means of suspension of the suspension block which the latter comprises at its high end and which can be seen at 56 in Figure 16).
- These retaining means include, in the example, screws stop such as screws 52 and screws 53 arranged on two levels in the body. Each level includes at least three screws stop regularly distributed around the body (three screws 120 ° have been shown in Figures 16 and 17). Each screw crosses the body in order to protrude after tightening in the bore thereof by a stop end 52a, 53a; it can be erased by unscrewing. Sealing means such as rafter joints 54 provide watertightness along screws. At the end of tightening, a shoulder 55 achieves a metal / metal sealing.
- the two levels of stop screw are offset in height to be able to position themselves below and above the suspension block 56 in order to retain this one, while authorizing its rapid release during removing the command line.
- the concentric command line 16 called to hang on the extension element 14 is shown in Figures 18 to 23.
- This line consists of a system head shown in axial section in Figure 18, by a upper section shown in axial section in Figure 19 and by common sections as shown in section axial in Figure 20.
- the head system includes a block of suspension 56 already mentioned, suitable for accommodating in the raising element 14 in order to be retained by the screws stop 52 and 53 thereof.
- This block is endowed with its part upper of a hooking profile 57 intended to cooperate with combined means of a fitting or removal tool.
- This block is hollowed out with an internal channel blind 58 along its axis and a lateral channel 59 communication this internal channel 58 with the lateral channel 50 of the enhancement element.
- Two annular seals sealing such as 60 seal between two channels at the block / riser interface.
- the suspension block 56 carries a socket 61 which extends downwards and has fins centering such as 62 towards its lower end in order to center said socket in the production tube of the well.
- fins centering such as 62 towards its lower end in order to center said socket in the production tube of the well.
- three 120 ° fins are provided around the socket.
- the upper section of the line (figure 19) includes a tubular sleeve 63 of diameter adapted to be sliding in the socket 61.
- Means sealing such as seals 64 provide sealing to the interface between these elements.
- the length of the sleeve 63 is adjusted according to the height of the well production so that said sleeve, positioned above the common sections (of standardized length), enters the socket 61 at the end of setting up the line.
- the sleeve 63 has a male connector 65 identical to that already described for the special valve, to allow installation or removing the upper section.
- the sleeve 63 has a female connector 66 identical to those of current sections (described below) in order to be able to connect with the male connector of the current section of the below.
- centralizers 67 and 68 are sliding friction mounted around the sleeve 63 for center it in the production tube.
- the centralizer upper 67 will be pushed back by the sleeve 61 during the installation of the line to remain, through the play of friction, below the lower end thereof.
- the lower centering device 68 is similar to the centering device lower which equips each current section described below, in order to fulfill, in addition to the centering function, an unlocking function of the female connector of the section when removing the line.
- Each running section ( Figure 20) of standardized length for example of the order of seven meters, includes an upper male connector 69 (identical to that of the special valve) screwed to the upper end of a hollow connector holder 70.
- This connector holder 70 is provided with a centralizer 71 mounted at friction around it to be able to slide.
- This centering device can consist of a tubular element around which are welded three fins at 120 °. of the ring seals such as 72 at the connector holder / centering interface provide friction forces suitable to avoid spontaneous movement of the centering device in the absence of thrust force, while allowing such downward movement when subjected to a force of thrust when removing the section. Structures stop, such as shoulder 73, limit movement up the centering device and define its normal position when the line is in place.
- the connector holder 70 is screwed by its lower end in a hydraulic connection tube 74 which gives the section the standardized length desired.
- This tube 74 is itself screwed in the lower part on a hollow connector holder 75 similar to the previous one; this last door, at its other end, a connector female 76, screwed thereon.
- the connector holder 75 has a centering device 77 having fins similar to centering device 71 and mounted frictionally in the same way to be able, in case of pushed down, slide along the connector holder 75 and female connector 76.
- a shoulder upper 78 of the connector holder defines the position normal work of the centering device, while a shoulder stop 79 limits the downward movement of the centering device and defines a stop position corresponding to the unlocking the female connector 76.
- Figure 20 shows the centering device in its normal working position (high position).
- the detail figure 21 shows the centering device in its stop position for which its element tubular produces the unlocking of the female connector by pressing the cam to unlock it.
- FIG 22 is a detail axial section of the female connector 76, called to cooperate with the male connector 39 already described.
- This female connector includes a connector body 80 (made in two parts hollow like the male connector) which is provided with a interior housing for the nose of the male connector.
- a movable anchor member 81 is disposed in this housing to be able to cooperate with the anchoring structures of the male connector.
- This anchoring member 81 movable in the transverse direction, is biased towards its anchoring position by a spring 82 and has an erasing structure such as inclined ramp 81a which allows its erasure under thrust from the nose of the male connector. This can come and get in anchor position by simple pressure, its anchoring structure cooperating with the organ anchor 81 of the female connector; locking is carried out by means of a stop shoulder 81b which comprises the anchoring member.
- the anchor member 81 carries a release cam 83 slightly protruding from outside the body 80 in order to ensure an erasure of the anchoring member and its unlocking under the effect of the pressure of a surface on the cam. So the unlocking can be ensured automatically, when removal, through the cylindrical surface of the centering device 77 of the connector holder when said centralizer reaches its position low.
- the female connector 76 includes a valve 84 for closing its internal passage, associated with a spring 85 which biases it towards the position closing.
- This valve has a rod 86 which is called to cooperate with the valve stem 45 of the connector male to operate the valve to its position when the male connector is anchored in the female connector. So the connectors when they're are closed tightly and are capable of mechanically lock to each other, automatically, by simple pressure, to create a hydraulic passage continuous and waterproof.
- Figure 23 shows a connector male and female connector in the connected position.
- FIGs 24 to 27 illustrate the operation for fitting the special valve according to the invention.
- This operation is carried out, as already indicated in the general description of the process ( Figure 9), using a standard type cable lowering device which is equipped with a fitting tool 87 known per se.
- This known tool will not be described in detail: it is provided with means for hanging the valve (fingers 88 cooperating with the attachment profile 48 of the valve) and means of maintaining its shutter valve in the open position (tube sector 89 which extends the tool downwards: English "prong").
- This tube sector 89 has a section adapted to pass and slide in the space separating the two radial arms 28 of the valve special as shown in figure 26 (section at this level).
- the tubular part 90 of the tool which is called upon to move the socket 24 from the valve down during installation in order to release the anchor dogs 23, is shaped into two tube sectors 90a, 90b, to allow passage through the arms radials 37 of the special valve, as shown in the figure 27 (cut at this level).
- the pose 87 is a classic tool, especially with a shear pin (not visible) which is broken when of the pose.
- the valve installation operation is carried out according to a known procedure: the tool is hung on the valve, then introduced into airlock 8 and lowered into the well.
- the valve is in place in its receptacle sleeve 5 (valve placed on the "no-go" 5c of the receptacle sleeve, anchor dogs 23 located opposite the groove for anchoring said receptacle sleeve: FIG. 24), a hammering down the tool is operated to break the shear pin of it. Ways of the tool is released from the attachment profile of the valve, and the tool is released and can be reassembled (figure 25).
- Part 90 releases socket 24 which goes up under the action of its spring and locks the anchor dogs 23 in the anchoring groove 5b of the receptacle sleeve.
- sector 89 releases the shutter valve 22 which closes under the action of its spring.
- the installation tool shown in Figures 28 and 29 is called upon to equip the descent device to standard cable for laying a current section of line or the upper section.
- This tool which is shown in figure 28 in armed position, ready to enter a section, includes a hooking head 91 provided with a profile adapted for its attachment to the descent device, a mandrel 92 carrying in the lower part a female connector 93 of the type already described, and an unlocking sleeve 94 which is screwed into the head 91 and which carries the mandrel 92 by through a shear pin 95.
- the pin 95 shear allows the sleeve to unlocking 94 to move down from the mandrel 92: the tubular lower part 94a of this sleeve which is arranged around the female connector 93 then ensures the unlocking of this connector by pressing on its unlocking cam 83.
- Figure 30 shows the descent of a current section of line in the production tube at using the aforementioned tool, the section having been, on the surface, hooked and locked by its male connector to tool female connector.
- the female connector of the tool is unlocked by the descent of the sleeve 94 and the connector male from the line section is released.
- the tool can be reassembled ( Figure 32) and reset using a new shear pin for placement of the next stretch. This rearming, carried out on the surface, is operated after partially unscrewing the sleeve 94 by relative to the head 91 in order to release the pin hole.
- Figure 33 illustrates the installation of the command line head system, with a tool classic 96 which is attached to the attachment profile of the suspension block 56 of said system.
- the set is lowered to the cable until the socket 61 of the system engages around the tubular sleeve 63 of the section block and that block 56 comes into abutment with the screws lower stop 52 (previously projecting internal position).
- Stop screws upper 53 can be screwed to block the block suspension, and the setting tool can be released and reassembled in a classic way.
- Figures 34 and 35 show the tool which is to equip the cable device standard for depositing each section of line.
- This tool includes a hooking head 97 to the lowering device, a female connector 98 of the type mentioned above, secured under the hanging head 97, and a push tube 99 secured to said head 97 and passing around the female connector 98 with a light 99a at the level of the unlocking cam of this connector so to leave it free.
- the push tube 99 extends downward on a suitable length to be able to slide around a section of line and push back the centralizers of it up to the level of the connector release cam female of said section.
- the push tube 99 Towards its lower end, the push tube 99 has centering fins 100, in the example three in number at 120 °, in order to center the push tube in the production tube when it is descended into this one.
- Figure 36 illustrates the removal operation a section of line using the tool defined above.
- the tool is lowered to the cable until its push tube 99 starts around the line section. The descent is continued and the push-tube 99 pushes back downwards the centralizers 71 and 77 of the line section.
- the lower centering device 77 reaches its position of unlocking in which it clears the cam unlocking the female connector 76 of the section: this female connector is released from the male connector of the section lower line (or special valve for the last section), however in the upper part, the connector tool female 98 locks onto the male connector 69 located at the upper end of the line section.
- the removal tool can then be reassembled with the line section hooked under its connector female 98. On the surface, the line section is released and removed by pressing the cam of said female connector to through light 99a. The removal tool is then ready to extract another section of line.
- Figures 36 to 39 illustrate the removing the special valve, once its line has been removed concentric command as just described. This removal is carried out in a conventional manner using a recovery 101 fitted to the cable lowering device standard.
- This drafting tool has fingers hook 102 coming to cooperate with the profile hooking 48 of the valve.
- a threshing upwards by percussion is used to break the screws shear 19 of the special valve: the upper part 18a valve body is moved up (Figure 37) and causes the socket 24 for locking dogs which are released ( Figure 38).
- the valve can then be reassembled, its socket 24 driving the lower part 18b of the body valve.
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Description
L'invention concerne un procédé de remise en sécurité d'un puits pétrolier équipé d'une vanne de sécurité de fond dont la ligne de commande hydraulique est défaillante. Elle s'étend à une vanne de fond spéciale de remise en sécurité et à divers moyens de mise en oeuvre du procédé : nouvelle ligne de commande, élément de rehausse de la tête de puits, outils et procédés de pose ou de dépose de la nouvelle ligne de commande.The invention relates to a delivery method in safety of an oil well equipped with a valve bottom safety with hydraulic control line faulty. It extends to a special bottom valve of safety and various means of implementing the process: new command line, enhancement element of the wellhead, tools and methods of laying or removal of the new command line.
On sait que, pour des raisons de sécurité, les puits pétroliers sont généralement équipés de vannes de sécurité de fond qui sont insérées dans un manchon-réceptacle logé dans le tube de production du puits à quelques dizaines ou centaines de mètres de profondeur ; ces vannes ont pour fonction de permettre de stopper automatiquement la production d'effluent si un incident survient en tête de puits ou en aval de celles-ci. Elles sont commandées hydrauliquement à l'ouverture depuis la surface et se ferment automatiquement au moyen d'un puissant ressort de rappel dès l'apparition d'une chute de pression hydraulique sur la ligne de commande, que cette chute soit commandée ou accidentelle. Cette ligne de commande hydraulique est constituée par un conduit de fluide sous pression qui court à l'extérieur du tube de production (entre ce dernier et le tubage externe) et est raccordé, d'une part, en surface à une amenée de fluide, d'autre part, au niveau de la vanne, à un canal qui traverse le manchon-réceptacle contenant la vanne pour alimenter cette dernière. Ce type de système est maintenant utilisé dans pratiquement tous les puits, notamment les puits éruptifs off shore.We know that, for security reasons, oil wells are generally equipped with shut-off valves bottom safety which are inserted in a receptacle sleeve housed in the production tube of the well at a few tens or hundreds of meters deep; the function of these valves is to stop automatically produce effluent if an incident occurs at the wellhead or downstream of it. They are hydraulically controlled upon opening from the surface and close automatically with a powerful spring as soon as a fall occurs hydraulic pressure on the control line, that this fall either controlled or accidental. This line of hydraulic control consists of a pressurized fluid that runs outside the tube production (between the latter and the external casing) and is connected, on the one hand, at the surface to a fluid supply, on the other hand, at the valve, to a channel which passes through the receptacle sleeve containing the valve for feed it. This type of system is now used in virtually all wells, including off shore eruptive wells.
Il arrive que cette ligne de commande hydraulique présente des défauts (fuite, ligne bouchée ou cassée) : la vanne de sécurité ne peut plus alors être alimentée en fluide sous pression et ne joue plus son rôle ; elle reste généralement fermée sous l'action de son ressort et obture le passage de l'effluent.Sometimes this command line hydraulic system has faults (leak, blocked line or broken): the safety valve can no longer be supplied with pressurized fluid and no longer plays its role; it generally remains closed under the action of its comes out and closes the passage of the effluent.
Deux solutions s'offrent actuellement à l'exploitant pour pallier cette déficience. Il peut extraire la vanne de sécurité du tube de production (après mise en place d'un sas en tête de puits) et fermer ensuite la ligne de commande défectueuse en mettant en place dans le tube de production une chemise d'isolation dotée de garnitures d'étanchéité qui isolent l'arrivée du fluide de commande à travers le manchon-réceptacle. Le puits peut à nouveau fonctionner mais il se trouve alors en dehors des normes de sécurité puisqu'il n'est plus équipé d'une sécurité de fond. Une autre solution évitant ce fonctionnement hors norme consiste "à tuer" le puits, c'est-à-dire à le reconstituer entièrement en équilibrant la pression de l'effluent avec de la boue, en extrayant l'ensemble du tube de production et de ses équipements et en tubant à nouveau le puits (comme un puits neuf) avec mise en place d'une nouvelle ligne de commande de type traditionnel et d'une nouvelle vanne de sécurité, exactement comme dans un puits neuf. Cette solution qui permet ensuite de travailler selon les normes de sécurité, est extrêmement lourde et onéreuse.Two solutions are currently available to the operator to remedy this deficiency. he can extract the safety valve from the production tube (after installation of a well head airlock) and then close the faulty command line by setting up in the production tube an insulation jacket with seals which isolate the arrival of the control through the receptacle sleeve. The well can again operate but it is then outside the safety standards since it is no longer equipped with a background security. Another solution avoiding this extraordinary operation consists in "killing" the well, that is to say to reconstitute it entirely by balancing effluent pressure with mud, extracting the entire production tube and its equipment and by casing the well again (like a new well) with implementation of a new type command line traditional and a new safety valve, exactly as in a new well. This solution which then allows you to work according to safety standards, is extremely heavy and expensive.
Par ailleurs, il est proposé dans le brevet US 4,844,166 d'éviter de tuer le puits, en mettant en place un tube continu à l'intérieur du tube de production existant et en logeant les équipements nécessaires (vanne de sécurité, ligne de commande...) dans le volume annulaire situé autour de ce tube continu.Furthermore, it is proposed in the patent US 4,844,166 to avoid killing the well, by setting up a continuous tube inside the production tube existing and housing the necessary equipment (valve security, command line ...) in the annular volume located around this continuous tube.
La présente invention propose une solution nouvelle pour remettre en sécurité un puits pétrolier dont la ligne de commande hydraulique est défectueuse, sans avoir à tuer le puits et à le retuber. L'objectif de l'invention est d'équiper le puits d'une nouvelle sécurité de fond à commande hydraulique indépendante de la ligne de commande d'origine, en respectant les normes de sécurité, et ce, par mise en oeuvre d'une procédure considérablement plus légère que la deuxième solution précitée.The present invention provides a solution news to restore safety to an oil well including the hydraulic control line is faulty, without have to kill the well and retub it. The objective of the invention is to equip the well with a new safety with hydraulic control independent of the line original order, respecting safety standards, and this, by implementing a procedure considerably lighter than the second solution mentioned above.
A cet effet, un des objets de l'invention est de fournir une nouvelle vanne de sécurité de fond, dite vanne spéciale, ainsi que divers équipements (nouvelle ligne de commande, outils et procédés de pose ou de dépose de la nouvelle ligne de commande) qui permettent de mettre en oeuvre le procédé de remise en sécurité visé par l'invention.To this end, one of the objects of the invention is to provide a new bottom safety valve, so-called special valve, as well as various equipment (new command line, installation tools and methods or to remove the new line of command) which allow the implementation of the safety targeted by the invention.
De façon classique, on désignera par la suite (le terme anglais correspondant est indiqué entre parenthèses) :
- par "tube de production", le tube situé au centre du puits pour guider les effluents (tubing),
- par "manchon-réceptacle", le manchon qui est intercalé sur le tube de production pour recevoir la vanne de sécurité de fond (nipple),
- par "tubage externe", la gaine tubulaire située autour du tube de production pour l'isoler du terrain (casing),
- par "ensemble de suspension", la partie (hanger) située à l'extrémité supérieure du tube de production et du tubage externe et qui relie mécaniquement ces deux éléments (en anglais "spool" ou "tubing hanger"),
- par "tête de puits", le système de vannes et robinets qui équipe le puits au-dessus de l'ensemble de suspension (well head).
- "production tube" means the tube located in the center of the well to guide the effluents (tubing),
- by "receptacle sleeve", the sleeve which is interposed on the production tube to receive the bottom safety valve (nipple),
- by "external casing", the tubular sheath located around the production tube to isolate it from the ground (casing),
- "suspension assembly" means the part (hanger) situated at the upper end of the production tube and the external casing and which mechanically connects these two elements (in English "spool" or "tubing hanger"),
- by "wellhead", the system of valves and taps which equips the well above the suspension assembly (well head).
Le procédé conforme à l'invention pour remettre en sécurité un puits pétrolier équipé d'une vanne de sécurité de fond -dite vanne d'origine- dont la ligne de commande hydraulique -dite ligne d'origine- est défectueuse, consiste à remplacer la vanne d'origine par une vanne de fond spéciale comprenant, le long de son axe et en partie haute, des moyens de connexion hydraulique, à sa périphérie, des moyens pour isoler ou obturer de façon étanche la ligne de commande d'origine, et, en partie basse, un organe mobile d'obturation manoeuvrable à la fermeture par action d'un fluide sous pression arrivant axialement par les moyens de connexion hydraulique, à installer à l'intérieur du tube de production, le long de l'axe de celui-ci, une nouvelle ligne de commande hydraulique, dite ligne de commande concentrique, et à raccorder ladite ligne de commande concentrique aux moyens de connexion hydraulique de la vanne spéciale.The process according to the invention for restore an oil well equipped with a valve safety valve - said original valve - including the hydraulic control - said original line - is defective, consists in replacing the original valve with a special bottom valve comprising, along its axis and in the upper part, hydraulic connection means, to its periphery, means for isolating or sealing so waterproof the original command line, and in part low, a movable shutter member operable at closing by action of a fluid under pressure arriving axially by the hydraulic connection means, install inside the production tube, along the axis of it, a new command line hydraulic, called concentric control line, and connect said concentric control line to the means hydraulic connection of the special valve.
Ainsi, sans changer le tube de production et ses équipements, le procédé de l'invention permet de doter le puits d'une nouvelle sécurité de fond dont l'originalité est d'être commandée par une ligne interne au tube de production, la ligne d'origine étant désaffectée (ligne qui passe à travers le manchon-réceptacle et remonte vers la surface entre le tube de production et le tubage externe). Une fois en place, la vanne spéciale isole ou obture les lumières d'arrivée de cette ligne d'origine à travers le manchon-réceptacle. La vanne spéciale remplit alors exactement le même rôle qu'une vanne de sécurité traditionnelle et permet un fonctionnement du puits conforme aux normes de sécurité.So without changing the production tube and its equipment, the method of the invention makes it possible to provide the well with new bottom security, including the originality is to be ordered by an internal line at production tube, the original line being disused (line which passes through the receptacle sleeve and goes up towards the surface between the production tube and the casing external). Once in place, the special valve isolates or shut off the arrival lights of this original line at through the receptacle sleeve. The special valve fills then exactly the same role as a safety valve traditional and allows operation of the well meets safety standards.
La vanne de fond spéciale utilisée dans le procédé de l'invention comprend préférentiellement les moyens suivants :
- un corps de vanne de forme générale tubulaire,
- un organe mobile d'obturation (flapper) situé en partie basse dudit corps et sollicité vers sa position de fermeture,
- un coulisseau tubulaire (flow tube) agencé pour pouvoir coulisser longitudinalement à l'intérieur du corps de vanne en vue d'engendrer dans son mouvement descendant l'ouverture de l'organe d'obturation,
- des moyens élastiques de rappel agencés pour solliciter ledit coulisseau vers une position haute correspondant à la fermeture de l'organe d'obturation,
- un système d'ancrage situé en partie haute du corps de vanne et adapté pour assujettir celui-ci dans un manchon réceptacle logé dans le tube de production,
- des moyens d'étanchéité disposés sur la face externe du corps de vanne de façon à assurer une isolation de la ligne hydraulique de commande d'origine du tube de production.
- a valve body of generally tubular shape,
- a movable shutter member (flapper) located in the lower part of said body and urged towards its closed position,
- a tubular slide (flow tube) arranged to be able to slide longitudinally inside the valve body in order to generate in its downward movement the opening of the shutter member,
- elastic return means arranged to urge said slide towards a high position corresponding to the closing of the shutter member,
- an anchoring system located in the upper part of the valve body and adapted to secure it in a receptacle sleeve housed in the production tube,
- sealing means arranged on the external face of the valve body so as to insulate the original hydraulic control line from the production tube.
Ladite vanne spéciale se caractérise en ce qu'elle comprend, combinée aux moyens précédents :
- un piston interne s'étendant le long de l'axe du corps de vanne,
- un poussoir porté par la partie inférieure du piston interne et agencé dans le corps de vanne au-dessus et au contact du coulisseau de façon à pouvoir repousser ledit coulisseau vers le bas lors d'un déplacement descendant du piston interne,
- une douille axiale solidaire du corps de vanne et agencée le long de l'axe de celui-ci pour recevoir à coulissement la partie supérieure du piston interne,
- des moyens d'étanchéité entre piston interne et douille axiale,
- des moyens de connexion hydraulique de l'extrémité supérieure de la douille avec une ligne hydraulique de commande s'étendant à l'intérieur du tube de production.
- an internal piston extending along the axis of the valve body,
- a pusher carried by the lower part of the internal piston and arranged in the valve body above and in contact with the slide so as to be able to push said slide down during a downward movement of the internal piston,
- an axial sleeve integral with the valve body and arranged along the axis of the latter to slide the upper part of the internal piston,
- sealing means between the internal piston and the axial sleeve,
- means for hydraulic connection of the upper end of the sleeve with a hydraulic control line extending inside the production tube.
De préférence, le poussoir est constitué par un tronçon de tube coulissant dans le corps de vanne et porté par le piston interne grâce à des bras radiaux qui le rendent solidaire de celui-ci.Preferably, the pusher is constituted by a section of tube sliding in the valve body and carried by the internal piston thanks to radial arms which make it integral with it.
Selon un mode de réalisation préféré, les moyens de connexion hydraulique comprenant un connecteur mâle, monté en tête de ladite douille et adapté pour coopérer avec un connecteur femelle conjugué solidaire de la ligne hydraulique de commande.According to a preferred embodiment, the hydraulic connection means comprising a connector male, mounted at the head of said socket and suitable for cooperate with a conjugate female connector integral with the hydraulic control line.
Le système d'ancrage de la vanne peut être un système mécanique de type connu, comprenant en particulier des chiens d'ancrage, une douille de verrouillage des chiens et un ressort de rappel de la douille.The valve anchoring system can be a mechanical system of known type, comprising particular anchor dogs, a socket of locking dogs and a spring return the socket.
La procédure pour remplacer la vanne
d'origine par la vanne spéciale ci-dessus définie et pour
installer la ligne de commande concentrique comprend
avantageusement les opérations successives suivantes :
Une telle procédure respecte la règle de sécurité dite des trois barrières : lorsque la tête de puits est déposée, le puits est protégé par trois barrières de sécurité ; au fond du puits, par le bouchon ("plug") ; à une profondeur intermédiaire, par la vanne classique installée à titre provisoire à l'opération (d) ; en surface, par le clapet anti-retour ("BPV"). Les opérations (a)-(f), (h)-(j), (m), (n), sont des opérations classiques en elles-mêmes qui sont d'exécution rapide, sans difficulté, et font appel à des dispositifs classiques bien connus des professionnels des puits pétroliers. Les opérations (g) : mise en place de l'élément de rehausse, (k) : mise en place de la vanne de fond spéciale, et (l) : mise en place de la ligne de commande sont elles-mêmes d'exécution aisée comme on le comprendra mieux plus loin, de sorte que l'ensemble de la procédure de remise en sécurité peut être exécutée sans difficulté particulière par un personnel qualifié en quelques heures, et ce, dans le respect absolu des normes et règles de sécurité.Such a procedure respects the rule of three-barrier safety: when the head of well is deposited, the well is protected by three barriers of security ; at the bottom of the well, by the plug ("plug"); at an intermediate depth, by the classic valve temporarily installed in operation (d); in surface, by the non-return valve ("BPV"). The operations (a) - (f), (h) - (j), (m), (n), are classical operations in themselves which are of rapid execution, without difficulty, and use conventional devices well known to oil well professionals. The operations (g): installation of the raising element, (k): installation of the special bottom valve, and (l): setting up the command line are themselves of easy execution as will be understood better below, so the whole refitting procedure security can be performed without any particular difficulty by qualified personnel in a few hours, and this in full compliance with safety standards and rules.
En particulier, la vanne de fond spéciale peut être mise en place à l'aide d'un dispositif de descente au câble de type standard, équipé de moyens d'accrochage de ladite vanne et de moyens de maintien de son organe d'obturation en position ouverte. Cette procédure est bien connue des professionnels pour installer une vanne de sécurité de fond dans un puits pétrolier.In particular, the special bottom valve can be installed using a standard cable descent, equipped with means for attaching said valve and means for holding its shutter member in the open position. This procedure is well known to professionals to install a bottom safety valve in an oil well.
L'élément de rehausse de tête de puits est destiné à se fixer sur l'ensemble de suspension du tube de production en vue de permettre, d'une part, le maintien mécanique de la ligne de commande concentrique à l'intérieur du tube de production, d'autre part, l'alimentation hydraulique de cette ligne. A cet effet, cet élément de rehausse comporte, notamment, un canal latéral de passage de fluide qui servira à alimenter la ligne, ainsi que des moyens de retenue qui sont agencés pour présenter deux positions : une position de retenue où ils assurent le maintien de la ligne de commande, et une position de retrait où ils laissent libre le passage central.The wellhead riser element is intended to be fixed on the suspension assembly of the tube production to allow, on the one hand, the maintenance control line mechanics concentric to inside the production tube, on the other hand, the hydraulic supply of this line. To this end, this riser element includes, in particular, a lateral channel fluid passage which will be used to supply the line, as well as retaining means which are arranged for present two positions: a retaining position where they maintain the command line, and a withdrawal position where they allow free passage central.
Un autre objet est de fournir une nouvelle ligne de commande hydraulique, dite ligne de commande concentrique, appelée à être mise en place à l'opération (l) selon l'axe du tube de production pour commander la vanne spéciale de remise en sécurité précédemment définie. Selon l'invention, cette ligne comprend, d'une part, une pluralité de tronçons, dits tronçons courants, destinés à être disposés bout à bout le long de l'axe du tube de production, d'autre part, un tronçon supérieur destiné à être disposé à l'extrémité supérieure des tronçons courants, enfin un système de tête destiné à être accroché à l'élément de rehausse de tête de puits déjà évoqué.Another object is to supply a new hydraulic control line, called concentric command line, called to be set place for operation (l) along the axis of the production tube to order the special safety valve previously defined. According to the invention, this line comprises, on the one hand, a plurality of sections, called common sections, intended to be placed end to end on along the axis of the production tube, on the other hand, a upper section intended to be disposed at the end upper of the current sections, finally a head system intended to be hung on the head extension element of well already mentioned.
De préférence, chaque tronçon courant de ladite ligne comporte, de haut en bas, un connecteur mâle, un premier porte-connecteur creux à l'extrémité supérieure duquel est assujetti le connecteur mâle, un premier centreur agencé autour du premier porte-connecteur pour centrer celui-ci dans le tube de production du puits, un tube de liaison hydraulique assujetti à l'extrémité inférieure du premier porte-connecteur, un second porte-connecteur creux assujetti à l'extrémité basse du tube de liaison hydraulique, un second centreur agencé autour du second porte-connecteur pour centrer celui-ci dans le tube de production du puits, et un connecteur femelle assujetti à l'extrémité inférieure du second porte-connecteur.Preferably, each running section of said line comprises, from top to bottom, a male connector, a first hollow connector holder at the upper end to which the male connector is attached, a first centering device arranged around the first connector holder for center it in the production tube of the well, a hydraulic connection tube secured to the end bottom of the first connector holder, a second connector holder hollow attached to the lower end of the hydraulic link, a second centralizer arranged around the second connector holder to center it in the tube well production, and a subject female connector at the lower end of the second connector holder.
Le tronçon supérieur de la ligne comporte un manchon tubulaire, un connecteur mâle et un connecteur femelle respectivement assujettis à l'extrémité supérieure et à l'extrémité inférieure dudit manchon tubulaire, et au moins un centreur agencé autour du manchon tubulaire pour centrer celui-ci dans le tube de production du puits.The upper section of the line has a tubular sleeve, a male connector and a connector female respectively subject to the upper end and at the lower end of said tubular sleeve, and at minus a centering device arranged around the tubular sleeve for center it in the production tube of the well.
Enfin, le système de tête de la ligne comporte un bloc de suspension adapté pour se loger dans l'élément de rehausse, des moyens d'accrochage solidaires de la partie supérieure dudit bloc de suspension en vue de son accrochage au moyen d'un outil de pose ou de dépose, une douille s'étendant vers le bas et assujettie sous le bloc de suspension pour recevoir à coulissement le manchon tubulaire du tronçon supérieur, des moyens d'étanchéité entre douille et manchon tubulaire, des moyens de liaison hydraulique mettant en communication, à travers le bloc de suspension, ladite douille et les moyens de passage de fluide de l'élément de rehausse, et des ailettes de centrage solidarisées autour de la douille pour centrer celle-ci dans le tube de production du puits.Finally, the line head system includes a suspension block adapted to be housed in the raising element, integral fastening means of the upper part of said suspension block for the purpose of its attachment by means of a fitting or removal tool, a socket extending downwards and secured under the suspension block to slide the sleeve tubular upper section, sealing means between socket and tubular sleeve, connecting means hydraulic connecting, through the block of suspension, said socket and the passage means of fluid from the riser, and fins from centering secured around the socket to center this in the production tube of the well.
Selon d'autres caractéristiques le connecteur mâle de chaque tronçon de ligne (tronçons courants ou tronçon supérieur) est identique au connecteur mâle de la vanne spéciale et comprend essentiellement un corps de connecteur pourvu d'un nez de pénétration dans un connecteur femelle et percé longitudinalement d'un passage hydraulique, des structures d'ancrage du nez de connecteur dans le connecteur femelle, un clapet de fermeture du passage hydraulique, des moyens élastiques sollicitant le clapet vers sa position de fermeture, et une tige de clapet logée dans le nez du connecteur en vue de repousser le clapet vers la position d'ouverture lorsque le connecteur mâle est connecté dans un connecteur femelle.According to other characteristics the male connector of each section of line (current sections or upper section) is identical to special valve male connector and includes essentially a connector body provided with a nose penetration into a female connector and pierced longitudinally of a hydraulic passage, structures anchoring the connector nose in the female connector, a valve for closing the hydraulic passage, means elastic bands urging the valve towards its position closure, and a valve stem housed in the nose of the connector to push the valve back to the position when the male connector is connected in a female connector.
Le connecteur femelle des tronçons de ligne est conjugué du connecteur mâle ci-dessus décrit et comprend un corps de connecteur pourvu d'un logement pour le nez d'un connecteur mâle et percé longitudinalement d'un passage hydraulique, un organe d'ancrage mobile dans le sens transversal entre une position d'ancrage correspondant au verrouillage des structures d'ancrage du connecteur mâle et une position d'effacement où il libère lesdites structures d'ancrage, des moyens élastiques sollicitant l'organe d'ancrage vers sa position d'ancrage, une structure intérieure d'effacement de l'organe d'ancrage sous la pression du nez d'un connecteur mâle, une came de déverrouillage faisant saillie à la périphérie du corps de connecteur en vue d'assurer l'effacement de l'organe d'ancrage et le déverrouillage des connecteurs sous l'effet de la pression d'une surface coulissant autour du connecteur, une soupape de fermeture du passage hydraulique, des moyens élastiques sollicitant ladite soupape vers sa position de fermeture, et une tige de soupape logée dans le corps en vue de manoeuvrer la soupape vers sa position d'ouverture lorsque le connecteur mâle est ancré dans le connecteur femelle.The female connector of the line sections is conjugated with the male connector described above and includes a connector body provided with a housing for the nose of a male connector and pierced longitudinally with a hydraulic passage, a movable anchor in the transverse direction between a corresponding anchoring position locking of the male connector anchoring structures and an erasing position where it releases said anchoring structures, elastic means urging the anchoring member towards its anchoring position, a internal structure for erasing the anchoring member under the pressure of the nose of a male connector, a cam unlocking protruding from the periphery of the body connector to erase the organ anchoring and unlocking connectors under the effect pressure from a sliding surface around the connector, a valve for closing the passage hydraulic, elastic means biasing said valve to its closed position, and a stem valve housed in the body for operating the valve towards its open position when the male connector is anchored in the female connector.
De tels connecteurs, mâle et femelle, sont aptes à coopérer et à se verrouiller l'un à l'autre, par simple pression, de façon sûre, automatique et étanche. Avant verrouillage, ils sont obturés par leur soupape ou clapet, ce qui évite une pollution des tronçons de la ligne de commande (ou du tube interne de la vanne spéciale) par l'effluent présent dans le tube de production. Leur ouverture s'opère en fin de verrouillage et permet le passage du fluide de commande.Such connectors, male and female, are able to cooperate and lock to each other, by one touch, safe, automatic and waterproof. Before locking, they are closed by their valve or valve, which prevents pollution of sections of the line control (or the internal tube of the special valve) by the effluent present in the production tube. Their opening takes place at the end of locking and allows passage of control fluid.
De plus, chaque connecteur femelle peut être déverrouillé par la pression externe d'une surface sur sa came de déverrouillage. L'installation des tronçons de ligne dans le tube de production peut ainsi être assurée, tronçon par tronçon, à l'aide d'un dispositif de descente au câble de type standard, équipé d'un outil de pose pourvu d'un tel connecteur femelle en partie basse. Ce connecteur femelle sera accroché sur le connecteur mâle du tronçon de ligne en vue de descendre celui-ci. En fin de descente, après verrouillage du connecteur femelle dudit tronçon sur le connecteur mâle du tronçon inférieur déjà en place (ou de la vanne spéciale pour le premier tronçon mis en place), une goupille de cisaillement dont est pourvu l'outil de pose est cisaillée par battage et libère un manchon de déverrouillage équipant ledit outil de pose : ce manchon agit sur la came de déverrouillage du connecteur femelle de l'outil de pose et ce dernier, libéré, peut être remonté et réarmé au moyen d'une nouvelle goupille en vue de la mise en place du tronçon suivant.In addition, each female connector can be unlocked by external pressure from a surface on its unlocking cam. The installation of sections of line in the production tube can thus be ensured, section by section, using a lowering device with standard type cable, equipped with a laying tool provided such a female connector at the bottom. This connector female will be hooked on the male connector of the section of line in order to get off this one. At the end of the descent, after locking the female connector of said section on the male connector of the lower section already in place (or the special valve for the first section installed), a shear pin provided with the tool pose is sheared by threshing and releases a sleeve of unlocking equipping said fitting tool: this sleeve acts on the unlocking cam of the female connector of the installation tool and the latter, released, can be reassembled and rearmed with a new pin for setting in place for the next section.
Par ailleurs, la dépose de chaque tronçon de ligne peut être effectué au moyen d'un dispositif de descente au câble similaire, équipé d'un outil de dépose comportant un tube-poussoir. Ce dernier servira à déverrouiller le tronçon de ligne qui est à déposer, du tronçon inférieur, en agissant sur la came de déverrouillage de son connecteur femelle (par l'entremise des centreurs du tronçon comme on le comprendra mieux plus loin).In addition, the removal of each section of line can be carried out by means of a device of descent to similar cable, equipped with a removal tool comprising a push tube. The latter will be used to unlock the line section to be removed, from lower section, by acting on the cam unlocking of its female connector (through section centralizers as will be better understood more far).
Ainsi, l'invention permet, par des opérations simples et de type habituel pour les professionnels des puits pétroliers, de remettre en sécurité un puits pétrolier en respectant les normes de sécurité et d'exécuter toutes les procédures nécessaires sur la nouvelle installation, en particulier la dépose de la vanne spéciale de fond et celle de la ligne de commande concentrique en cas de besoin.Thus, the invention allows, by simple and usual operations for oil well professionals, to restore safety of an oil well by respecting the standards of security and execute all necessary procedures on the new installation, in particular the removal of the special bottom valve and that of the control line concentric when needed.
D'autres caractéristiques, buts et avantages de l'invention se dégageront de la description qui suit, en référence aux dessins annexés, qui en présentent, à titre non limitatif, un exemple de réalisation ; sur ces dessins :
- les figures 1 à 10 sont des schémas illustrant les diverses phases du procédé conforme à l'invention de remise en sécurité d'un puits pétrolier,
- les figures 11 et 12 sont des coupes axiales d'une vanne de fond spéciale conforme à l'invention, respectivement en position fermée et en position ouverte,
- les figures 13 et 14 sont des coupes transversales de ladite vanne spéciale par des plans A et B,
- la figure 15 est une vue de détail, en coupe axiale, du connecteur mâle équipant ladite vanne spéciale,
- la figure 16 est une coupe axiale d'un élément de rehausse de tête de puits, fixé sur l'ensemble de suspension du puits, le système de tête de la ligne de commande hydraulique étant représenté en place dans ledit élément de rehausse,
- la figure 17 est une coupe transversale par un plan C de l'ensemble représenté à la figure 16,
- les figures 18, 19 et 20 sont des coupes axiales respectivement du système de tête, du tronçon supérieur, et d'un tronçon courant d'une ligne de commande concentrique conforme à l'invention,
- la figure 21 est une vue de détail en coupe d'un tronçon courant en position de déverrouillage,
- la figure 22 est une vue de détail en coupe axiale du connecteur femelle équipant les tronçons de la ligne,
- la figure 23 est une vue de détail en coupe axiale montrant un connecteur femelle et un connecteur mâle accouplés et verrouillés,
- les figures 24 et 25 illustrent l'opération de mise en place de la vanne spéciale dans le manchon-réceptacle du puits, au moyen d'un outil de pose,
- les figures 26 et 27 sont des coupes transversales par des plans D et E de la vanne spéciale et de l'outil de pose dans la position de la figure 24,
- les figures 28 et 29 sont des vues de détail en coupe d'un outil de pose de ligne de commande concentrique, respectivement en position armée et en position déverrouillée,
- les figures 30, 31 et 32 illustrent les opérations de pose d'un tronçon de ligne de commande dans le tube de production du puits,
- la figure 33 illustre la pose du système de tête de ladite ligne de commande concentrique,
- la figure 34 est une coupe axiale d'un outil de dépose d'un tronçon de ligne de commande concentrique, et la figure 35 en est une coupe par un plan transversal F,
- la figure 36 illustre l'opération de dépose d'un tronçon de ligne de commande concentrique,
- enfin, les figures 37, 38, 39 et 40 illustrent les opérations de dépose d'une vanne spéciale conforme à l'invention.
- FIGS. 1 to 10 are diagrams illustrating the various phases of the process according to the invention for restoring an oil well,
- FIGS. 11 and 12 are axial sections of a special bottom valve according to the invention, respectively in the closed position and in the open position,
- FIGS. 13 and 14 are cross sections of said special valve by planes A and B,
- FIG. 15 is a detail view, in axial section, of the male connector fitted to said special valve,
- FIG. 16 is an axial section of a well head raising element, fixed to the suspension assembly of the well, the head system of the hydraulic control line being represented in place in said raising element,
- FIG. 17 is a cross section through a plane C of the assembly shown in FIG. 16,
- FIGS. 18, 19 and 20 are axial sections respectively of the head system, of the upper section, and of a current section of a concentric control line according to the invention,
- FIG. 21 is a detailed view in section of a current section in the unlocked position,
- FIG. 22 is a detail view in axial section of the female connector fitted to the sections of the line,
- FIG. 23 is a detail view in axial section showing a female connector and a male connector coupled and locked,
- FIGS. 24 and 25 illustrate the operation of placing the special valve in the sleeve-receptacle of the well, by means of a setting tool,
- FIGS. 26 and 27 are cross sections through planes D and E of the special valve and of the setting tool in the position of FIG. 24,
- FIGS. 28 and 29 are detailed sectional views of a concentric control line fitting tool, respectively in the armed position and in the unlocked position,
- FIGS. 30, 31 and 32 illustrate the operations of laying a section of control line in the production tube of the well,
- FIG. 33 illustrates the installation of the head system of said concentric control line,
- FIG. 34 is an axial section through a tool for removing a section of concentric control line, and FIG. 35 is a section through a transverse plane F,
- FIG. 36 illustrates the operation of removing a section of concentric control line,
- finally, FIGS. 37, 38, 39 and 40 illustrate the operations for removing a special valve according to the invention.
Pour éviter d'alourdir la description, les éléments ou opérations qui sont déjà bien connus de l'homme du métier seront évoqués mais non décrits en détail ; de plus, la terminologie anglaise étant le plus souvent utilisée dans ce secteur, on a donné pour certaines expressions le terme anglais correspondant entre guillemets afin de faciliter la compréhension par l'homme de l'art.To avoid adding to the description, the elements or operations which are already well known to man of the trade will be mentioned but not described in detail; of more, English terminology being most often used in this sector, we gave for some expressions the corresponding English term in quotes in order to facilitate human understanding of the art.
Le procédé illustré aux figures 1 à 10 est
destiné à assurer la remise en sécurité d'un puits
pétrolier équipé d'une vanne classique de sécurité de fond
dont la ligne hydraulique de commande est en panne. On a
référencé sur ces figures en 1 le tube de production, en 2
le tubage externe, en 3 l'ensemble de suspension ("spool"
ou "tubing hanger"), en 4 la ligne hydraulique d'origine
déficiente qui traverse l'ensemble 3, passe entre le tubage
externe et le tube de production et traverse le manchon-réceptacle
référencé en 5 pour aboutir à la vanne classique
de fond référencée en 6, et en 7 le système classique de
vannes et robinets, désigné tête de puits.The process illustrated in Figures 1 to 10 is
intended to ensure the safety of a well
tanker equipped with a classic bottom safety valve
whose hydraulic control line has broken down. We have
referenced in these figures in 1 the production tube, in 2
the external casing, in 3 the suspension assembly ("spool"
or "tubing hanger"), in 4 the original hydraulic line
deficient which crosses the
La première opération du procédé
(figure 1), bien connue en elle-même des professionnels,
consiste à équiper la tête de puits 7 d'un sas 8 à travers
lequel passe le câble d'un dispositif de descente standard
9. A ce câble sont suspendus les outils nécessaires aux
opérations à exécuter.The first operation of the process
(Figure 1), well known in itself to professionals,
consists in equipping the
La vanne d'origine 6 est extraite du puits au moyen d'un outil de repêchage traditionnel 10 (figure 2).The original valve 6 is extracted from the well using a traditional fishing tool 10 (figure 2).
Le tube de production 1 est alors libéré et
sont installés successivement dans celui-ci, comme le
schématise la figure 3, un bouchon de fond de puits 11
("plug"), une vanne de fond classique 12 en position fermée
dans le manchon-réceptacle 5 de la vanne d'origine (cette
vanne classique 12 peut être la vanne d'origine 6 elle-même
après vérification ou une vanne différente du même type)
et, en surface, un clapet anti-retour 13 ("BPV : Back
Pressure Valve") qui est accroché dans l'ensemble de
suspension 3. Ces opérations et les outils correspondants
sont classiques.The production tube 1 is then released and
are installed successively in this one, like the
shows diagrammatically in FIG. 3, a downhole plug 11
("plug"), a
A l'issue de ces opérations, le puits se
trouve équipé de trois barrières de sécurité, bouchon 11,
vanne fermée 12 et clapet 13, de sorte qu'il est possible
de démonter la tête de puits 7 en respectant les normes de
sécurité. La figure 4 schématise le puits ainsi libéré des
équipements de surface.At the end of these operations, the well will
found fitted with three safety barriers, plug 11,
On met alors en place un élément 14 de
rehausse de tête de puits (figure 5) qui permettra
ultérieurement d'assujettir et d'alimenter la nouvelle
ligne de commande hydraulique. Cet élément de rehausse 14
qui sera décrit en détail plus loin, est fixé sur
l'ensemble de suspension 3 par des goujons qui traversent
la bride dudit ensemble (bride servant classiquement à
fixer sur celui-ci la tête de puits).We then set up an
La tête de puits 7 et le sas 8 sont ensuite
remis en place comme l'illustre la figure 6. La tête de
puits est fixée par des goujons sur l'élément de
rehausse 14.The
La tête de puits étant à nouveau en place,
il est possible de déposer le clapet anti-retour 13, puis
d'extraire la vanne de fond classique 12 ainsi que le
bouchon de fond 11, comme l'illustre la figure 7. Ces
opérations sont classiques et sont exécutées au moyen
d'outils classiques.With the wellhead back in place,
it is possible to remove the
Le tube de production 1 est alors libéré comme le montre la figure 8.The production tube 1 is then released as shown in figure 8.
La vanne spéciale de remise en sécurité
(globalement référencée en 15 à la figure 9) peut alors
être mise en place dans le manchon-réceptacle 5 qui
contenait la vanne d'origine. La vanne spéciale,
l'opération de pose de celle-ci (qui s'effectue à l'aide du
dispositif de descente à câble 9) et l'outil de pose
utilisé seront détaillés plus loin.The special safety valve
(generally referenced at 15 in FIG. 9) can then
be placed in the
Une fois la vanne spéciale 15 ancrée et
verrouillée dans le manchon-réceptacle 5, on met en place
une ligne hydraulique de commande de cette vanne, dite
ligne de commande concentrique (globalement référencée en
16 à la figure 10). Cette ligne s'étend à l'intérieur du
tube de production 1 le long de l'axe de celui-ci et est
hydrauliquement connectée à une arrivée de fluide de
commande 17 à travers l'élément de rehausse 14. Cette
ligne, sa mise en place (qui s'effectue à l'aide du
dispositif de descente à câble 9) et les outils utilisés
seront détaillés plus loin.Once the
Un test de pression classique est exécuté sur la ligne de commande concentrique pour vérifier le bon fonctionnement de la vanne spéciale.A classic pressure test is performed on the concentric command line to verify the correct operation of the special valve.
Le sas 8 peut alors être retiré. Le puits
se trouve à nouveau en situation de production avec une
vanne de sécurité de fond qui garantit un fonctionnement
selon les normes de sécurité.The
La vanne spéciale de remise en sécurité 15
est représentée en détail aux figures 11 à 15.The
A la figure 11, la vanne est représentée en
coupe axiale en position de fermeture dans le manchon
réceptacle 5 (représenté en traits discontinus). On
aperçoit en 5a le passage de fluide du manchon-réceptacle
qui alimentait la vanne d'origine, et en 5b la gorge
d'ancrage dont est équipé le manchon-réceptacle, avec son
épaulement d'arrêt inférieur 5c ("no-go"). A la figure 12,
la vanne est représentée en coupe axiale en position
d'ouverture, le manchon-réceptacle n'étant pas dessiné.In Figure 11, the valve is shown in
axial cut in closed position in the sleeve
receptacle 5 (shown in broken lines). We
sees in 5a the passage of fluid from the receptacle sleeve
which supplied the original valve, and in 5b the throat
anchor with which the receptacle sleeve is fitted, with its
Ladite vanne spéciale comprend un corps de
vanne 18 de forme générale tubulaire, constitué de façon
classique de plusieurs pièces tubulaires assujetties les
unes aux autres ; la partie haute 18a du corps est
assujettie sur la partie basse 18b par des vis de
cisaillement 19 en vue de permettre, de façon connue en
soi, de déverrouiller la vanne lors de sa dépose.Said special valve includes a body of
A l'intérieur du corps est monté un
coulisseau tubulaire 20 apte à se déplacer
longitudinalement dans le corps entre une position basse
(correspondant à l'ouverture de la vanne : figure 12) et
une position haute (correspondant à sa fermeture :
figure 11). Ce coulisseau est rappelé vers sa position
haute par un ressort de rappel 21 et est commandé vers le
bas, comme on le verra, par la mise sous pression de la
ligne de commande concentrique 16.Inside the body is mounted a
En partie basse, le corps de vanne contient
un organe mobile d'obturation constitué en l'exemple par un
clapet 22 qui est articulé sur ledit corps de façon à
pouvoir pivoter entre une position d'ouverture où il est
escamoté sur le côté par le coulisseau 20 (figure 12) et
une position de fermeture où ledit clapet -libéré par
remontée dudit coulisseau- obture le corps de vanne en
s'appliquant contre un joint d'étanchéité porté par celui-ci.
Le clapet 22 est rappelé vers la position de fermeture
par un ressort disposé autour de son axe d'articulation. Il
est à noter que cet organe d'obturation, bien connu en lui-même,
peut être d'un autre type et en particulier un organe
à balle qui assure l'obturation par une partie sphérique
apte à se déplacer longitudinalement avec une rotation
associée.In the lower part, the valve body contains
a movable shutter member constituted in the example by a
A l'opposé de cet organe d'obturation, le
corps contient un système mécanique d'ancrage à chiens qui
peut être de tout type connu et qui est destiné, lors de la
mise en place de la vanne dans le tube de production, à
assurer l'ancrage de celle-ci dans le manchon-réceptacle 5.
Ce système d'ancrage peut en particulier être du type de
celui représenté aux figures 11 et 12, comprenant des
chiens d'ancrage 23 mobiles radialement pour pouvoir
pénétrer dans la gorge d'ancrage 5b du manchon-réceptacle,
une douille 24 de verrouillage des chiens, montée
coulissante dans le corps et possédant une came
périphérique 24a adaptée pour pouvoir repousser radialement
les chiens, et un ressort de rappel 25 sollicitant la
douille de verrouillage 24 vers le haut. Ces divers organes
présentent, lors de la pose ou de la dépose de la vanne
spéciale, un fonctionnement classique qui se retrouve dans
la plupart des vannes connues.In contrast to this shutter, the
body contains a mechanical dog anchoring system which
can be of any known type and which is intended, during the
placing the valve in the production tube,
anchor it in the
Par ailleurs, le coulisseau 20 définit un
volume étanche 29 entre sa face périphérique et la face
interne du corps de vanne (dont le diamètre interne est
élargi à cet effet). Ce volume étanche, rempli d'huile, est
délimité, en partie haute, par un joint d'étanchéité 30
situé à l'interface entre corps et coulisseau, et en partie
basse, par un joint d'étanchéité 31 de même diamètre que le
joint 30.Furthermore, the
En l'exemple, le ressort 21 de rappel du
coulisseau est disposé dans le volume étanche 29, en appui,
d'une part, contre une pièce de butée 33 du corps de vanne,
d'autre part, contre une nervure annulaire 34 du
coulisseau, qui vient en saillie dans le volume étanche 29.
Cet agencement permet de protéger le ressort 21 qui se
trouve dans l'huile sans contact avec l'effluent. In the example, the
La vanne comporte en outre un piston
interne 26 s'étendant le long de l'axe de son corps
tubulaire 18. L'extrémité basse 32 du piston est profilée
pour réduire les turbulences au coeur de l'effluent appelé
à circuler dans la vanne. Ce piston 26, de faible diamètre
par rapport au diamètre interne du corps, porte à sa partie
inférieure un poussoir 27 constitué par un tronçon de tube
agencé dans le corps de vanne pour pouvoir coulisser dans
celui-ci. Ce tronçon de tube est solidarisé au piston
interne 26 par des bras radiaux 28 (en l'exemple au nombre
de deux). Ce poussoir tubulaire 27 est disposé au-dessus et
au contact du coulisseau 20 de façon à pouvoir repousser
ledit coulisseau vers le bas lors d'un déplacement
descendant du piston interne 26. En l'absence d'effort vers
le bas exercé sur le piston, le poussoir 27 laisse le
coulisseau libre de remonter sous l'action de son ressort
de rappel 21 (repoussant alors ledit poussoir), provoquant
le basculement du clapet 22 et la fermeture de la vanne.The valve further includes a piston
internal 26 extending along the axis of its
En partie haute, le piston interne 26
coulisse dans une douille axiale 36 qui est solidarisée au
corps de vanne par des bras radiaux 37, en l'exemple au
nombre de deux. Des joints d'étanchéité 38 à l'interface
douille/piston permettent un déplacement télescopique
étanche du piston interne dans la douille entre une
position haute correspondant à la fermeture du clapet 22
(figure 11) et une position basse correspondant à son
ouverture (figure 12). L'extrémité supérieure de la douille
axiale est munie d'un filetage externe 35.In the upper part, the
A sa partie supérieure, un connecteur
mâle 39 est vissé sur le filetage 35 de la douille axiale
36. Ce connecteur mâle est adapté pour coopérer avec un
connecteur femelle conjugué équipant la ligne de commande
concentrique 16 en vue de réaliser un verrouillage
automatique étanche par simple pression des deux
connecteurs.At its upper part, a
La figure 15 représente un exemple de
réalisation d'un tel connecteur mâle 39. (Le connecteur
femelle conjugué sera présenté en détail en référence à la
figure 21 lors de la description de la ligne de commande
concentrique). Ce connecteur mâle comprend un corps de
connecteur 40 réalisé en deux pièces 40a, 40b vissées l'une
dans l'autre, avec interposition d'un joint
d'étanchéité 40c. La pièce 40a est elle-même vissée par son
filetage 35 sur l'extrémité de la douille 36, cependant
que, à l'opposé, la pièce 40b forme un nez allongé 41
destiné à pénétrer dans un connecteur femelle conjugué. Ce
nez est doté de structures d'ancrage 42 dans ce connecteur
femelle, en l'exemple une nervure annulaire possédant une
rampe conique d'accès 42a et un épaulement d'arrêt 42b. Les
pièces 40a, 40b formant le corps de connecteur sont creuses
et délimitent un passage hydraulique pour le fluide de
commande. Un clapet 43 est disposé dans ce passage
hydraulique pour fermer celui-ci lorsque le connecteur mâle
n'est pas en prise avec un connecteur femelle. A cet effet,
un ressort 44 sollicite élastiquement le clapet vers sa
position de fermeture ; le clapet 43 se prolonge d'une
tige 45 logée dans le nez 41 en vue de repousser ledit
clapet vers la position d'ouverture lorsque le connecteur
mâle est connecté dans le connecteur femelle.Figure 15 shows an example of
realization of such a
Par ailleurs, le corps 18 de la vanne
spéciale porte, sur sa face externe, deux jeux de
garnitures d'étanchéité 46 et 47, en particulier du type à
chevrons, qui sont agencés pour se positionner de part et
d'autre du passage du fluide 5a du manchon-réceptacle
lorsque la vanne est ancrée dans celui-ci. Ces garnitures
isolent la ligne de commande d'origine qui n'a plus aucun
effet.Furthermore, the
Bien entendu, la vanne spéciale conforme à
l'invention comporte ou peut comporter tous autres moyens
connus dont sont généralement pourvues les vannes de
sécurité de fond (en particulier profil 48 d'accrochage de
l'outil de pose et de dépose, que l'on aperçoit aux figures
11 et 12 à la partie supérieure du corps de vanne).Of course, the special valve according to
the invention includes or may include any other means
known valves which are generally provided with
bottom safety (in
Lorsque la vanne spéciale de fond ci-dessus
décrite est ancrée dans le manchon-réceptacle du tube de
production, son fonctionnement est similaire à celui d'une
vanne de fond classique, à l'exception de la commande du
déplacement vers le bas du coulisseau 20. Lorsque la ligne
de commande concentrique 16 est hors pression, le
coulisseau 20 est rappelé par son ressort 21 vers sa
position haute où il se trouve en retrait par rapport au
clapet 22 (figure 11) : le clapet 22 est libre et est fermé
par son propre ressort. La vanne est obturée et la pression
de l'effluent accroít l'étanchéité en appuyant le clapet
sur son siège. Si l'on met en pression la ligne de
commande, le piston interne 26 est actionné vers le bas et
son poussoir tubulaire 27 entraíne un déplacement vers le
bas du coulisseau 20 jusqu'à venir en butée contre le nez
de vanne inférieur (figure 12) : ledit coulisseau repousse
le clapet d'obturation 22 et le maintient dans sa position
d'ouverture. Toute baisse de pression sur la ligne de
commande concentrique (volontaire ou accidentelle) engendre
une libération du clapet et son pivotement vers la position
de fermeture.When the special bottom valve above
described is anchored in the receptacle sleeve of the
production, its operation is similar to that of a
conventional bottom valve, except for the control of the
slide down
Les figures 16 et 17 présentent
l'élément 14 de rehausse de tête de puits, qui permet
d'assujettir et d'alimenter la ligne de commande
concentrique qui descend vers la vanne spéciale le long de
l'axe du tube de production.Figures 16 and 17 show
the
Cet élément de rehausse comprend un
corps 49 appelé à se fixer sur l'ensemble de suspension 3.
Ce corps est doté, sur sa face inférieure basse, de trous
borgnes taraudés (non visibles) pour le vissage de goujons
à travers la bride de l'ensemble de suspension. Les mêmes
moyens de fixation sont prévus sur la face supérieure du
corps 49 pour sa fixation sur la bride de la tête de
puits 7.This enhancement element includes a
Le corps 49 est pourvu d'un alésage central
de diamètre au moins égal à celui du tube de production 1
(de préférence égal à l'alésage de la tête de puits 7) et
d'un canal latéral 50 débouchant dans ledit alésage pour le
passage du fluide de commande. Ce canal est destiné à être
connecté, de façon classique, avec le conduit d'arrivée du
fluide de commande symbolisé en 51. The
En outre, le corps 49 est doté de moyens de
retenue de la ligne de commande concentrique (moyens de
retenue du bloc de suspension que celle-ci comporte à son
extrémité haute et que l'on aperçoit en 56 à la figure 16).
Ces moyens de retenue comprennent, en l'exemple, des vis de
butée telles que vis 52 et vis 53 agencées à deux niveaux
dans le corps. Chaque niveau comprend au moins trois vis de
butée régulièrement réparties autour du corps (trois vis à
120° ont été représentées aux figures 16 et 17). Chaque vis
traverse le corps afin de dépasser en fin de serrage dans
l'alésage de celui-ci par une extrémité de butée 52a, 53a ;
elle peut s'effacer par dévissage. Des moyens d'étanchéité
tels que joints chevrons 54 assurent l'étanchéité le long
des vis. En fin de serrage, un épaulement 55 réalise une
étanchéité métal/métal.In addition, the
Les deux niveaux de vis de butée sont
décalés en hauteur pour pouvoir se positionner au-dessous
et au-dessus du bloc de suspension 56 afin de retenir
celui-ci, tout en autorisant sa libération rapide lors de
la dépose de la ligne de commande.The two levels of stop screw are
offset in height to be able to position themselves below
and above the
La ligne de commande concentrique 16
appelée à s'accrocher à l'élément de rehausse 14 est
représentée aux figure 18 à 23.The
Cette ligne est constituée par un système de tête représenté en coupe axiale à la figure 18, par un tronçon supérieur représenté en coupe axiale à la figure 19 et par des tronçons courants tels que représentés en coupe axiale à la figure 20.This line consists of a system head shown in axial section in Figure 18, by a upper section shown in axial section in Figure 19 and by common sections as shown in section axial in Figure 20.
Le système de tête comprend un bloc de
suspension 56 déjà évoqué, adapté pour se loger dans
l'élément de rehausse 14 afin d'être retenu par les vis de
butée 52 et 53 de celui-ci. Ce bloc est doté à sa partie
supérieure d'un profil d'accrochage 57 destiné à coopérer
avec des moyens conjugués d'un outil de pose ou de dépose.The head system includes a block of
Ce bloc est creusé d'un canal interne
borgne 58 selon son axe et d'un canal latéral 59 mettant en
communication ce canal interne 58 avec le canal latéral 50
de l'élément de rehausse. Deux joints annulaires
d'étanchéité tels que 60 assurent l'étanchéité entre les
deux canaux à l'interface bloc/élément de rehausse.This block is hollowed out with an
Le bloc de suspension 56 porte une
douille 61 qui s'étend vers le bas et est dotée d'ailettes
de centrage telles que 62 vers son extrémité basse afin de
centrer ladite douille dans le tube de production du puits.
En l'exemple trois ailettes à 120° sont prévues autour de
la douille.The
Le tronçon supérieur de ligne (figure 19)
comprend un manchon tubulaire 63 de diamètre adapté pour se
loger à coulissement dans la douille 61. Des moyens
d'étanchéité tels que joints 64 assurent l'étanchéité à
l'interface entre ces éléments. La longueur du manchon 63
est ajustée en fonction de la hauteur du puits de
production pour que ledit manchon, positionné au-dessus des
tronçons courants (de longueur standardisée), pénètre dans
la douille 61 en fin de mise en place de la ligne.The upper section of the line (figure 19)
includes a
A son extrémité supérieure, le manchon 63
est doté d'un connecteur mâle 65 identique à celui déjà
décrit pour la vanne spéciale, en vue de permettre la pose
ou la dépose du tronçon supérieur.At its upper end, the
A son extrémité inférieure, le manchon 63
est doté d'un connecteur femelle 66 identique à ceux des
tronçons courants (décrit plus loin) en vue de pouvoir se
connecter avec le connecteur mâle du tronçon courant du
dessous.At its lower end, the
En outre, deux centreurs 67 et 68 sont
montés coulissants à friction autour du manchon 63 pour
centrer celui-ci dans le tube de production. Le centreur
supérieur 67 sera repoussé par la douille 61 lors de la
mise en place de la ligne pour demeurer, par le jeu des
frottements, au-dessous de l'extrémité basse de celle-ci.
Le centreur inférieur 68 est similaire au centreur
inférieur qui équipe chaque tronçon courant décrit ci-après,
en vue de remplir, outre la fonction de centrage,
une fonction de déverrouillage du connecteur femelle du
tronçon lors de la dépose de la ligne.In addition, two
Chaque tronçon courant (figure 20) de
longueur standardisée, par exemple de l'ordre de
sept mètres, comprend un connecteur mâle supérieur 69
(identique à celui de la vanne spéciale) vissé à
l'extrémité supérieure d'un porte-connecteur creux 70. Ce
porte-connecteur 70 est pourvu d'un centreur 71 monté à
friction autour de celui-ci pour pouvoir coulisser. Ce
centreur peut être constitué par un élément tubulaire
autour duquel sont soudées trois ailettes à 120°. Des
joints annulaires tels que 72 à l'interface porte-connecteur/centreur
assurent des efforts de friction
appropriés pour éviter un déplacement spontané du centreur
en l'absence de force de poussée, tout en autorisant un tel
déplacement vers le bas lorsqu'il est soumis à une force de
poussée lors de la dépose du tronçon. Des structures
d'arrêt, telles qu'épaulement 73, limitent le déplacement
vers le haut du centreur et définissent sa position normale
lorsque la ligne est en place.Each running section (Figure 20) of
standardized length, for example of the order of
seven meters, includes an upper male connector 69
(identical to that of the special valve) screwed to
the upper end of a
Le porte-connecteur 70 est vissé par son
extrémité inférieure dans un tube de liaison hydraulique 74
qui permet de conférer au tronçon la longueur standardisée
désirée. Ce tube 74 est lui-même vissé en partie basse sur
un porte-connecteur creux 75 similaire au précédent ; ce
dernier porte, à son autre extrémité, un connecteur
femelle 76, vissé sur celui-ci.The
Le porte-connecteur 75 est doté d'un
centreur 77 ayant des ailettes similaires au centreur 71 et
monté à friction de la même façon pour pouvoir, en cas de
poussée vers le bas, coulisser le long du porte-connecteur
75 et du connecteur femelle 76. Un épaulement
supérieur 78 du porte-connecteur définit la position
normale de travail du centreur, cependant qu'un épaulement
d'arrêt 79 limite le déplacement vers le bas du centreur et
définit une position d'arrêt correspondant au
déverrouillage du connecteur femelle 76. La figure 20
montre le centreur dans sa position normale de travail
(position haute). La figure de détail 21 montre le centreur
dans sa position d'arrêt pour laquelle son élément
tubulaire produit le déverrouillage du connecteur femelle
en appuyant sur la came de déverrouillage de celui-ci.The
La figure 22 est une coupe axiale de détail
du connecteur femelle 76, appelé à coopérer avec le
connecteur mâle 39 déjà décrit. Ce connecteur femelle
comprend un corps de connecteur 80 (réalisé en deux parties
creuses comme le connecteur mâle) qui est pourvu d'un
logement intérieur pour le nez du connecteur mâle. Un
organe d'ancrage mobile 81 est disposé dans ce logement
pour pouvoir coopérer avec les structures d'ancrage du
connecteur mâle.Figure 22 is a detail axial section
of the
Cet organe d'ancrage 81, mobile dans le
sens transversal, est sollicité vers sa position d'ancrage
par un ressort 82 et comporte une structure d'effacement
telle que rampe inclinée 81a qui permet son effacement sous
la poussée du nez du connecteur mâle. Celui-ci peut ainsi
venir se disposer en position d'ancrage par simple
pression, sa structure d'ancrage coopérant avec l'organe
d'ancrage 81 du connecteur femelle ; le verrouillage
s'effectue grâce à un épaulement d'arrêt 81b que comporte
l'organe d'ancrage.This anchoring
En outre, l'organe d'ancrage 81 porte une
came de déverrouillage 83 venant en légère saillie à
l'extérieur du corps 80 en vue d'assurer un effacement de
l'organe d'ancrage et son déverrouillage sous l'effet de la
pression d'une surface sur la came. Ainsi, le
déverrouillage peut être assuré automatiquement, lors de la
dépose, par la surface cylindrique du centreur 77 du porte-connecteur
lorsque ledit centreur parvient dans sa position
basse.In addition, the
De plus, le connecteur femelle 76 comporte
une soupape 84 de fermeture de son passage interne,
associée à un ressort 85 qui la sollicite vers la position
de fermeture. Cette soupape est dotée d'une tige 86 qui est
appelée à coopérer avec la tige de clapet 45 du connecteur
mâle pour manoeuvrer la soupape vers sa position
d'ouverture lorsque le connecteur mâle est ancré dans le
connecteur femelle. Ainsi, les connecteurs lorsqu'ils sont
libres sont obturés étanchément et sont aptes à se
verrouiller mécaniquement l'un à l'autre, automatiquement,
par simple pression, pour créer un passage hydraulique
continu et étanche. La figure 23 schématise un connecteur
mâle et un connecteur femelle dans la position connectée.In addition, the
Les figures 24 à 27 illustrent l'opération
de pose de la vanne spéciale conforme à l'invention. Cette
opération est réalisée, comme déjà indiqué dans la
description générale du procédé (figure 9), au moyen d'un
dispositif de descente à câble de type standard qui est
équipé d'un outil de pose 87 connu en soi. Cet outil connu
ne sera pas décrit en détail : il est doté de moyens
d'accrochage de la vanne (doigts 88 coopérant avec le
profil d'accrochage 48 de la vanne) et de moyens de
maintien de son clapet d'obturation en position ouverte
(secteur de tube 89 qui prolonge l'outil vers le bas : en
anglais "prong"). Ce secteur de tube 89 présente une
section adaptée pour pouvoir passer et coulisser dans
l'espace séparant les deux bras radiaux 28 de la vanne
spéciale comme le montre la figure 26 (coupe à ce niveau).
De même en partie haute, la partie tubulaire 90 de l'outil
("probe"), qui est appelée à déplacer la douille 24 de la
vanne vers le bas lors de la pose en vue de libérer les
chiens d'ancrage 23, est conformée en deux secteurs de tube
90a, 90b, afin d'autoriser son passage au niveau des bras
radiaux 37 de la vanne spéciale, comme le montre la figure
27 (coupe à ce niveau). A ces adaptations près, l'outil de
pose 87 est un outil classique, doté en particulier d'une
goupille de cisaillement (non visible) qui est rompue lors
de la pose.Figures 24 to 27 illustrate the operation
for fitting the special valve according to the invention. This
operation is carried out, as already indicated in the
general description of the process (Figure 9), using a
standard type cable lowering device which is
equipped with a
L'opération de pose de la vanne s'effectue
selon une procédure connue : l'outil est accroché à la
vanne, puis introduit dans le sas 8 et descendu dans le
puits. Lorsque la vanne est en place dans son manchon-réceptacle
5 (vanne posée sur le "no-go" 5c du manchon-réceptacle,
chiens d'ancrage 23 situés en regard de la
gorge d'ancrage dudit manchon-réceptacle : figure 24), un
battage vers le bas de l'outil est opéré pour rompre la
goupille de cisaillement de celui-ci. Les moyens
d'accrochage de l'outil se dégagent du profil d'accrochage
de la vanne, et l'outil est libéré et peut être remonté
(figure 25). La partie 90 ("probe") libère la douille 24
qui remonte sous l'action de son ressort et verrouille les
chiens d'ancrage 23 dans la gorge d'ancrage 5b du manchon-réceptacle.
En outre, le secteur 89 ("prong") libère le
clapet d'obturation 22 qui se referme sous l'action de son
ressort.The valve installation operation is carried out
according to a known procedure: the tool is hung on the
valve, then introduced into
Une fois la vanne spéciale mise en place dans le tube de production, on installe la ligne de commande concentrique qui assure les manoeuvres hydrauliques de celle-ci. Les outils de pose de celle-ci et les opérations de pose sont illustrés aux figures 28 à 33 (opérations schématisées globalement à la figure 10, déjà commentée dans la description générale du procédé).Once the special valve is in place in the production tube, we install the concentric control which ensures the maneuvers hydraulics thereof. The tools for installing it and the laying operations are illustrated in Figures 28 to 33 (operations shown globally in Figure 10, already commented in the general description of the process).
L'outil de pose représenté aux figures 28
et 29 est appelé à équiper le dispositif de descente à
câble standard pour poser un tronçon courant de ligne ou le
tronçon supérieur. Cet outil qui est représenté à la figure
28 en position armée, prêt à saisir un tronçon, comprend
une tête d'accrochage 91 pourvue d'un profil adaptée pour
son accrochage au dispositif de descente, un mandrin 92
portant en partie basse un connecteur femelle 93 du type
déjà décrit, et un manchon de déverrouillage 94 qui est
vissé dans la tête 91 et qui porte le mandrin 92 par
l'entremise d'une goupille de cisaillement 95.The installation tool shown in Figures 28
and 29 is called upon to equip the descent device to
standard cable for laying a current section of line or the
upper section. This tool which is shown in figure
28 in armed position, ready to enter a section, includes
a hooking
Comme l'illustre la figure 29, le
cisaillement de la goupille 95 permet au manchon de
déverrouillage 94 de se déplacer vers le bas par rapport au
mandrin 92 : la partie inférieure tubulaire 94a de ce
manchon qui est agencée autour du connecteur femelle 93
assure alors le déverrouillage de ce connecteur en appuyant
sur sa came de déverrouillage 83.As illustrated in Figure 29, the
La figure 30 montre la descente d'un tronçon courant de ligne dans le tube de production au moyen de l'outil précité, le tronçon ayant été, en surface, accroché et verrouillé par son connecteur mâle au connecteur femelle de l'outil. Figure 30 shows the descent of a current section of line in the production tube at using the aforementioned tool, the section having been, on the surface, hooked and locked by its male connector to tool female connector.
La descente se poursuit jusqu'à réaliser l'accrochage et le verrouillage du connecteur femelle situé à la partie basse du tronçon avec le connecteur mâle du tronçon inférieur déjà en place (ou avec le connecteur mâle de la vanne spéciale s'il s'agit de la mise en place du premier tronçon de ligne). Un battage vers le bas de l'outil de pose est alors réalisé pour engendrer un cisaillement de sa goupille de sécurité (figure 31).The descent continues until reaching hooking and locking the female connector located at the bottom of the section with the male connector of the lower section already in place (or with the male connector the special valve in the case of the installation of the first section of line). A hype down the installation tool is then produced to generate a shear of its safety pin (figure 31).
Le connecteur femelle de l'outil est
déverrouillé par la descente du manchon 94 et le connecteur
mâle du tronçon de ligne est libéré. L'outil peut être
remonté (figure 32) et réarmé au moyen d'une nouvelle
goupille de cisaillement en vue de la mise en place du
tronçon suivant. Ce réarmement, effectué en surface, est
opéré après avoir dévissé en partie le manchon 94 par
rapport à la tête 91 afin de dégager le trou de goupille.The female connector of the tool is
unlocked by the descent of the
La figure 33 illustre la mise en place du
système de tête de la ligne de commande, avec un outil
classique 96 qui est accroché au profil d'accrochage du
bloc de suspension 56 dudit système. L'ensemble est
descendu au câble jusqu'à ce que la douille 61 du système
s'engage autour du manchon tubulaire 63 du tronçon
supérieur et que le bloc 56 vienne en butée avec les vis de
butée inférieures 52 (préalablement disposées en saillie
interne dans leur position de retenue). Les vis de butée
supérieures 53 peuvent être vissées pour bloquer le bloc de
suspension, et l'outil de pose peut être libéré et remonté
de façon classique.Figure 33 illustrates the installation of the
command line head system, with a tool
classic 96 which is attached to the attachment profile of the
Lorsque la ligne de commande concentrique est installée, un test de pression est effectué pour vérifier le fonctionnement correct de la vanne spéciale, et le sas peut être démonté sur la tête de puits. Le puits se trouve remis en sécurité.When the concentric command line is installed, a pressure test is performed to check the correct operation of the special valve, and the airlock can be dismantled on the well head. The well is found put in safety.
Pour déposer la vanne spéciale en cas de besoin, on réalise d'abord la dépose de la ligne de commande concentrique : le système de tête de cette ligne est enlevé par dévissage des vis de butée et remonté au câble, puis les tronçons de ligne sont déposés, tronçon après tronçon.To remove the special valve in case of need, first carry out the removal of the line of concentric control: the head system of this line is removed by unscrewing the stop screws and reassembled cable, then the line sections are removed, section after section.
Les figures 34 et 35 représentent l'outil de dépose qui est appelé à équiper le dispositif à câble standard pour déposer chaque tronçon de ligne.Figures 34 and 35 show the tool which is to equip the cable device standard for depositing each section of line.
Cet outil comprend une tête 97 d'accrochage
au dispositif de descente, un connecteur femelle 98 du type
précité, assujetti sous la tête d'accrochage 97, et un
tube-poussoir 99 assujetti à ladite tête 97 et passant
autour du connecteur femelle 98 avec une lumière 99a au
niveau de la came de déverrouillage de ce connecteur afin
de laisser libre celle-ci.This tool includes a hooking
Le tube-poussoir 99 s'étend vers le bas sur
une longueur adaptée pour pouvoir glisser autour d'un
tronçon de ligne et repousser les centreurs de celui-ci
jusqu'au niveau de la came de déverrouillage du connecteur
femelle dudit tronçon. Vers son extrémité basse, le tube-poussoir
99 comporte des ailettes de centrage 100, en
l'exemple au nombre de trois à 120°, afin de centrer le
tube-poussoir dans le tube de production lorsqu'il est
descendu dans celui-ci.The
La figure 36 illustre l'opération de dépose
d'un tronçon de ligne au moyen de l'outil défini ci-dessus.
L'outil est descendu au câble jusqu'à ce que son tube-poussoir
99 s'engage autour du tronçon de ligne. La
descente est poursuivie et le tube-poussoir 99 repousse
vers le bas les centreurs 71 et 77 du tronçon de ligne. Le
centreur inférieur 77 parvient dans sa position de
déverrouillage dans laquelle il efface la came de
déverrouillage du connecteur femelle 76 du tronçon : ce
connecteur femelle est libéré du connecteur mâle du tronçon
de ligne inférieur (ou de la vanne spéciale pour le dernier
tronçon), cependant qu'en partie haute, le connecteur
femelle 98 de l'outil vient se verrouiller sur le
connecteur mâle 69 situé à l'extrémité supérieure du
tronçon de ligne.Figure 36 illustrates the removal operation
a section of line using the tool defined above.
The tool is lowered to the cable until its
L'outil de dépose peut alors être remonté
avec le tronçon de ligne accroché sous son connecteur
femelle 98. En surface, le tronçon de ligne est libéré et
retiré en appuyant sur la came dudit connecteur femelle à
travers la lumière 99a. L'outil de dépose est alors prêt
pour extraire un autre tronçon de ligne.The removal tool can then be reassembled
with the line section hooked under its
Enfin, les figures 36 à 39 illustrent la
dépose de la vanne spéciale, une fois déposée sa ligne de
commande concentrique comme on vient de le décrire. Cette
dépose s'effectue de façon classique au moyen d'un outil de
repêchage 101 équipant le dispositif de descente au câble
standard.Finally, Figures 36 to 39 illustrate the
removing the special valve, once its line has been removed
concentric command as just described. This
removal is carried out in a conventional manner using a
Cet outil de repêchage est doté de doigts
d'accrochage 102 venant coopérer avec le profil
d'accrochage 48 de la vanne. Lorsque l'accrochage est
réalisé (figure 36), un battage vers le haut par
percussions est mis en oeuvre pour rompre les vis de
cisaillement 19 de la vanne spéciale : la partie haute 18a
du corps de vanne est déplacée vers le haut (figure 37) et
entraíne la douille 24 de verrouillage des chiens qui sont
libérés (figure 38). La vanne peut alors être remontée, sa
douille 24 entraínant la partie basse 18b du corps de
vanne.This drafting tool has
Claims (11)
- Method for restoration to safety of an oil well, of the type comprising a production pipe (1), a base safety valve, known as an original valve (6), inserted in a sleeve-receptacle (5) which is accommodated in the production pipe, and a hydraulic control line for the said valve, the said original control line (4) comprising a line for supply of pressurised fluid situated outside the production pipe and a fluid intake which is provided through the sleeve-receptacle in order to open out at its periphery from the valve, the said method being designed to assure restoration to safety of the well in the event of a defect in the original control line, and being characterised in that the original valve (6) is replaced by a special base valve (15) comprising along its axis and in its upper part, means (39) for hydraulic connection, at its periphery, means for isolation of the original control line or for shutting the latter in a sealed manner, and in the lower part, a mobile shutter unit (22) which can be manoeuvred at closure by the action of a pressurised fluid which is admitted axially via the hydraulic means for connection, a new hydraulic control line is installed inside the production pipe (1), along the axis of the latter, which line is known as the concentric control line (16), and the said concentric control line is connected to the means for hydraulic connection of the special valve.
- Method according to claim 1, for restoration to safety of an oil well which is provided in its upper part with a valve and tap system, known as the wellhead (7), the said method being characterised in that the original valve is replaced by a special base valve (15) comprising a valve body (18) with a generally tubular shape, a mobile shutter unit (22) which is situated in the lower part of the said body and is thrust towards its position of closure, a tubular slide (20) which is designed to be able to slide longitudinally inside the valve body such as to give rise in its descending motion to opening of the shutter unit, resilient return means (21) which are designed to thrust the said slide towards an upper position corresponding to closure of the shutter unit, an anchorage system (23-24-25) which is situated in the upper part of the valve body and is designed to secure the latter in a sleeve-receptacle accommodated in the production pipe, an inner piston (26) which extends along the axis of the valve body (18), a thruster (27) which is supported by the lower part of the inner piston (26) and is disposed in the valve body above and in contact with the slide (20) such as to be able to thrust the said slide back downwards during descending displacement of the inner piston, an axial bush (36) which is integral with the valve body and is disposed along the axis of the latter in order to receive in a sliding manner the upper part of the inner piston, means (38) for sealing between the inner piston (26) and the axial bush (36), means (39) for hydraulic connection of the upper end of the bush (36) to a hydraulic control line which extends inside the production pipe, at least two sets of packing (46, 47) disposed on the outer surface of the valve body and offset along the height of the latter such as to assure isolation of the original hydraulic control line of the production pipe, the method for replacement of the valve and installation of the concentric control line comprising the following successive operations:(a) fitting of a chamber (8) onto the wellhead (7);(b) extraction of the original valve (6) in order to release the production pipe (1);(c) putting a stopper (11) into place at the base of the well;(d) putting a conventional safety valve (12) into place in a closed position in the sleeve-receptacle (5) of the production pipe;(e) fitting of a non-return valve (13) above the production pipe (1);(f) removal of the wellhead (7) and of the chamber (8);(g) putting into place above the non-return valve, a wellhead-raising element (14) comprising in standby means (53, 54) for securing the concentric control line and means (50) for passage of the fluid towards the said line;(h) putting the wellhead (7) and the chamber (8) back into place;(i) depositing of the non-return valve (13);(j) extraction of the conventional safety valve (12) and of the stopper (11) at the base of the well in order to release the production pipe;(k) putting the special base valve (15) into place;(l) putting the concentric control line (16) of the said special valve into place;(m) pressure test on the concentric control line in order to check the opening of the special valve; and(n) removal of the chamber (8) from the wellhead.
- Special base valve for restoration to safety of an oil well equipped with a production pipe, comprising:a valve body (18) with a generally tubular shape;a mobile shutter unit (22) which is situated in the lower part of the said body and is thrust towards its position of closure;a tubular slide (20) which is designed to be able to slide longitudinally inside the valve body in order to give rise in its descending movement to opening of the shutter unit;resilient return means (21) which are designed to thrust the said slide towards an upper position corresponding to closure of the shutter unit;an anchorage system (23-24-25) which is situated in the upper part of the valve body and is designed to secure the latter in a sleeve-receptacle accommodated in the production pipe;means (46, 47) for sealing which are disposed on the outer surface of the valve body such as to assure isolation of the original hydraulic control line from the production pipe;an inner piston (26) which extends along the axis of the valve body (18);a thruster (27) which is supported by the lower part of the inner piston (26) and is disposed in the valve body above and in contact with the slide (20) such as to be able to thrust the said slide downwards during descending displacement of the inner piston;an axial bush (36) which is integral with the valve body and is disposed along the axis of the latter in order to receive the upper part of the inner piston in a sliding manner;means (38) for sealing between the inner piston (26) and the axial bush (36); andmeans (39) for hydraulic connection of the upper end of the bush (36) to a hydraulic control line which extends inside the production pipe.
- Special valve for restoration to safety according to claim 3, characterised in that the thruster consists of a section of pipe which slides in the valve body and is supported by the inner piston (26) by means of radial arms (28) which make it integral with the latter.
- Special valve according to claim 4, wherein the resilient return means for the slide comprise a return spring (21) which is disposed in a sealed volume (29) situated between the slide and the valve body, characterised in that the slide (20) is provided with an annular rib (34) which projects in the said sealed volume (29) in order to act as a support for an end of the return spring (21) of the slide, the other end of the spring being supported against a stop (33) which is integral with the valve body.
- Special valve according to any one of claims 1 to 5, characterised in that the axial bush (36) is rendered integral with the valve body (18) by means of radial arms (37).
- Special valve according to any one of claims 1 to 6, characterised in that the means for hydraulic connection comprise a male connector (39) which is fitted at the head of the axial bush (36) and is designed to co-operate with a female connector which is connected integrally to the hydraulic control line.
- Special valve according to claim 7, characterised in that the aforementioned male connector (39) comprises a connector body (40) which is provided with a nose (41) for penetration into the female connector of the hydraulic control line and contains longitudinally a hydraulic passage, structures (42) for anchorage of the connector nose in the female connector, a flap valve (43) for closure of the hydraulic passage, resilient means (44) which thrust the flap valve towards its position of closure, and a flap valve rod (45) which is accommodated in the nose of the connector in order to thrust the flap valve towards the position of opening when the male connector is connected in the female connector.
- Special valve according to any one of claims 1 to 8, wherein the anchorage system is a mechanical system comprising anchorage pawls (23) which are mobile radially in order to be able to penetrate in an anchorage groove in the sleeve-receptacle, a bush (24) for locking the pawls which is fitted such as to slide in the valve body and has a peripheral cam (24a) which is designed to be able to thrust the pawls back radially, and a return spring (25) which thrusts the locking bush upwards.
- Method for restoration to safety according to claim 2, wherein (k) the special valve (15) is put into place by means of a cable descent device (9) of a standard type, equipped with a conventional fitting tool (87) provided with means (88) for capturing the said valve and means (89) for retention of its shutter unit in the open position.
- Method for restoration to safety of an oil well according to claim 1 or claim 2, characterised in that (l) there is put into place according to the axis of the production pipe a hydraulic control line comprising a plurality of sections which are designed to be disposed end to end by means of a cable descent device of a standard type which is equipped with a fitting tool, the said putting into place being carried out section after section, by implementing the following operative procedure for each section:capture and locking of the male connector contained on the section of line, to the female connector (93) contained on the fitting tool;descent by cable of the assembly in the production pipe of the well, until capture and locking takes place of the female connector contained on the section, to the male connector of the lower section which is already in place, or to the male connector of the special valve for the first section which is put into place;driving downwards of the fitting tool until shearing takes place of the pin (95) contained on the fitting tool, giving rise to release of the female connector (93) from the fitting tool and detachment of the male connector from the section of line; andraising of the fitting tool and re-arming by means of a new pin in order to put the following section into place.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
EP02075433A EP1205629A3 (en) | 1995-05-30 | 1996-05-15 | Method and device for securing an oil well in the event of a defect in the hydraulic control line of its downhole safety valve |
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
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