ES2305892T3 - Produccion y perforacion de pozos en depresion. - Google Patents
Produccion y perforacion de pozos en depresion. Download PDFInfo
- Publication number
- ES2305892T3 ES2305892T3 ES04806532T ES04806532T ES2305892T3 ES 2305892 T3 ES2305892 T3 ES 2305892T3 ES 04806532 T ES04806532 T ES 04806532T ES 04806532 T ES04806532 T ES 04806532T ES 2305892 T3 ES2305892 T3 ES 2305892T3
- Authority
- ES
- Spain
- Prior art keywords
- pipe
- fluid
- provision
- density
- eruptions
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 11
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 40
- 238000000034 method Methods 0.000 claims abstract description 32
- 239000010802 sludge Substances 0.000 claims abstract description 14
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 7
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 27
- 206010037844 rash Diseases 0.000 claims description 25
- 230000001012 protector Effects 0.000 claims description 24
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 4
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 2
- 208000010201 Exanthema Diseases 0.000 claims description 2
- 201000005884 exanthem Diseases 0.000 claims description 2
- 238000004880 explosion Methods 0.000 claims 4
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims 1
- 210000004907 gland Anatomy 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 7
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000001174 ascending effect Effects 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 4
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 3
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 239000012634 fragment Substances 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
- E21B21/085—Underbalanced techniques, i.e. where borehole fluid pressure is below formation pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
- E21B19/002—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables specially adapted for underwater drilling
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/001—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor specially adapted for underwater drilling
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/035—Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
- E21B33/038—Connectors used on well heads, e.g. for connecting blow-out preventer and riser
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/08—Wipers; Oil savers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/08—Wipers; Oil savers
- E21B33/085—Rotatable packing means, e.g. rotating blow-out preventers
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Steroid Compounds (AREA)
Abstract
Un método que comprende: una cabeza de pozo submarina que funciona en condición sub-equilibrada; el suministro de un fango de una primera densidad a dicha cabeza de pozo; y la inyección, desde la superficie del mar, de un primer fluido reductor de la densidad, en el lodo que retorna de dicha cabeza de pozo a través de una tubería tensada y embridada (26).
Description
Producción y perforación de pozos en
depresión.
Esta invención se refiere en general a la
perforación de pozos y a la producción mediante pozos.
En general, los pozos se perforan en condiciones
ligeramente sobre-equilibradas en las que el peso
del fluido de perforación está ligeramente por encima de la presión
en los poros de la roca que se está perforando.
El fango de perforación se bombea hacia abajo
por la columna de perforación hacia la punta de la broca y se
utiliza para lubricar y refrigerar la punta de la broca. El fango
viscoso arrastra los fragmentos cortados hacia arriba hasta el
exterior y alrededor de la columna de perforación.
En una situación equilibrada, la densidad del
fango que desciende hacia la punta de la broca y la del fango que
pasa hacia arriba desde la punta de la broca es sustancialmente la
misma. Esto tiene la ventaja de reducir la probabilidad de que se
produzca el denominado retroceso. En una situación de retroceso, la
presión hacia abajo de la columna de fango no es suficiente para
equilibrar la presión en los poros de las rocas que se taladran,
por ejemplo del gas o de otro fluido que se encuentra en la
formación. Como resultado el pozo puede entrar en erupción (si no
se ha instalado un protector contra erupciones (BOP) efectivo en el
pozo), lo cual es una condición extremadamente peligrosa.
En la perforación
sub-equilibrada, el objetivo es crear
intencionadamente la situación descrita anteriormente. Es decir, la
densidad, o la densidad de circulación equivalente del fango que
retorna hacia arriba es menor que la presión en los poros de la
roca que se está taladrando, haciendo que el gas, petróleo o agua
penetren en el agujero del pozo desde la roca que se perfora. Esto
puede también tener como resultado un ritmo de perforación superior
pero también que el pozo fluya si la permeabilidad de la roca y la
porosidad permiten que penetren en el agujero del pozo fluidos en
cantidad suficiente.
En este entorno de perforación es una práctica
general el disponer varios protectores contra erupciones para
controlar cualquier pérdida de control en incidentes o erupciones
que se puedan producir.
Se han utilizado varias técnicas para la
perforación sub-equilibrada o de gradiente dual. En
general estas técnicas comprenden el suministro de un componente
que reduce la densidad en el fango de retorno. Se ha inyectado
gases, agua de mar y bolas de vidrio en el fango de retorno para
reducir su densidad.
En las aplicaciones de aguas profundas surgen
una serie de problemas. Debido a las presiones implicadas todo se
convierte en significativamente más complicado. La presión que se
soporta en la formación incluye el peso del fango, mientras que la
presión en la formación poco profunda está determinada por el peso
del agua de mar por encima de la formación. Debido a las altas
presiones empleadas, el fango puede ser inyectado de hecho en la
formación, puede fracturarla o puede obstruirla o contaminar la
formación, perjudicando seriamente la potencial producción de
hidrocarburos.
El documento WO 03/023181 da a conocer una
disposición y un método para controlar y regular la presión en el
fondo de un pozo durante la perforación submarina en aguas
profundas. El método comprende el ajuste hacia arriba o hacia abajo
de un nivel de interfase líquido/gas en una columna ascendente de
perforación. La disposición comprende una columna ascendente de
alta presión y un protector contra erupciones (BOP) de superficie en
el extremo superior de la columna ascendente.
El documento US 2003/070840 da a conocer un
método y un aparato para controlar la densidad del fango en una
posición bien en el lecho marino (o justo por encima del lecho
marino) o alternativamente por debajo del lecho marino en pozos de
aplicaciones de aguas profundas o de aguas muy profundas. El método
combina un fluido base de densidad menor que la del fango necesario
en la cabeza de pozo para producir un fango diluido en la columna
ascendente.
De acuerdo con el documento
US-A-6 273 193 B1 un sistema de
perforación con columna concéntrica posicionada dinámicamente,
comprende una unidad de perforación posicionada dinámicamente que se
puede hacer funcionar para flotar por lo menos parcialmente sobre
la superficie de un cuerpo de agua, una primera columna marina
ascendente exterior de baja presión que se extiende desde la unidad
de perforación hasta el cuerpo de agua, un sistema de tensado para
soportar la primera columna ascendente, una segunda columna marina
ascendente interior de alta presión que se extiende
concéntricamente dentro de la primera columna marina ascendente
exterior de baja presión, un protector contra erupciones
submarino, y un conector en la base del paquete de columna marina
ascendente inferior para liberar las columnas ascendentes del
cabezal del pozo en caso de pérdida de estación de la unidad de
perfo-
ración.
ración.
De acuerdo con un primer aspecto, la presente
invención proporciona un método de acuerdo con el objeto de la
reivindicación 1. Otro aspecto de la invención se refiere a un
sistema de acuerdo con el objeto de la reivindicación 22. Otros
aspectos y realizaciones se ponen de manifiesto en las
subreivindicaciones, en la descripción que sigue y en las
figuras.
La Fig. 1 es una representación esquemática de
una realización de la presente invención;
la Fig. 2 es una representación esquemática
ampliada de la unidad de cierre submarino mostrado en la Fig.1, de
acuerdo con una realización de la presente invención;
la Fig. 3 es una vista en sección recta
esquemática ampliada del manguito 34 mostrada en la Fig. 2, de
acuerdo con una realización de la presente invención; y
La Fig. 4 es una vista en sección recta
esquemática del cabezal giratorio mostrado en la Fig. 1, de acuerdo
con una realización de la presente invención.
En algunas realizaciones de la presente
invención, la perforación y la producción de fluidos de una
formación pueden tener lugar en condiciones
sub-equilibradas. Tal como se utiliza aquí,
"sub-equilibrada" significa que el peso del
fango de perforación es menor que la presión en los poros de la
formación. Tal como se utiliza aquí, "gradiente dual" se
refiere al hecho de que la densidad del fluido, en algún punto a lo
largo de su recorrido alejándose de la punta de la broca, es menor
que la densidad del fluido que se mueve hacia la punta de la broca.
Las técnicas de gradiente dual se pueden utilizar para realizar una
perforación sub-equilibrada. La creación de un
gradiente dual o condición subequlibrada puede realizarse aplicando
cualquier técnica conocida, incluyendo la inyección de gases, de
agua marina y de bolas de vidrio, para mencionar solo algunos
ejemplos.
Refiriéndonos a la Fig. 1, un aparato de
perforación y producción 11 puede incluir un cabezal giratorio 10
que hace girar una columna con el objeto de perforar un pozo en una
formación submarina SF: El cabezal giratorio 10 hace girar la
columna a través de un bloque antierupciones de superficie (BOP) 12.
El bloque antierupciones de superficie 12 puede incluir protectores
contra erupciones anulares que controlan el flujo de fluido que se
mueve hacia arriba desde la cabeza de pozo hacia la plataforma
perforadora flotante superpuesta 14.
La plataforma perforadora 14 puede estar tensada
utilizando tensores anulares 16 acoplados a cilindros hidráulicos
56 para crear un sistema tensor 50. El sistema tensor 50 permite que
la parte superior del aparato11 se mueva respecto a la porción
inferior, por ejemplo en respuesta a las condiciones del mar. El
sistema 50 permite un movimiento relativo de ajuste mientras
mantiene la tensión en la tubería 22, que se extiende desde la
plataforma flotante 14 hacia abajo hasta la unidad de cierre
submarina 24.
La porción de superficie del aparato 11 está
acoplada mediante un conector 20 con la tubería 22. La tubería 22
está conectada con la sección inferior del aparato 11 mediante una
brida desconectable 72 situada debajo del nivel del mar WL. La
brida 72 se puede accionar desde la superficie para desconectar la
porción superior del aparato 11 de la porción inferior incluyendo
la unidad de cierre submarino 24.
En una realización de la presente invención, en
la plataforma 14 se dispone también una fuente de un fluido que
tiene menor densidad que la del lodo bombeado desde la superficie
hacia abajo a través de la tubería 22. El fluido de densidad menor
puede proporcionarse a través de la tubería 60.
Un sistema de sustentación 58 incluye un tensor
58 que descansa sobre un soporte 56. El sistema de sustentación 58
tensa la tubería tensada 26 que se extiende hasta una brida
desconectable submarina 74 sobre la unidad de cierre submarina 24.
Igual que la brida 72, la brida 74 puede ser accionada por control
remoto o accionada desde la superficie para cortar la tubería 26 de
la unidad de cierre submarina 24. En una realización, el soporte 56
puede incluir dispositivos hidráulicos de cierre que se mueven como
protectores contra erupciones de cierre transversal (shear ram)
para bloquear la tubería 26.
En una realización, el ritmo de flujo desde la
superficie a través de la tubería 26 del fluido de densidad menor
se puede controlar desde la superficie mediante válvulas accionadas
por control remoto en la unidad de cierre submarina 24.
Proporcionar este fluido de menor densidad desde la superficie es
ventajoso respecto a intentar proporcionarlo desde un emplazamiento
submarino, como sería en el interior de la unidad de cierre
submarina 24, porque es más fácil controlar y hacer funcionar
grandes bombas desde la plataforma perforadora 14.
La unidad de cierre submarina 24 funciona junto
con el bloque antierupciones 12 para impedir erupciones. Mientras
que el bloque antierupciones de superficie 12 controla el flujo del
fluido, la unidad de cierre submarina 24 es responsable de cortar o
escindir la cabeza de pozo de las porciones del aparato 11 situadas
encima, utilizando los cierres transversales (shear ram) 30a y 30b
como se muestra en la Fig. 2. Así, la tubería 22 puede estar
acoplada mediante un conector 28a con el cierre transversal (shear
ram) 30a. El cierre transversal (shear ram) 30a está acoplado
mediante un manguito 34 con valonas 23a y 23b con el cierre
transversal (shear ram) 30b. El cierre transversal (shear ram) 30b
se puede acoplar a través del maguito 38 al conector de cabeza de
pozo 28b, que a su vez está conectado a la cabeza de pozo.
Tal como se muestra en la Fig. 2, la tubería 26
se conecta a la válvula accionada por control remoto 36 que
controla el ritmo de flujo en la tubería 26 hacia el manguito 34. La
entrada de la tubería 26 en el manguito 34 tiene lugar entre los
dos cierres transversales (shear ram) 30a y 30b.
Tal como se muestra en la Fig. 3, la inyección
de fluido de densidad menor utiliza la válvula accionada por
control remoto 36 en el manguito 34. El manguito 34 puede tener lodo
de perforación, indicado como M_{IN}, moviéndose hacia abajo por
la tubería 22. El lodo de retorno, indicado como M_{OUT}, se
extiende hacia arriba por el anillo 46 que rodea la columna 40 y el
anillo 44. De este modo, cuando la válvula 36 está abierta, se
puede inyectar fluido de densidad menor en el flujo de
hidrocarburo/lodo con el fin de reducir su densidad.
En una realización, se puede crear una situación
sub-equilibrada como resultado de las densidades de
lodo duales. A saber, el lodo por encima de la válvula 36 puede
tener densidad menor que la densidad del lodo por debajo de la
válvula 36, y menor que la densidad del lodo que se mueve hacia
abajo hacia la formación. La válvula 36 puede incluir un elemento
giratorio 37 que permita abrir o controlar la válvula 36. Como
ejemplo adicional, la válvula 36 puede ser una válvula de compuerta
basculante con una seguridad contra fallo hidráulico que cierre
automáticamente la válvula en caso de fallo hidráulico. La válvula
36 puede permitir que el grado de perforación
sub-equilibrada sea controlado desde la superficie o
por control remoto en función de las condiciones medidas,
incluyendo la presión ascendente proporcionada por la formación. Por
ejemplo la válvula 36 puede controlarse acústicamente desde la
superficie.
Por consiguiente, en algunas realizaciones de la
presente invención, el control de flujo puede realizarse con mayor
efectividad en la superficie, mientras que el control de cierre se
realiza en el lecho marino. En una realización, el bombeo del
fluido de menor densidad se realiza también en la superficie, pero
su inyección puede hacerse en la unidad de cierre 24 situada en
lecho marino, entre los cierres transversales (shear ram) 30a y
30b.
El cabezal giratorio 10 mostrado con más detalle
en la Fig. 4 está acoplado al bloque antierupciones de superficie
12 por una junta 70. El fluido de retorno, indicado por M_{OUT}
pasa a través de una válvula 68 hacia un área de recogida adecuada.
El área de recogida puede recoger lodo con detritos, así como
fluidos de producción como hidrocarburos. Los fluidos de producción
pueden separase utilizando técnicas bien conocidas.
El flujo hacia arriba del fluido M_{OUT} está
impedido por un prensaestopas 62. En una realización, el
prensaestopas 62 es un anillo de goma o de material elástico que
sella la corona alrededor de la columna 40 e impide que los fluidos
fluyan más allá hacia arriba. Al mismo tiempo el prensaestopas 62
permite la aplicación de una fuerza de giro sobre la columna 40 en
la dirección de la flecha circular desde el cabezal giratorio 66,
con el objeto de perforar. Se pueden disponer juntas de estanquidad
65 entre la conexión telescópica 64 y el cabezal giratorio 66
puesto que tanto la perforación como la producción se pueden
realizar en una situación subequlibrada.
Así, en algunas realizaciones de la presente
invención, se puede disponer una unidad de cierre submarina 24 para
desconectar la columna en el caso de una incidencia como una
erupción. Al mismo tiempo, protectores contra erupciones anulares
controlan el flujo de fluido. Se puede conseguir la perforación con
gradiente dual mediante el suministro de fluido desde la superficie
a través de una entrada lateral en la región entre los protectores
contra erupciones 30. Mediante la disposición de una tubería
separada con una brida de control remoto 74, se pueden conseguir
volúmenes adecuados de fluido que no se podrían conseguir con líneas
convencionales de inyección (kill) y de purga (choke). La tubería
26 que suministra el fluido para control de densidad puede ser
tensada y embridada. Como resultado, en algunas realizaciones de la
presente invención, se puede conseguir la producción y la
perforación con gradiente dual.
Aunque la presente invención se ha descrito
haciendo referencia a un número limitado de realizaciones, los
expertos en la materia comprenderán que son posibles numerosas
modificaciones y variaciones. Se pretende que las
subreivindicaciones cubran estas modificaciones y variaciones.
Claims (32)
1. Un método que comprende:
una cabeza de pozo submarina que funciona en
condición sub-equilibrada;
el suministro de un fango de una primera
densidad a dicha cabeza de pozo; y
la inyección, desde la superficie del mar, de un
primer fluido reductor de la densidad, en el lodo que retorna de
dicha cabeza de pozo a través de una tubería tensada y embridada
(26).
2. El método de la reivindicación 1, que incluye
la producción de hidrocarburos desde un pozo submarino en condición
sub-equilibrada utilizando un cabezal giratorio (10)
montado sobre un protector contra erupciones de superficie
(12).
3. El método de la reivindicación 2, que incluye
el uso del protector contra erupciones (12) para proporcionar
control del flujo.
4. El método de la reivindicación 3, que incluye
la provisión de un protector contra erupciones bajo la superficie
(24) además de dicho protector contra erupciones de superficie
(12).
5. El método de la reivindicación 4, que incluye
la provisión de protectores contra erupciones de cierre transversal
(shear ram) (30a, 30b).
6. El método de la reivindicación 1, que incluye
la provisión de una línea separada para bombear dicho primer fluido
reductor de la densidad desde la superficie hasta un fango situado
bajo la superficie.
7. El método de la reivindicación 6, que incluye
la provisión de un protector contra erupciones bajo la superficie
(24) y que proporciona dicha línea a dicho protector contra
erupciones bajo al superficie (24).
8. El método de la reivindicación 7, que incluye
la provisión de un par de protectores contra erupciones de cierre
transversal (shear ram) bajo la superficie y la inyección de dicho
primer fluido reductor de densidad entre dichos protectores contra
erupciones transversales.
9. El método de la reivindicación 8, que incluye
la provisión de una válvula accionable por control remoto para
controlar el flujo de dicho fluido y el disponer dicha válvula en
una posición submarina.
10. El método de la reivindicación 1, que
incluye la provisión de una cabezal giratorio (10) que transmite la
energía de rotación a dicha columna a través de un
prensaestopas.
11. El método de la reivindicación 10, que
incluye la provisión de dicha energía de rotación a través de un
prensaestopas elástico.
12. El método de la reivindicación 2, que
incluye el acoplamiento al pozo de dichos protectores contra
erupciones utilizando una tubería y disponiendo una brida bajo la
superficie accionable por control remoto para cortar la conexión
entre dicha cabeza de pozo y dichos protectores contra
explosiones.
13. El método de la reivindicación 12, que
incluye tensar dicha tubería.
14. El método de la reivindicación 12, que
incluye el suministro de un flujo de lodo a una punta de broca a
través de la tubería.
15. El método de la reivindicación 14, que
incluye reducir la densidad del lodo que retorna de dicha punta de
broca a través de dicha tubería.
16. El método de la reivindicación 15, que
incluye la provisión de una línea separada para permitir el bombeo
de un fluido desde la superficie hasta una posición bajo la
superficie para reducir la densidad del lodo que retorna.
17. El método de la reivindicación 15, que
incluye la provisión de una línea tensada para proporcionar dicho
fluido desde dicha superficie.
18. El método de la reivindicación 17, que
incluye la provisión de una brida desconectable para desconectar
dicha línea de la cabeza de pozo.
19. El método de la reivindicación 18, que
incluye la provisión de un protector contra erupciones bajo la
superficie (24) y proporcionar dicha línea a dicho protector contra
erupciones bajo la superficie (24).
20. El método de la reivindicación 19, que
incluye la provisión de un par de protectores de explosiones de
cierre transversal (shear ram) bajo la superficie y el bombeo de
dicho fluido entre dichos protectores de explosiones
transversales.
21. El método de la reivindicación 20, que
incluye la provisión de una válvula accionada por control remoto
para controlar el flujo de dicho fluido y situar dicha válvula en
una posición submarina.
22. Un sistema para suministrar un fluido
reductor de densidad a una posición submarina comprendiendo:
un sustentador de superficie (58) para tensar y
sustentar una tubería (26) conectable a una fuente de fluido
reductor de densidad; y
una brida submarina (74) para acoplar una
primera porción de dicha tubería (26) a una segunda sección de dicha
tubería (26), siendo dicha brida accionable por control remoto para
desconectar dicha primera porción de tubería (26) de dicha segunda
porción de tubería (26).
23. El sistema de la reivindicación 22 que
incluye una válvula submarina (36) para controlar el ritmo de flujo
de fluido a través de dicha tubería (26).
24. El sistema de la reivindicación 23 en el que
dicha válvula (36) está acoplada a un conector para acoplar dicha
tubería (26) a una posición submarina.
25. El sistema de la reivindicación 22 que
incluye una unidad de cierre submarino (24) acoplada a dicha tubería
(26).
26. El sistema de la reivindicación 25 en el que
dicha unidad de cierre submarino (24) incluye un par de protectores
contra erupciones de cierre transversal (shear ram) (30a, 30b)
acoplados entre sí.
27. El sistema de la reivindicación 26 que
incluye un acoplador (34) para conectar dichos protectores contra
erupciones de cierre transversal (shear ram) (30a, 30b) entre sí,
estando adaptado dicho acoplador para recibir dicha tubería (26) y
dicho acoplador conduciendo fluido de perforación hacia abajo por un
conducto central y hacia arriba por un conducto desplazado
radialmente.
28. El sistema de la reivindicación 22 en el que
dicha brida (74) desconecta cuando se detecta un fallo.
29. El sistema de la reivindicación 22 donde
dicho sustentador (58) incluye un cierre hidráulico para bloquear
la tubería (26).
30. El sistema de la reivindicación 26, que
incluye además un dispositivo que acopla dichos protectores contra
explosiones, teniendo dicho dispositivo una entrada para recibir
fluido reductor de densidad para reducir la densidad del fango de
perforación que se mueve hacia arriba a través de dicho
dispositivo.
31. El sistema de la reivindicación 30 que
incluye una línea separada para suministrar fluido reductor de
densidad, incluyendo dicha línea una válvula accionable por control
remoto (36).
32. El sistema de la reivindicación 31 en el que
dicha válvula (36) cierra automáticamente cuando se pierde el
control.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10/697,204 US7032691B2 (en) | 2003-10-30 | 2003-10-30 | Underbalanced well drilling and production |
US697204 | 2003-10-30 |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
ES2305892T3 true ES2305892T3 (es) | 2008-11-01 |
Family
ID=34550303
Family Applications (3)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
ES04806532T Active ES2305892T3 (es) | 2003-10-30 | 2004-10-25 | Produccion y perforacion de pozos en depresion. |
ES07008662T Active ES2349789T3 (es) | 2003-10-30 | 2004-10-25 | Producción y perforación de pozos en depresión. |
ES09015250T Active ES2393434T3 (es) | 2003-10-30 | 2004-10-25 | Producción y perforación de pozos en depresión |
Family Applications After (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
ES07008662T Active ES2349789T3 (es) | 2003-10-30 | 2004-10-25 | Producción y perforación de pozos en depresión. |
ES09015250T Active ES2393434T3 (es) | 2003-10-30 | 2004-10-25 | Producción y perforación de pozos en depresión |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (3) | US7032691B2 (es) |
EP (3) | EP1700000B1 (es) |
AU (1) | AU2004286103B2 (es) |
BR (1) | BRPI0416064A (es) |
DK (3) | DK1700000T3 (es) |
EG (1) | EG24344A (es) |
ES (3) | ES2305892T3 (es) |
NO (2) | NO338633B1 (es) |
TN (1) | TNSN06119A1 (es) |
WO (1) | WO2005042917A1 (es) |
Families Citing this family (51)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7487837B2 (en) * | 2004-11-23 | 2009-02-10 | Weatherford/Lamb, Inc. | Riser rotating control device |
US7836946B2 (en) | 2002-10-31 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotating control head radial seal protection and leak detection systems |
US7237623B2 (en) * | 2003-09-19 | 2007-07-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method for pressurized mud cap and reverse circulation drilling from a floating drilling rig using a sealed marine riser |
US7032691B2 (en) * | 2003-10-30 | 2006-04-25 | Stena Drilling Ltd. | Underbalanced well drilling and production |
BRPI0509344B1 (pt) * | 2004-04-16 | 2016-03-01 | Vetco Aibel As | sistema e método para montagem de equipamento de recondicionamento de poço |
US8826988B2 (en) | 2004-11-23 | 2014-09-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Latch position indicator system and method |
US7926593B2 (en) | 2004-11-23 | 2011-04-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotating control device docking station |
US7866399B2 (en) * | 2005-10-20 | 2011-01-11 | Transocean Sedco Forex Ventures Limited | Apparatus and method for managed pressure drilling |
WO2008058209A2 (en) | 2006-11-07 | 2008-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Offshore universal riser system |
US8459361B2 (en) * | 2007-04-11 | 2013-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multipart sliding joint for floating rig |
US7997345B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-08-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Universal marine diverter converter |
US8844652B2 (en) | 2007-10-23 | 2014-09-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Interlocking low profile rotating control device |
US8286734B2 (en) | 2007-10-23 | 2012-10-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Low profile rotating control device |
US8281875B2 (en) | 2008-12-19 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
US9359853B2 (en) | 2009-01-15 | 2016-06-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Acoustically controlled subsea latching and sealing system and method for an oilfield device |
US8322432B2 (en) | 2009-01-15 | 2012-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Subsea internal riser rotating control device system and method |
US9567843B2 (en) * | 2009-07-30 | 2017-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling methods with event detection |
US8347983B2 (en) | 2009-07-31 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with a high pressure rotating control device |
US8471560B2 (en) * | 2009-09-18 | 2013-06-25 | Schlumberger Technology Corporation | Measurements in non-invaded formations |
WO2011067353A2 (en) * | 2009-12-02 | 2011-06-09 | Stena Drilling Limited | Assembly and method for subsea well drilling and intervention |
US8347982B2 (en) | 2010-04-16 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | System and method for managing heave pressure from a floating rig |
US8201628B2 (en) | 2010-04-27 | 2012-06-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore pressure control with segregated fluid columns |
US8820405B2 (en) | 2010-04-27 | 2014-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Segregating flowable materials in a well |
US8403059B2 (en) * | 2010-05-12 | 2013-03-26 | Sunstone Technologies, Llc | External jet pump for dual gradient drilling |
WO2011150378A1 (en) * | 2010-05-28 | 2011-12-01 | David Randolph Smith | Method and apparatus to control fluid flow subsea wells |
US9175542B2 (en) | 2010-06-28 | 2015-11-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Lubricating seal for use with a tubular |
US20120006559A1 (en) * | 2010-07-09 | 2012-01-12 | Brite Alan D | Submergible oil well sealing device with valves and method for installing a submergible oil well sealing device and resuming oil production |
GB2482181B (en) * | 2010-07-23 | 2015-07-29 | Peter Robert Goodall | Preventing and ameliorating leakage from a subsea well in the event of failure |
US20120045285A1 (en) * | 2010-08-23 | 2012-02-23 | Oil Well Closure And Protection As | Offshore structure |
US8783359B2 (en) | 2010-10-05 | 2014-07-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Apparatus and system for processing solids in subsea drilling or excavation |
US8881829B2 (en) | 2010-10-07 | 2014-11-11 | David B. Redden | Backup wellhead blowout prevention system and method |
US8746345B2 (en) * | 2010-12-09 | 2014-06-10 | Cameron International Corporation | BOP stack with a universal intervention interface |
WO2012138349A1 (en) | 2011-04-08 | 2012-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Automatic standpipe pressure control in drilling |
US9249638B2 (en) | 2011-04-08 | 2016-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore pressure control with optimized pressure drilling |
US9080407B2 (en) | 2011-05-09 | 2015-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
BR112014004638A2 (pt) | 2011-09-08 | 2017-03-14 | Halliburton Energy Services Inc | método para manutenção de uma temperatura desejada em um local em um poço, e, sistema de poço |
US8820412B2 (en) * | 2011-09-16 | 2014-09-02 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods, systems and apparatus for circulating fluid within the annulus of a flexible pipe riser |
US9033049B2 (en) * | 2011-11-10 | 2015-05-19 | Johnnie E. Kotrla | Blowout preventer shut-in assembly of last resort |
US9328575B2 (en) * | 2012-01-31 | 2016-05-03 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Dual gradient managed pressure drilling |
US9316054B2 (en) | 2012-02-14 | 2016-04-19 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for managing pressure in a wellbore |
AU2013251321B2 (en) * | 2012-04-27 | 2016-04-28 | Schlumberger Technology B.V. | Wellbore annular pressure control system and method using gas lift in drilling fluid return line |
US8985928B2 (en) | 2012-06-21 | 2015-03-24 | Superior Energy Services—North America Services, Inc. | Long lateral completion system and method for pipe handling |
US9249637B2 (en) * | 2012-10-15 | 2016-02-02 | National Oilwell Varco, L.P. | Dual gradient drilling system |
US10294746B2 (en) * | 2013-03-15 | 2019-05-21 | Cameron International Corporation | Riser gas handling system |
CN105705730A (zh) | 2013-11-27 | 2016-06-22 | 兰德马克绘图国际公司 | 用于优化欠平衡钻井的方法和装置 |
GB201501477D0 (en) * | 2015-01-29 | 2015-03-18 | Norwegian Univ Sci & Tech Ntnu | Drill apparatus for a floating drill rig |
EP3256689B1 (en) * | 2015-02-13 | 2023-11-22 | ConocoPhillips Company | Method and apparatus for filling an annulus between casing and rock in an oil or gas well |
GB2555313A (en) * | 2015-07-13 | 2018-04-25 | Landmark Graphics Corp | Underbalanced drilling through formations with varying lithologies |
US11208862B2 (en) * | 2017-05-30 | 2021-12-28 | Trendsetter Vulcan Offshore, Inc. | Method of drilling and completing a well |
CN108180012A (zh) * | 2017-12-21 | 2018-06-19 | 黄明道 | 深水钻井平台ibop阀及防喷器联合试压工具及试压方法 |
WO2020149852A1 (en) * | 2019-01-18 | 2020-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure switch |
Family Cites Families (38)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3324017A (en) * | 1958-06-12 | 1967-06-06 | Sinclair Research Inc | Method for copolymerizing an alkylidene bisacrylamide and an ethylenic monomer employing radiation |
US4091881A (en) * | 1977-04-11 | 1978-05-30 | Exxon Production Research Company | Artificial lift system for marine drilling riser |
US5014789A (en) * | 1986-07-07 | 1991-05-14 | Neville Clarke | Method for startup of production in an oil well |
US5662181A (en) * | 1992-09-30 | 1997-09-02 | Williams; John R. | Rotating blowout preventer |
NO305138B1 (no) * | 1994-10-31 | 1999-04-06 | Mercur Slimhole Drilling And I | Anordning til bruk ved boring av olje/gass-bronner |
NO951624L (no) * | 1995-04-27 | 1996-10-28 | Harald Moeksvold | Undervannstrykk-kontrollutstyr |
US6065550A (en) * | 1996-02-01 | 2000-05-23 | Gardes; Robert | Method and system for drilling and completing underbalanced multilateral wells utilizing a dual string technique in a live well |
US5873420A (en) * | 1997-05-27 | 1999-02-23 | Gearhart; Marvin | Air and mud control system for underbalanced drilling |
US6216799B1 (en) * | 1997-09-25 | 2001-04-17 | Shell Offshore Inc. | Subsea pumping system and method for deepwater drilling |
US6273193B1 (en) * | 1997-12-16 | 2001-08-14 | Transocean Sedco Forex, Inc. | Dynamically positioned, concentric riser, drilling method and apparatus |
US6263982B1 (en) * | 1998-03-02 | 2001-07-24 | Weatherford Holding U.S., Inc. | Method and system for return of drilling fluid from a sealed marine riser to a floating drilling rig while drilling |
US6913092B2 (en) * | 1998-03-02 | 2005-07-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and system for return of drilling fluid from a sealed marine riser to a floating drilling rig while drilling |
US6325159B1 (en) * | 1998-03-27 | 2001-12-04 | Hydril Company | Offshore drilling system |
EP1762696A3 (en) * | 1999-03-02 | 2016-07-20 | Weatherford Technology Holdings, LLC | Iinternal riser rotating control head |
EG22117A (en) * | 1999-06-03 | 2002-08-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method and apparatus for controlling pressure and detecting well control problems during drilling of an offshore well using a gas-lifted riser |
US6450262B1 (en) * | 1999-12-09 | 2002-09-17 | Stewart & Stevenson Services, Inc. | Riser isolation tool |
US6484816B1 (en) * | 2001-01-26 | 2002-11-26 | Martin-Decker Totco, Inc. | Method and system for controlling well bore pressure |
US7090036B2 (en) * | 2001-02-15 | 2006-08-15 | Deboer Luc | System for drilling oil and gas wells by varying the density of drilling fluids to achieve near-balanced, underbalanced, or overbalanced drilling conditions |
US6536540B2 (en) * | 2001-02-15 | 2003-03-25 | De Boer Luc | Method and apparatus for varying the density of drilling fluids in deep water oil drilling applications |
US6843331B2 (en) | 2001-02-15 | 2005-01-18 | De Boer Luc | Method and apparatus for varying the density of drilling fluids in deep water oil drilling applications |
US6966392B2 (en) * | 2001-02-15 | 2005-11-22 | Deboer Luc | Method for varying the density of drilling fluids in deep water oil and gas drilling applications |
US6802379B2 (en) * | 2001-02-23 | 2004-10-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Liquid lift method for drilling risers |
US6571873B2 (en) * | 2001-02-23 | 2003-06-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for controlling bottom-hole pressure during dual-gradient drilling |
CA2344627C (en) * | 2001-04-18 | 2007-08-07 | Northland Energy Corporation | Method of dynamically controlling bottom hole circulating pressure in a wellbore |
US6672390B2 (en) * | 2001-06-15 | 2004-01-06 | Shell Oil Company | Systems and methods for constructing subsea production wells |
WO2003006778A1 (en) | 2001-07-09 | 2003-01-23 | Baker Hughes Inc | Drilling system and method for controlling equivalent circulating density during drilling of wellbores |
US7264058B2 (en) * | 2001-09-10 | 2007-09-04 | Ocean Riser Systems As | Arrangement and method for regulating bottom hole pressures when drilling deepwater offshore wells |
US6745857B2 (en) * | 2001-09-21 | 2004-06-08 | National Oilwell Norway As | Method of drilling sub-sea oil and gas production wells |
US6823950B2 (en) * | 2001-12-03 | 2004-11-30 | Shell Oil Company | Method for formation pressure control while drilling |
US6904981B2 (en) * | 2002-02-20 | 2005-06-14 | Shell Oil Company | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
NO318220B1 (no) * | 2003-03-13 | 2005-02-21 | Ocean Riser Systems As | Fremgangsmåte og anordning for utførelse av boreoperasjoner |
US7237623B2 (en) * | 2003-09-19 | 2007-07-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method for pressurized mud cap and reverse circulation drilling from a floating drilling rig using a sealed marine riser |
US7032691B2 (en) * | 2003-10-30 | 2006-04-25 | Stena Drilling Ltd. | Underbalanced well drilling and production |
US7021402B2 (en) * | 2003-12-15 | 2006-04-04 | Itrec B.V. | Method for using a multipurpose unit with multipurpose tower and a surface blow out preventer |
US7237613B2 (en) * | 2004-07-28 | 2007-07-03 | Vetco Gray Inc. | Underbalanced marine drilling riser |
US7658228B2 (en) * | 2005-03-15 | 2010-02-09 | Ocean Riser System | High pressure system |
US7836973B2 (en) * | 2005-10-20 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Annulus pressure control drilling systems and methods |
WO2008058209A2 (en) * | 2006-11-07 | 2008-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Offshore universal riser system |
-
2003
- 2003-10-30 US US10/697,204 patent/US7032691B2/en active Active
-
2004
- 2004-10-25 BR BRPI0416064-9A patent/BRPI0416064A/pt not_active IP Right Cessation
- 2004-10-25 EP EP04806532A patent/EP1700000B1/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-10-25 ES ES04806532T patent/ES2305892T3/es active Active
- 2004-10-25 EP EP07008662A patent/EP1808569B1/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-10-25 DK DK04806532T patent/DK1700000T3/da active
- 2004-10-25 WO PCT/IB2004/004372 patent/WO2005042917A1/en active IP Right Grant
- 2004-10-25 EP EP09015250A patent/EP2161404B1/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-10-25 ES ES07008662T patent/ES2349789T3/es active Active
- 2004-10-25 ES ES09015250T patent/ES2393434T3/es active Active
- 2004-10-25 DK DK09015250.5T patent/DK2161404T3/da active
- 2004-10-25 AU AU2004286103A patent/AU2004286103B2/en not_active Ceased
- 2004-10-25 DK DK07008662.4T patent/DK1808569T3/da active
-
2006
- 2006-04-13 US US11/404,143 patent/US20060191716A1/en not_active Abandoned
- 2006-04-24 TN TNP2006000119A patent/TNSN06119A1/en unknown
- 2006-04-30 EG EGNA2006000408 patent/EG24344A/xx active
- 2006-05-19 NO NO20062254A patent/NO338633B1/no not_active IP Right Cessation
-
2009
- 2009-09-03 US US12/553,208 patent/US8176985B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2016
- 2016-05-12 NO NO20160812A patent/NO339557B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
TNSN06119A1 (en) | 2007-11-15 |
DK1808569T3 (da) | 2010-11-08 |
EP2161404A3 (en) | 2010-04-14 |
US20090314544A1 (en) | 2009-12-24 |
AU2004286103A1 (en) | 2005-05-12 |
NO339557B1 (no) | 2017-01-02 |
US20060191716A1 (en) | 2006-08-31 |
EP1700000B1 (en) | 2008-04-23 |
EP1700000A1 (en) | 2006-09-13 |
US8176985B2 (en) | 2012-05-15 |
EG24344A (en) | 2009-02-11 |
ES2349789T3 (es) | 2011-01-11 |
US20050092522A1 (en) | 2005-05-05 |
EP2161404A2 (en) | 2010-03-10 |
NO20062254L (no) | 2006-07-28 |
DK2161404T3 (da) | 2012-12-17 |
NO338633B1 (no) | 2016-09-19 |
AU2004286103B2 (en) | 2008-02-14 |
EP2161404B1 (en) | 2012-08-29 |
BRPI0416064A (pt) | 2007-01-02 |
DK1700000T3 (da) | 2008-07-28 |
EP1808569A2 (en) | 2007-07-18 |
ES2393434T3 (es) | 2012-12-21 |
US7032691B2 (en) | 2006-04-25 |
EP1808569B1 (en) | 2010-07-28 |
NO20160812L (no) | 2006-07-28 |
EP1808569A3 (en) | 2009-06-17 |
WO2005042917A1 (en) | 2005-05-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
ES2305892T3 (es) | Produccion y perforacion de pozos en depresion. | |
ES2653991T3 (es) | Sistema de perforación de presión controlada que presenta un modo de control de pozo | |
US6230824B1 (en) | Rotating subsea diverter | |
EP0802302B1 (en) | Riser that is to be detached near the water surface | |
US4210208A (en) | Subsea choke and riser pressure equalization system | |
NO338632B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for styring av strømning av formasjonsfluid inn i et produksjonsrør i et borehull | |
BR112014018184A2 (pt) | Perfuração com pressão controlada por gradiente duplo | |
US7458425B2 (en) | System and method of installing and maintaining an offshore exploration and production system having an adjustable buoyancy chamber | |
NO152948B (no) | Fremgangsmaate for aa bringe en fralands-oljebroenn i utbrudd under kontroll, og broenn-noedhjelpefartoey | |
EP1837482A1 (en) | System and method of installing and maintaining an offshore exploration and production system having an adjustable buoyancy chamber | |
BRPI0621320B1 (pt) | método e sistema para restringir a liberação de um sistema de coluna de ascensão de subsuperfície | |
WO2011154733A1 (en) | Apparatus and method for containment of underwater hydrocarbon and other emissions | |
US20120055680A1 (en) | Blow-out preventer, and oil spill recovery management system | |
US9850729B2 (en) | Blow-out preventer, and oil spill recovery management system | |
EP1659257B1 (en) | Offshore exploration and production system having an adjustable buoyancy chamber | |
RU2753892C1 (ru) | Динамическое устройство для компенсации нагрузок на систему подводных колонных головок | |
AU2008201481B2 (en) | Underbalanced well drilling and production |