NO170897B - Anordning for kontroll av boreslamtrykket i et stigeroer - Google Patents

Anordning for kontroll av boreslamtrykket i et stigeroer Download PDF

Info

Publication number
NO170897B
NO170897B NO862481A NO862481A NO170897B NO 170897 B NO170897 B NO 170897B NO 862481 A NO862481 A NO 862481A NO 862481 A NO862481 A NO 862481A NO 170897 B NO170897 B NO 170897B
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
riser
housing
annulus
outlet channel
piston
Prior art date
Application number
NO862481A
Other languages
English (en)
Other versions
NO862481L (no
NO170897C (no
NO862481D0 (no
Inventor
Joseph R Roche
Original Assignee
Hydril Co
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Hydril Co filed Critical Hydril Co
Publication of NO862481L publication Critical patent/NO862481L/no
Publication of NO862481D0 publication Critical patent/NO862481D0/no
Publication of NO170897B publication Critical patent/NO170897B/no
Publication of NO170897C publication Critical patent/NO170897C/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/08Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/001Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor specially adapted for underwater drilling
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/10Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
    • E21B21/106Valve arrangements outside the borehole, e.g. kelly valves
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02Surface sealing or packing
    • E21B33/03Well heads; Setting-up thereof
    • E21B33/06Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers
    • E21B33/061Ram-type blow-out preventers, e.g. with pivoting rams
    • E21B33/062Ram-type blow-out preventers, e.g. with pivoting rams with sliding rams
    • E21B33/063Ram-type blow-out preventers, e.g. with pivoting rams with sliding rams for shearing drill pipes
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02Surface sealing or packing
    • E21B33/03Well heads; Setting-up thereof
    • E21B33/06Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers
    • E21B33/064Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers specially adapted for underwater well heads

Abstract

Fremgangsmåte og apparat for å opprettholde farefritt trykk i ringrommet til et marint dyptvanns-stigerør ved å hindre fortrengningen av boreslam med formasjonsgass. Ved å anordne en forbedret strømnings-avleder-styreanordning (20) med en ringformet tetningsanordning (88, 90) i stigerør-strengen (10) under stigerør-teleskopskjeten (21), kan væske-brønnfluider under begrenset trykk opprettholdes i stigerøret (10) til tross for kraften fra formasjonsgass under slamsøylen for fortrengning av væsken. Anordning av den ringformete avstengning under teleskopskjøten (21) eliminerer behovet for avtetting av brønnfluidtrykk ved teleskopskjøt-pakningen under tilbakeslags-styresirkulasjonsoperasjoner. Strømningsavleder-styreanordningen (20) omfatter et utløp (86) som åpner ved lukking av en ringformet tetningsanordning (,) og som danner en strømningsbane under den ringformete tetningsanordning (88, 90) til en strupeledning (12) for å gjøre det lettere å bringe brønnen under kontroll ved sirkulering av drepeslam. Dersom BOP-stabelen (4) er på bunnen kan sirkulasjon ledes ned gjennom et stigerør-tilførselsrør (14) og inn-føres i ringrommet over en stengt stempelventil (34, 36, 38). Dersom BOP'ene er åpne eller dersom stabelen (4) ikke er på bunnen ledes sirkulasjon ned gjennom borerøret, opp stigerør-ringrommet og gjennom strupemanifolden (56). Ved å opprettholde en slamsøyle i stigerør-ringrommet unngår man faren for sammentrykking av røret ved utvendig hydrostatisk trykk nær nedre ende av et marint dyptvanns-stigerør.

Description

Denne oppfinnelse angår en anordning for kontroll av boreslamtrykket i et stigerør, som angitt i ingressen til de etterfølgende krav 1 og 4.
Oljeindustrien har med stort hell skjøvet tilbake vann-dybde-grensene for leteboring til havs. Mange tekniske utfordringer er blitt løst på en heldig måte under denne inn-sats. To områder som er særlig bemerkelsesverdige i denne forbindelse er utvidelsen av yteevnen til marine stigerør og utviklingen av nye brønnkontrollteknikker. Imidlertid er problemet med hydrostatisk sammentrykking av et marint stigerør på dypt vann fortsatt uløst i denne nye teknologi.
Det har hendt at et marint stigerør på dypt vann har klappet sammen ved sine nedre segmenter. Når slamsøylen i stigerør-ringrommet rundt borerøret er blitt fortrengt av formasjonsgass, har det resulterende lave trykk i stigerør-ringrommet etterlatt en så stor trykkforskjell (AP) over rør-veggen, at rørets sammentrykkingsstyrke er blitt overskredet. For å hindre slike tilfeller er enkelte dypvanns-stigerør blitt utstyrt med stigerør-fylleventiler som er beregnet på å åpne stigerør-ringrommet for innstrømming av sjøvann før den kritiske AP er blitt nådd. Slike ventiler er typisk utstyrt med kontrollinnretninger som avføler AP-endringer og automa-tisk åpner ventilen. En manuell omstilling er anordnet. På grunn av formasjonstrykkenes uberegnelighet har slike lite fleksible kontrollinnretninger vært usikre og risikable. I beste tilfeller tilveiebringer slike anordninger bar én anled-ning til å gjenopprette likevekt med kritisk avhengighet av sjøvannets densitet. Dersom det strømmende fluids kinetiske energi er tilstrekkelig høy kan innstrømmende sjøvann kastes ut fra toppen av stigerøret.
Fra WO-A-84/02374 er det kjent en anordning av stort sett samme art som den innledningsvis angitte. Denne kjente anordning har til oppgave å avlufte ubalansert brønn-boretrykk, slik at et høytrykks-brønnspark ikke kan innesperres i borehullet og medføre eksplosjon i stigerørstrengen, dvs et prob-lem som er fundamentalt forskjellig fra det som foreliggende oppfinnelse tar sikte på å løse. Som ytterligere eksempler på kjent teknikk kan nevnes US patentskrift nr. 4 378 849 samt NO patent nr. 160 537 og NO patentsøknad nr. 84 3210.
Hovedformålet med oppfinnelsen er følgelig å hindre at stigerøret, under boring på store dyp, sammentrykkes som følge av det utvendige trykk fra sjøvannet.
Dette formål oppnås ifølge oppfinnelsen ved en anordning av den innledningsvis angitte art, med de nye og særegne trekk som er angitt i karakteristikken til de etterfølgende krav 1 og 4. Fordelaktige utføringsformer av oppfinnelsen er angitt i de etterfølgende krav 2 og 3.
Ytterligere fordeler og trekk ved oppfinnelsen vil fremgå i forbindelse med de vedlagte tegninger hvor en foretrukket utføringsform av oppfinnelsen er vist og hvor: Figur 1 skjematisk viser et dypvanns-boresystem med en BOP-stabel anordnet på havbunnen og et borerigg-fartøy forbundet med denne ved hjelp av et stigerørsystem, Figur 2 viser skjematisk og delvis i tverrsnitt anordningen for kontroll av det marine brønn-stigerør anordnet ifølge oppfinnelsen, og Figur 3 viser i større målestokk en bestanddel av anordningen vist i figur 2. Figur 1 viser de omgivelser hvorunder denne oppfinnelse anvendes. Et flytende borefartøy 2 er anordnet for boring av et borehull B gjennom havbunnen 6 under vann-overflaten 8. En BOP-stabel 4 er anordnet på havbunnen over et brønnhode 44.
Et stigerør og strupe- og tilførselsledninger 12, 14 er anordnet for brønnstyring mellom det flytende fartøy 2 og BOP-stabelen 4. En ringromsavstenger 2 0 er anordnet under rigg-dekket og teleskopskjøten 21.
Figur 2 viser i større detalj kontrollanordningen ifølge oppfinnelsen. Rotasjonsbordet 52 er vist i boredekket 53. Bjelker 60 under boredekket er festet til en understøttelse 62 for understøttelse av en fleksibel skjøt 63 som er forbundet med teleskopskjøtens 21 innerrør 22. Ringromsavstengeren 2 0 er koplet til teleskopskjøtens 21 ytterrør 24. En pakning 26 mellom teleskopskjøtens 21 innerrør 22 og ytterrør 24 gjør det mulig for innerrøret 22 å bevege seg opp og ned i ytterrøret 24 som følge av det flytende borefartøys 2 stampebevegelser mens boreslam normalt strømmer gjennom det for tilbakeføring til slampumpene.
Ringromsavstengeren 20 som skal berskrives nærmere neden-for i forbindelse med figur 3 omfatter en L-formet kopling 100 til et utløp i ringromsavstenger-husveggen. En hjelpe-strupeledning 8 er koplet mellom utløpskoplingen 100 og en strupemanifold 56 i det flytende borefartøy 2.
En stigerørstreng 10 er koplet til bunnen av ringromsavstengeren 20. Stigerørstrengen strekker seg i visse tilfeller flere tusen fot under vannflaten til en BOP-stabel 4 som er festet til et brønnhode 44 på brønnen som bores. BOP-stabelen 4 som er anordnet for marin boring omfatter typisk fire røravstengere ("pipe rams") og en ringromsavstenger som vist i figur 2. Avstenger 40, 38 og 36 er anordnet sammen med skjæravstenger ("shear ram") 32. En ringromsavstenger er skjematisk vist som element 30. Hydrauliske koplinger 51 og 42 forbinder stabelens rør-passtykker med henholdsvis brønn-hodet 44 og bore-stigerøret 10.
Strupeledningen 12 kan være koplet som vist i BOP-stabelen 4 og strekker seg til overflate-strupemanifolden 56 (som for enkelhets skyld ikke er vist). Tilførselsrøret 14 er vist som forløpende nedad langs teleskopskjøten og stigerøret 10 og er forbundet med rør-passtykket til BOP-rør-passtykket over den nedre avstenger 40. Tilførselsrøret 14 er forbundet med slampumpene 54 for tilføring av borefluid under trykk til BOP-stabelen over avstengeren 40. En lengde av borerør 58 er vist forløpende ned gjennom teleskopskjøten 21, ringromsavstengeren 2 0 og stigerøret 10 og BOP-stabelen 4 og inn i det underlig-gende borehull for boring av borehullet. Som vist i figur 2 kan den marine stigerørstreng 10 såvel som ringromsavstengeren 2 0 og teleskopskjøten 21 føres gjennom rotasjonsbordet for enkel installasjon.
Figur 3 viser konstruksjonsdetaljene ved ringromsavstengeren 20 ved kontrollanordningen ifølge oppfinnelsen. Ringromsavstengeren 20 omfatter et sylindrisk hus 82 med en nedre hoveddel 84 og et øvre hode 80 som er forbundet med ytterdelen 82 ved hjelp av bolter 97 og 96. Anordnet i huset er en ringformet pakningsenhet 88 og et stempel 90 som har en konisk skålform 92 for å tvinge ringpakningsenheten 88 radielt innad ved oppadbevegelse av stempelet 90. Stempelets 90 nedre vegg 94 dekker en utløpskanal 86 i den nedre hoveddel 84 når stempelet er i den nedre stilling. Når stempelet beveger seg oppad for å tvinge pakningselementet 88 innad rundt borerøret som strekker seg gjennom boringen i ringromsavstengeren 20, beveges nedre ende av stempelet 94 oppad og åpner utløpskana-len 86.
En kopling 100 har en nitti grader bend-kanal 102.som
kommuniserer med utløpskanalen 86. En "målplate" 98 er anordnet på linje med utløpet 86 for å motstå trykkfluidet som kan strømme ut av utløpet 86. Når stempelet 94 beveges oppad mot-virker blyplaten 98 den sterkt eroderende virkning av trykk-slamstrømmen. En gjengeforbindelse 104 er anordnet for å forbinde hjelpe-strupeledningen 7 som strekker seg oppad som vist i figur 2 med strupemanifolden 56.
Den ytre dimensjon D som vist i figur 3 av huset 82 til ringromsavstengeren 20. er innrettet til å være mindre enn ytterdimensjonen til rotasjonsbordets 52 fjernbare innsatser. Den L-formete kopling 100 er også konstruert for å sikre at ytterdimensjonen til hele ringromsavstengeren 20 kan føres gjennom rotasjonsbordet for enkel installasjon. Som vist i figur 2 kan akkumulatorflasker 70 være festet direkte til bore-stigerørstrengen under ringromsavstengeren 2 0 for å tilveiebringe hurtig hydraulisk operasjon av stempelet 90 i ringromsavstengeren 20 under et nød-tilbakeslag av formasjonsgass i stigerørstrengen.
Figur 2 tjener til å vise virkemåten til anordningen ifølge oppfinnelsen. Dersom formasjons-gasstrømmen; blir for stor stenges stigerør-ringrommets oppadstrømningsbane ved påvirkning av stigerør-kontrollanordningen. Påvirkning av ringromsavstengeren 20 bringer stempelet 90 til å bevege seg oppad hvilket fører til at pakningselementet 88 beveges radielt innad for avtetting rundt et borerør 58 gjennom dets vertikale strømningsbane. Når stempelet 90 beveges oppad, avdekkes utløpet 86 av stempelets 90 nedre parti 94. Hurtig stenging kan sikres ved bruk av flere store hydraulikk-kontrolledninger og en rekke tilhørende akkumulatorflasker 70 som kan gjenfylles ved fjernstyring og sammenkopling og mon-tert på stigerørstrengen 10. Ringromsavstengeren 2 0 er for-trinnsvis konstruert for 2 000 PSI arbeidstrykk forenelig med stigerørstrengens maksimalt tillatelige trykk og forventete formasjonstrykk. Etter at ringrommet er stengt på sikker måte og etter at hjelpe-strupeledningen 7 er åpnet via stigerør-kontrollanordningens utløp 86, stenges den nederste avstengeren 40 og boreslam under trykk fra pumpene 54 tilføres via tilførselsrøret 14 til stabelens ringrom over avstengeren 40.
Drepeslam blir så pumpet inn i ringrommet mellom innsiden av stigerørstrengen 10 og utsiden av borerøret 58. Bore-slammet frembringer tilbakestrømningssirkulasjon gjennom strupemanifolden inntil et normalt brønntrykk er gjenoppret-tet. Ved hurtig å tilveiebringe boreslam i stigerørstrengens 10 ringrom opprettholdes tilstrekkelig arbeidstrykk i dets indre slik at trykket utenfor stigerørstrengen 10 på grunn av vanndybden ikke vil sammentrykke bore-stigerøret 10. Etter drepeoperasjoner kan den ringformete pakning 88 i ringromsavstengeren 2 0 åpnes og hjelpe-strupeledningen 7 avstenges og rutine-boreoperasjoner gjenopptas.
Der BOP-stabelen 4 ikke er anordnet til brønnhodet 44 men bore-stigerøret 10 er koplet direkte til dette, er tilførsels-røret 14 selvsagt ikke anordnet, men styring av trykket i dypvanns-stigerørstrengen 10 er sikret ved pumping av boreslam gjennom det indre av borerøret 58. Slammet pumpes ut gjennom enden av borerøret i borehullet og tilbake til bore-rørstren-gens 10 ringrom, hvoretter operasjon av ringromsavstengeren 20 som ovenfor beskrevet, formasjonsgassen i boresrørstrengen 10 kan sirkulere ut via hjelpe-strupeledningen 7 til strupemanifolden 56. Etter drepeoperasjoner kan igjen ringromsavsten-gerens 20 ringpakning 88 åpnes og strupeledningen avstenges og vanlige boreoperasjoner gjenopptas.

Claims (4)

1. Anordning for kontroll av boreslamtrykket i et stigerør (10) som strekker seg mellom et brønnhode (44) på havbunnen og en flytende borerigg (2), omfattende slampumper (54), nevnte stigerør (10), en teleskopskjøt (21) samt en ringromsavstenger (20) som innbefatter et hus (82) med en gjennomgående boring og minst én i husveggen (84) utformet utløpskanal (86), et pakningselement (88) anordnet i huset (82), og et ringformet stempel (90) anordnet i huset (82) under pakningselementet (88) og innrettet til å beveges fra en nedre stilling til en øvre stilling i huset (82), idet veggen (94) til det ringformete stempel (90) i den nedre stilling dekker utløpskanalen (86) i husveggen (84) og hindrer fluidforbindelse fra boringen i huset (82) til utløpskanalen (86), mens ringstempelets (90) vegg (94) i den øvre stilling i det minste delvis avdekker utløpskanalen (86) når stempelet (90) bringer pakningselementet (88) til å lukke rundt et borerør, karakterisert ved en ledning (7) som er forbundet med utløpskanalen (86) i huset (82), en på boreriggen (2) anordnet strupemanifold (56) som er forbundet med ledningen (7), idet ringromsavstengeren (20) er tilkoplet under teleskopskjøten (21), hvorved stempelet (90), som reak-sjon på opptreden av oppadstigende formasjonsgass i stigerøret (10) lukker pakningselementet (88) rundt borerøret (58) og samtidig åpner utløpskanalen (86) til anordningens (20) ringrom rundt borerøret, idet boreslam som tilføres via borerørets innside og deretter opp gjennom ringrommet mellom borerørets utside og innsiden av stigerøret (10) sirkulerer formasjonsgassen ut av stigerøret (10) via utløpskanalen (86), ledningen (7) og strupemanifolden (56).
2. Anordning ifølge krav 1, karakterisert ved at det videre omfatter en kopling (100) med en kanal (102) som danner et 90° bend, idet en ende av koplingen (100) er festet til huset (82) rundt utløpskanalen (86) i veggen (84) til huset (82), at det i 90° bend-kanalen (102) er anordnet en anslagsinnretning (108) for å motvirke errosjon på grunn av trykk-brønnfluid ut av huskanalen (86), samt organer (104) for å forbinde ledningen (7) med koplingens (100) andre ende, idet koplingen (100) er anordnet innenfor ytterdimensjonen til huset (82) som utgjør en del av ringromsavstengeren (20), og idet anslagsinnretningen (98) er anordnet stort sett vinkelrett på utløpskanalens (86) akse.
3. Anordning ifølge krav 1 eller 2, karakterisert ved at anslagsinnretningen (98) er en blyplate (98) ved 90°-bendet i koplingen (100) anordnet rett overfor husutløpskanalen (86).
4. Anordning for kontroll av boreslamtrykket i et stigerør (10) som strekker seg mellom et brønnhode (44) på havbunnen og en flytende borerigg (2), omfattende slampumper (54), nevnte stigerør (10), en teleskopskjøt (21), en ringromsavstenger (20) samt en under stigerøret (10) beliggende BOP-stabel (4) med minst én avstenger-BOP (36, 38, 40), hvor stabelen (4) er forbundet med brønnhodet (44) , idet stigerøret (10) er anordnet under ringromsavstengeren (2 0), idet ringromsavstengeren (20) innbefatter et hus (82) med en gjennomgående boring og minst én utløpskanal (86) utformet i husets vegg (84), et pakningselement (88) anordnet i huset, et ringformet stempel (90) anordnet i huset (82) under pakningselementet (88) og innrettet til å beveges fra en nedre stilling til en øvre stilling i huset (82), hvorved stempelet (90) i ringromsavstengeren (20) kan påvirkes til å bevege seg til den øvre stilling for lukking av pakningselementet (88) rundt et borerør, idet veggen (94) til det ringformete stempel (90) i den nedre stilling dekker utløpskanalen (86) i husveggen (84) og hindrer fluidkommunikasjon fra boringen i huset (82) til utløpskanalen (86), og idet ringstempelets (90) vegg (94) i den øvre stilling i det minste delvis dekker utløpskanalen (86) og tillater fluidkommunikasjon fra boringen i huset (82) til utløpskanalen (86) når stempelet (90) tvinger pakningselementet (88) til å lukke rundt borerøret, og en drepeledning (14) innkoplet mellom boreriggens to slampumper (54) og et utløp i BOP-stabelen (4) over nevnte avstenger-BOP, karakterise,rt ved at ledningen (7) er forbundet med husets (82) utløpskanal (86), at en strupemanifold (56) på boreriggen (2) er forbundet med ledningen (7), og at ringromsavstengeren (2 0) er innkoplet under teleskopskjøten (21), slik at dersom formasjonsgass stiger over nevnte avstenger vil denne lukke rundt borerøret (58) som strekker seg gjennom den, og stempelet åpne utløpskanalen (86) til ringrommet i anordningen (20) rundt borerøret, idet boreslam som ved hjelp av slampumpen (54) innføres i ringrommet til BOP-stabelen (4) vil sirkulere formasjonsgassen ut av stigerøret (12) via utløpskanalen (86), ledningen (7) og strupemanifolden (56) .
NO862481A 1984-10-22 1986-06-20 Anordning for kontroll av boreslamtrykket i et stigeroer NO170897C (no)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US06/663,235 US4626135A (en) 1984-10-22 1984-10-22 Marine riser well control method and apparatus
PCT/US1985/001842 WO1986002696A1 (en) 1984-10-22 1985-09-24 Marine riser well control method and apparatus

Publications (4)

Publication Number Publication Date
NO862481L NO862481L (no) 1986-06-20
NO862481D0 NO862481D0 (no) 1986-06-20
NO170897B true NO170897B (no) 1992-09-14
NO170897C NO170897C (no) 1992-12-23

Family

ID=24660975

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO862481A NO170897C (no) 1984-10-22 1986-06-20 Anordning for kontroll av boreslamtrykket i et stigeroer

Country Status (8)

Country Link
US (1) US4626135A (no)
EP (1) EP0198853B1 (no)
JP (1) JPH0692714B2 (no)
BR (1) BR8507003A (no)
CA (1) CA1237658A (no)
DE (1) DE3574044D1 (no)
NO (1) NO170897C (no)
WO (1) WO1986002696A1 (no)

Families Citing this family (102)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US5012854A (en) * 1987-03-31 1991-05-07 Baroid Technology, Inc. Pressure release valve for a subsea blowout preventer
US6125928A (en) * 1996-12-16 2000-10-03 Ab Grundstenen Ab (Metal Patent Whss Ab) System for controlling and stopping oil drilling fires
US6138774A (en) 1998-03-02 2000-10-31 Weatherford Holding U.S., Inc. Method and apparatus for drilling a borehole into a subsea abnormal pore pressure environment
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
US6173781B1 (en) * 1998-10-28 2001-01-16 Deep Vision Llc Slip joint intervention riser with pressure seals and method of using the same
CA2363132C (en) 1999-03-02 2008-02-12 Weatherford/Lamb, Inc. Internal riser rotating control head
US7159669B2 (en) * 1999-03-02 2007-01-09 Weatherford/Lamb, Inc. Internal riser rotating control head
US6367554B1 (en) * 2000-05-26 2002-04-09 Cooper Cameron Corporation Riser method and apparatus
US20030111799A1 (en) * 2001-12-19 2003-06-19 Cooper Cameron Corporation Seal for riser assembly telescoping joint
US6766860B2 (en) 2002-02-22 2004-07-27 Globalsantafe Corporation Multi-activity offshore drilling facility having a support for tubular string
US7992643B2 (en) 2003-05-31 2011-08-09 Cameron Systems (Ireland) Limited Apparatus and method for recovering fluids from a well and/or injecting fluids into a well
US7836946B2 (en) 2002-10-31 2010-11-23 Weatherford/Lamb, Inc. Rotating control head radial seal protection and leak detection systems
US8066076B2 (en) * 2004-02-26 2011-11-29 Cameron Systems (Ireland) Limited Connection system for subsea flow interface equipment
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
US7828064B2 (en) * 2004-11-30 2010-11-09 Mako Rentals, Inc. Downhole swivel apparatus and method
US7296628B2 (en) * 2004-11-30 2007-11-20 Mako Rentals, Inc. Downhole swivel apparatus and method
US7866399B2 (en) 2005-10-20 2011-01-11 Transocean Sedco Forex Ventures Limited Apparatus and method for managed pressure drilling
CA2734546C (en) 2006-02-09 2014-08-05 Weatherford/Lamb, Inc. Managed pressure and/or temperature drilling system and method
US8579033B1 (en) 2006-05-08 2013-11-12 Mako Rentals, Inc. Rotating and reciprocating swivel apparatus and method with threaded end caps
CA2648910C (en) * 2006-06-09 2011-06-21 Halliburton Energy Services, Inc. Drilling fluid flow diverter
GB0618001D0 (en) * 2006-09-13 2006-10-18 Des Enhanced Recovery Ltd Method
SE531718C2 (sv) * 2006-10-19 2009-07-21 Gva Consultants Ab Integrerat borrdäck och hantering av utblåsningssäkring
US7699109B2 (en) * 2006-11-06 2010-04-20 Smith International Rotating control device apparatus and method
CN103556946A (zh) 2006-11-07 2014-02-05 哈利伯顿能源服务公司 钻井方法
GB0625191D0 (en) * 2006-12-18 2007-01-24 Des Enhanced Recovery Ltd Apparatus and method
GB0625526D0 (en) 2006-12-18 2007-01-31 Des Enhanced Recovery Ltd Apparatus and method
US8459361B2 (en) * 2007-04-11 2013-06-11 Halliburton Energy Services, Inc. Multipart sliding joint for floating rig
US7921917B2 (en) * 2007-06-08 2011-04-12 Cameron International Corporation Multi-deployable subsea stack system
DK2176503T3 (en) 2007-08-06 2018-01-22 Mako Rentals Inc Rotating and reciprocating rotary joint device and method
US7997345B2 (en) 2007-10-19 2011-08-16 Weatherford/Lamb, Inc. Universal marine diverter converter
US8286734B2 (en) 2007-10-23 2012-10-16 Weatherford/Lamb, Inc. Low profile rotating control device
US8844652B2 (en) 2007-10-23 2014-09-30 Weatherford/Lamb, Inc. Interlocking low profile rotating control device
CA2721077C (en) * 2008-04-10 2013-12-24 Weatherford/Lamb, Inc. Landing string compensator
GB0810355D0 (en) * 2008-06-06 2008-07-09 Acergy France Sa Methods and apparatus for hydrocarbon recovery
NO330288B1 (no) * 2008-06-20 2011-03-21 Norocean As Slippforbindelse med justerbar forspenning
US8281875B2 (en) 2008-12-19 2012-10-09 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure and flow control in drilling operations
US8322432B2 (en) 2009-01-15 2012-12-04 Weatherford/Lamb, Inc. Subsea internal riser rotating control device system and method
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
US8322433B2 (en) * 2009-06-01 2012-12-04 Schlumberger Technology Corporation Wired slip joint
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
EP2507468A2 (en) * 2009-12-02 2012-10-10 Stena Drilling Ltd. Assembly and method for subsea well drilling and intervention
US8746348B2 (en) * 2010-02-18 2014-06-10 Chevron U.S.A. Inc. Apparatus, system and method for releasing fluids from a subsea riser
GB2478119A (en) 2010-02-24 2011-08-31 Managed Pressure Operations Llc A drilling system having a riser closure mounted above a telescopic joint
AU2010346598B2 (en) * 2010-02-25 2014-01-30 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure control device with remote orientation relative to a rig
US8844633B2 (en) * 2010-03-29 2014-09-30 At-Balance Americas, Llc Method for maintaining wellbore pressure
GB2489265B (en) 2011-03-23 2017-09-20 Managed Pressure Operations Blow out preventer
US8347982B2 (en) 2010-04-16 2013-01-08 Weatherford/Lamb, Inc. System and method for managing heave pressure from a floating rig
US8820405B2 (en) 2010-04-27 2014-09-02 Halliburton Energy Services, Inc. Segregating flowable materials in a well
US8201628B2 (en) 2010-04-27 2012-06-19 Halliburton Energy Services, Inc. Wellbore pressure control with segregated fluid columns
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
US8464752B2 (en) 2010-06-30 2013-06-18 Hydril Usa Manufacturing Llc External position indicator of ram blowout preventer
US8881829B2 (en) * 2010-10-07 2014-11-11 David B. Redden Backup wellhead blowout prevention system and method
WO2012064812A2 (en) * 2010-11-09 2012-05-18 Wild Well Control, Inc. Emergency control system for subsea blowout preventer
US9260934B2 (en) 2010-11-20 2016-02-16 Halliburton Energy Services, Inc. Remote operation of a rotating control device bearing clamp
US8739863B2 (en) 2010-11-20 2014-06-03 Halliburton Energy Services, Inc. Remote operation of a rotating control device bearing clamp
US9163473B2 (en) 2010-11-20 2015-10-20 Halliburton Energy Services, Inc. Remote operation of a rotating control device bearing clamp and safety latch
US8413724B2 (en) * 2010-11-30 2013-04-09 Hydril Usa Manufacturing Llc Gas handler, riser assembly, and method
EP2659082A4 (en) * 2010-12-29 2017-11-08 Halliburton Energy Services, Inc. Subsea pressure control system
NO20221249A1 (no) 2011-03-24 2013-10-09 Schlumberger Technology Bv Styrt trykkboring med riggløftkompensering
CA2827935C (en) 2011-04-08 2015-11-17 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
GB2490156A (en) 2011-04-21 2012-10-24 Managed Pressure Operations Slip joint for a riser in an offshore drilling system
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
US20130133894A1 (en) * 2011-11-30 2013-05-30 Joseph D. Scranton Marine isolation assembly
WO2013123141A2 (en) 2012-02-14 2013-08-22 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for managing pressure in a wellbore
GB2501094A (en) * 2012-04-11 2013-10-16 Managed Pressure Operations Method of handling a gas influx in a riser
GB2500188B (en) * 2012-03-12 2019-07-17 Managed Pressure Operations Blowout preventer assembly
US10309191B2 (en) * 2012-03-12 2019-06-04 Managed Pressure Operations Pte. Ltd. Method of and apparatus for drilling a subterranean wellbore
AU2013204745A1 (en) * 2012-10-11 2014-05-01 Hp Wellhead Solutions Pty Ltd Hydrocarbon Conduit Connection
US9109420B2 (en) * 2013-01-30 2015-08-18 Rowan Deepwater Drilling (Gibraltar) Ltd. Riser fluid handling system
US10072475B2 (en) * 2013-02-06 2018-09-11 Schlumberger Technology Corporation Integrated managed pressure drilling riser joint
US10294746B2 (en) * 2013-03-15 2019-05-21 Cameron International Corporation Riser gas handling system
SG11201508936SA (en) 2013-05-03 2015-11-27 Ameriforge Group Inc Large-width/diameter riser segment lowerable through a rotary of a drilling rig
SG10201709056WA (en) 2013-05-03 2017-12-28 Ameriforge Group Inc Mpd-capable flow spools
US9441426B2 (en) 2013-05-24 2016-09-13 Oil States Industries, Inc. Elastomeric sleeve-enabled telescopic joint for a marine drilling riser
WO2015005895A1 (en) * 2013-07-08 2015-01-15 Halliburton Energy Services, Inc. Telescoping joint with control line management assembly
US9664000B2 (en) 2013-07-08 2017-05-30 Halliburton Energy Services, Inc. Continuously sealing telescoping joint having multiple control lines
US8752637B1 (en) * 2013-08-16 2014-06-17 Energy System Nevada, Llc Extendable conductor stand and method of use
US9976393B2 (en) * 2013-10-04 2018-05-22 Cameron International Corporation Connector, diverter, and annular blowout preventer for use within a mineral extraction system
BR112015021095A2 (pt) * 2013-11-28 2020-10-27 Slim Drilling Serviços De Perfuração S.A. conjunto e arranjo para coluna de perfuração composta por hastes lisas, para sistema de segurança contra influxo na etapa de perfuração de poços óleo/gás
GB2521374A (en) 2013-12-17 2015-06-24 Managed Pressure Operations Drilling system and method of operating a drilling system
GB2521373A (en) 2013-12-17 2015-06-24 Managed Pressure Operations Apparatus and method for degassing drilling fluid
GB2521404C (en) 2013-12-18 2021-03-24 Managed Pressure Operations Connector assembly for connecting a hose to a tubular
US9631442B2 (en) 2013-12-19 2017-04-25 Weatherford Technology Holdings, Llc Heave compensation system for assembling a drill string
AU2015202590B2 (en) 2014-05-13 2017-02-16 Weatherford Technology Holdings, Llc Marine diverter system with real time kick or loss detection
CA2965531C (en) * 2014-11-18 2021-03-23 Weatherford Tehcnology Holdings, Llc Annular isolation device for managed pressure drilling
US9725978B2 (en) 2014-12-24 2017-08-08 Cameron International Corporation Telescoping joint packer assembly
GB2536004B (en) 2015-03-02 2019-01-09 Schlumberger Holdings Bell nipple
EP3332086B1 (en) 2015-08-06 2021-01-06 National Oilwell Varco, L.P. Flow responsiveness enhancer for a blowout preventer
GB201515284D0 (en) * 2015-08-28 2015-10-14 Managed Pressure Operations Well control method
WO2017044101A1 (en) * 2015-09-10 2017-03-16 Halliburton Energy Services, Inc. Integrated rotating control device and gas handling system for a marine drilling system
NO20170046A1 (en) * 2016-01-11 2017-07-12 Schlumberger Technology Bv System and method for deploying and using at least one control module for in-riser and open water operations
US9970255B2 (en) 2016-02-02 2018-05-15 Trendsetter Engineering, Inc. Relief well injection spool apparatus and method for killing a blowing well
US10309182B2 (en) * 2016-07-26 2019-06-04 Cameron International Corporation Annular blowout preventer apparatus
GB201614974D0 (en) 2016-09-02 2016-10-19 Electro-Flow Controls Ltd Riser gas handling system and method of use
EP3607170B1 (en) 2017-04-06 2021-12-01 Ameriforge Group Inc. Integral dsit&flow spool
BR112019020856B1 (pt) 2017-04-06 2023-11-21 Ameriforge Group Inc Conjunto de componentes de tubo de subida separável e método para montar um componente de tubo de subida
CN108798608B (zh) * 2018-07-26 2023-12-01 四川宏华石油设备有限公司 一种天然气水合物开采系统和方法

Family Cites Families (13)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US1289154A (en) * 1915-04-29 1918-12-31 American Steam Conveyor Corp Sectional elbow for ash-conveyers.
US1237381A (en) * 1916-11-21 1917-08-21 Green Eng Co Pipe-connecting fitting.
US1357259A (en) * 1918-03-21 1920-11-02 Green Eng Co Ash-conveying system
US2911235A (en) * 1956-09-06 1959-11-03 Lutie J Stumbough Clean-out fitting
US3791442A (en) * 1971-09-28 1974-02-12 Regan Forge & Eng Co Coupling means for a riser string run from a floating vessel to a subsea well
US4046191A (en) * 1975-07-07 1977-09-06 Exxon Production Research Company Subsea hydraulic choke
US4099583A (en) * 1977-04-11 1978-07-11 Exxon Production Research Company Gas lift system for marine drilling riser
US4378849A (en) * 1981-02-27 1983-04-05 Wilks Joe A Blowout preventer with mechanically operated relief valve
US4444250A (en) * 1982-12-13 1984-04-24 Hydril Company Flow diverter
DE3381219D1 (de) * 1982-12-13 1990-03-22 Hydril Co Stroemungsumlenker.
US4456062A (en) * 1982-12-13 1984-06-26 Hydril Company Flow diverter
US4456063A (en) * 1982-12-13 1984-06-26 Hydril Company Flow diverter
JPS60500455A (ja) * 1983-01-17 1985-04-04 ハイドリル カンパニ− 分流装置

Also Published As

Publication number Publication date
EP0198853B1 (en) 1989-11-02
US4626135A (en) 1986-12-02
WO1986002696A1 (en) 1986-05-09
DE3574044D1 (en) 1989-12-07
NO862481L (no) 1986-06-20
BR8507003A (pt) 1987-01-06
JPS62500671A (ja) 1987-03-19
NO170897C (no) 1992-12-23
CA1237658A (en) 1988-06-07
NO862481D0 (no) 1986-06-20
JPH0692714B2 (ja) 1994-11-16
EP0198853A1 (en) 1986-10-29

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO170897B (no) Anordning for kontroll av boreslamtrykket i et stigeroer
US9845649B2 (en) Drilling system and method of operating a drilling system
US10590721B2 (en) Dual gradient drilling system and method
EP0199669B1 (en) Choke valve especially used in oil and gas wells
US6418970B1 (en) Accumulator apparatus, system and method
US10920507B2 (en) Drilling system and method
US10309191B2 (en) Method of and apparatus for drilling a subterranean wellbore
NO339557B1 (no) Borerigg
AU2017350844B2 (en) Relief well injection spool apparatus and method for killing a blowing well
NO812000L (no) Akustisk undersjoeisk proevetre.
SG193687A1 (en) Influx volume reduction system
MX2015004003A (es) Metodo de perforacion para perforar un pozo subterraneo.
GB2541755A (en) Method of operating a drilling system
WO2014071440A1 (en) Improved valve apparatus
US3222075A (en) Underwater blowout preventer
WO2013135694A2 (en) Method of and apparatus for drilling a subterranean wellbore
Hall et al. Means for Handling Gas Influx in a Marine Riser
GB2515419B (en) Method of and apparatus for drilling a subterranean wellbore
NO313712B1 (no) Fremgangsmåte og anordning ved fortrengningsverktöy for utskifting av v¶ske i et stigerör
CN116065961A (zh) 一种深海海域深水钻井的控压钻井系统及钻井方法
Han et al. The Application of BOP During Oil Well Drilling

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees