NO170897B - Anordning for kontroll av boreslamtrykket i et stigeroer - Google Patents
Anordning for kontroll av boreslamtrykket i et stigeroer Download PDFInfo
- 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
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 32
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 9
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract 5
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 10
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 8
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 8
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 8
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims description 6
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 claims description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims 2
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims 1
- 210000000056 organ Anatomy 0.000 claims 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 claims 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 abstract description 2
- 238000007906 compression Methods 0.000 abstract description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 abstract description 2
- 238000000034 method Methods 0.000 abstract description 2
- 238000009844 basic oxygen steelmaking Methods 0.000 abstract 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract 2
- 239000010802 sludge Substances 0.000 abstract 2
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 abstract 1
- 231100001261 hazardous Toxicity 0.000 abstract 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 7
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000004880 explosion Methods 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- 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 DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
- E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
- E21B21/106—Valve arrangements outside the borehole, e.g. kelly valves
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/06—Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers
- E21B33/061—Ram-type blow-out preventers, e.g. with pivoting rams
- E21B33/062—Ram-type blow-out preventers, e.g. with pivoting rams with sliding rams
- E21B33/063—Ram-type blow-out preventers, e.g. with pivoting rams with sliding rams for shearing drill pipes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/06—Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers
- E21B33/064—Blow-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) .
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)
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)
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 |
-
1984
- 1984-10-22 US US06/663,235 patent/US4626135A/en not_active Expired - Lifetime
-
1985
- 1985-09-24 WO PCT/US1985/001842 patent/WO1986002696A1/en active IP Right Grant
- 1985-09-24 JP JP60504300A patent/JPH0692714B2/ja not_active Expired - Lifetime
- 1985-09-24 DE DE8585904935T patent/DE3574044D1/de not_active Expired
- 1985-09-24 BR BR8507003A patent/BR8507003A/pt not_active IP Right Cessation
- 1985-09-24 EP EP85904935A patent/EP0198853B1/en not_active Expired
- 1985-10-01 CA CA000492016A patent/CA1237658A/en not_active Expired
-
1986
- 1986-06-20 NO NO862481A patent/NO170897C/no not_active IP Right Cessation
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 |