NO20110281A1 - Justerbar henger for indere produksjonsstigeror - Google Patents
Justerbar henger for indere produksjonsstigeror Download PDFInfo
- Publication number
- NO20110281A1 NO20110281A1 NO20110281A NO20110281A NO20110281A1 NO 20110281 A1 NO20110281 A1 NO 20110281A1 NO 20110281 A NO20110281 A NO 20110281A NO 20110281 A NO20110281 A NO 20110281A NO 20110281 A1 NO20110281 A1 NO 20110281A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- conduit
- profiles
- wellhead assembly
- increment
- support ring
- Prior art date
Links
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title description 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims abstract description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 19
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 3
- 238000003754 machining Methods 0.000 claims description 2
- 230000004323 axial length Effects 0.000 description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 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
- 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
- E21B19/004—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 supporting a riser from a drilling or production platform
-
- 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
-
- 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
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/04—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads
-
- 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
- E21B33/04—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads
- E21B33/0422—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads a suspended tubing or casing being gripped by a slip or an internally serrated member
-
- 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
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
- E21B43/0107—Connecting of flow lines to offshore structures
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)
Abstract
En streng av ledningsrør som strekker seg fra en undervannsbrønnhodeanordning til en overflatebrønnhodeanordning på en plattform haren flerhet av profiler med riller på et øvre parti av ledningsrøret. Hver profil har en aksial avstand fra en annen av profilene med riller. Etter at en nedre ende av ledningsrøret er fastgjort til undervannsbrønnhodeanordningen, trekker operatøren på ledningsrøret for å påføre et valgt strekk på ledningsrøret. Operatøren fester en bærering til den profil som var nærmest og ovenfor en lastskulder i overflatebrønnhodeanordningen når det ønskede strekk ble nådd. Etter landing av bæreringen på lastskulderen kan operatøren skjære av et eventuelt overskytende parti av det øvre parti av ledningsrøret lokalisert ovenfor bæreringen. En tetningsring settes mellom det øvre parti av ledningsrøret og overflate-brønnhodehuset.
Description
Kryssreferanse til beslektet søknad
Denne søknad krever prioritet fra foreløpig søknad 61/084137, innlevert 28. Juli 2008.
Oppfinnelsens område
Denne offentliggjøring vedrører generelt offshore olje- og gassproduksjons-utstyr, og særlig en henger for å bære en indre stigerørstreng ved en overflate-plattform.
Bakgrunn for oppfinnelsen
En teknikk for offshore brønnproduksjon inkluderer en plattform lokalisert over havnivå. Plattformen har en overflate-brønnhodeanordning, og en streng av ledningsrør (conduit) som strekker seg fra en undervanns brønnhodeanordning til overflate-brønnhodeanordningen. Produksjonsrør for strømmen av brønnfluid er opphengt ved overflate-brønnhodeanordningen og strekker seg gjennom ledningsrøret inn i brønnen. Strengen av ledningsrør kan omfatte en indre stigerørstreng som er senket gjennom en ytre stigerørstreng som strekker seg mellom undervanns- og overflate-brønnhodeanordningene. En tetning tetter mellom ledningsrøret og boringen i overflate-brønnhodeanordningen.
Under installasjon av strengen av ledningsrør, vil dens nedre ende først bli tilknyttet i undervanns-brønnhodeanordningen, deretter blir den øvre ende hengt av på en lastskulder i overflate-brønnhodehuset. Ledningsrøret bæres fortrinnsvis i strekk. Ledningsrøret er typisk foringsrør som kan ha en lengde på cirka 9,144 til 12,192 m, det er således ikke trolig at en sammenstilt streng av konvensjonelt foringsrør ville ha den korrekte lengde til å strekke seg mellom brønnhodeanord-ningene ved et ønsket nivå av strekk. Øvre foringsrør-rørlengder kan byttes ut med enere av forskjellige lengder, men denne fremgangsmåten tar tid. Et mangfold av fremgangsmåter og innretninger er kjent for å utføre denne type av installasjon, men forbedringer er ønskelig.
Sammenfatning
I denne fremgangsmåte blir en flerhet av profiler med riller lokalisert på et øvre parti av ledningsrøret. Hver profil har en aksial avstand fra en annen. Operatøren fastgjør en nedre ende av ledningsrøret til undervanns-brønnhode-anordningen og trekker oppover på det øvre parti av ledningsrøret for å påføre strekk på ledningsrøret inntil en valgt én av profilene er lokalisert ovenfor en lastskulder anordnet i overfalte-brønnhodeanordningen. Operatøren fester én bærering til den valgte ene av profilene, og lander deretter bæreringen på lastskulderen. Operatøren skjærer av et eventuelt overskytende parti av det øvre parti av ledningsrøret lokalisert ovenfor bæreringen. En tetning installeres mellom det øvre parti av ledningsrøret og overflate-brønnhodeanordningen.
I den foretrukne utførelse omfatter hver profil en utvendig gjengeform. En innvendig gjengeform er lokalisert i bæreringen og går i inngrep med den innvendige gjengeform med én av de utvendige gjengeformer. De sammenførte gjenger tillater operatøren å rotere bæreringen i forhold til det øvre parti av ledningsrøret for å posisjonere bæreringen ved et ønsket punkt på det øvre parti av ledningsrøret.
Operatøren stanser fortrinnsvis det oppover-rettede trekk midlertidig når et valgt strekk er nådd. Deretter gjenopptar operatøren oppover-rettet trekking med et overtrekksinkrement som er større enn avstanden fra lastskulderen til et randparti av overflate-brønnhodeanordningen. Operatøren velger deretter den profil som er ovenfor og nærmest randpartiet etter overtrekket som den som skal feste bæreringen. Han posisjonerer bæreringen slik at en inngrepsoverflate av bæreringen har en avstand fra lastskulderen lik en lengde av overtrekksinkrementet. Han senker deretter det øvre parti av ledningsrøret en avstand hovedsakelig lik lengden av inkrementet.
I den foretrukne utførelse er bæreringen delt i segmenter og boltet rundt den valgte profil. Avskjæring av den overskytende del av det øvre parti av ledningsrøret kan resultere i at noen av profilene er på det overskytende parti som skjæres av. Enkelte av profilene kan være lokalisert nedenfor bæreringen etter installasjon.
Et ytre stigerør kan strekke seg mellom undervanns-brønnhodeanordningen og overflate-brønnhodeanordningen. Strengen av ledningsrør kan omfatte et indre stigerør senket gjennom det ytre stigerør.
Kort beskrivelse av tegningene
Figur 1 er et riss delvis i snitt som illustrerer en justerbar stammehenger i samsvar med denne oppfinnelse i en installert posisjon. Figur 2 er et riss av stammehengeren på fig. 1 vist idet den blir senket inn i det ytre stigerør. Figur 3 illustrerer operatøren som trekker oppover på stammehengeren etter låsning av en tilknytning ved den nedre ende av det indre stigerør til undervanns-brønnhodeanordningen. Figur 4 viser stammehengeren idet den blir senket inn i landet inngrep i foringsrørhodet etter strekking av det indre stigerør. Figur 5 er et riss som ligner fig. 4, men viser en øvre ende av stammehengeren skåret av i klargjøring for mottak av en tetning og rørspole. Figur 6 er et riss av stammehengeren etter at tetningen er installert og før installering av rørspolen.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
Figur 1 illustrerer et ytre stigerør 11, som har en overflate-brønnhode-anordning eller -organ 13 ved sin øvre ende, her referert til som et foringsrørhode. Foringsrørhodet 13 er et rørformet organ som bæres på en overflate-produksjons-plattform (ikke vist). Den nedre ende av det ytre stigerør 11 er ved havbunnen fastgjort til en undervanns-brønnhodeanordning 15. En streng av ledningsrør omfattende en indre stigerørstreng 17 er opphengt i strekk mellom foringsrørhodet 13 og en del av undervanns-brønnhodeanordningen 15. Den indre stigerørstreng
17 er konsentrisk lokalisert inne i det ytre stigerør 11.
En stamme 19 funksjonerer som del av en hengermekanisme for den indre stigerørstreng 17 og kobler opp et øvre parti av den indre stigerørstreng 17. Stammen 19 har flere profiler 21 med riller tildannet på sin utside. Profilene 21 omfatter fortrinnsvis sett av utvendige gjenger. Som et eksempel, profilene 21a, 21b, 21c, 21 d, 21 e og 21f er illustrert på fig. 1, men antallet kan være forskjellig. Hver profil 21 er aksialt atskilt fra nærliggende lastprofiler 21 av en slett sylindrisk tetningsflate 23.1 dette eksempel er den aksiale lengde av hver lastprofil 21 tilnærmet den samme som hver tetningsoverflate 23. For eksempel kan den aksiale lengde av hver lastprofil og hver tetningsoverflate 23 være cirka 152,4 til 304,8 mm i aksial lengde, men andre dimensjoner kan også virke. Videre er det ikke nødvendig at hver tetningsoverflate 23 og hver lastprofil 21 har den samme aksiale dimensjon. Gjengeformen av hver lastprofil 21 er fortrinnsvis den samme, men det er ikke nødvendig at hver gjengeform har den samme aksiale lengde.
En delt bærering 25 har på sin innvendige diameter gjenger som føres sammen med gjengene av lastprofilene 21.1 det viste eksempel er bæreringen 25 vist i inngrep med lastprofilen 21 e. Bæreringen 25 er fortrinnsvis laget av to halvsirkulære segmenter som er festet sammen, så som med én eller flere bolter 27. Den delte bærering 25 lander på og bæres av en lastskulder 29 i forings-rørhodet 13. Den delte bærering 25 bærer stammen 19 og den indre stigerør-streng 17 i en ønsket omfang av strekk.
Et annet brønnhodeorgan 31, så som en rørspole, er vist montert til randpartiet 38 av foringsrørhodet 13 med en konnektor 33. Rørspolen 31 har i seg en boring som har en profil (ikke vist) for å bære en rørhenger og en streng av rør (ikke vist) som strekker seg gjennom det indre stigerør 17.
En tetningsring 35 er vist i inngrep med én av tetningsoverflåtene 23 og i inngrep med en øvre profil 36 i foringsrørhodet 13 lokalisert ved randpartiet 38 av foringsrørhodet 13.1 dette eksempel er tetningsringen 35 i inngrep med tetnings-overflaten 23 ovenfor lastprofilen 21 f. Lengden av hver tetningsoverflate 23 kan valgfritt være laget til svakt å overstige avstanden fra lastskulderen 29 til randpartiet av foringsrørhodet 13. Denne lengden ville sikre at et passende parti av en tetningsoverflate 23 er i inngrep med tetningsringen 35 når bæreringen 25 har landet på lastskulderen 29. Tetningsringen 35 er et ringformet organ som i dette eksempel bæres på en øvre endeprofil 36 inne i foringsrørhodet 13. Et nedre endeparti av rørspolen 31 er i kontakt med en øvre side av tetningsringen 35.
Figur 2 illustrerer et første trinn i installering av den indre stigerørstreng 17. Den indre stigerørstreng 17 (fig. 1) blir på sin nedre ende koblet sammen med en tilknytningskonnektor (ikke vist), og den senkes gjennom det ytre stigerør 11. Når tilknytningskonnektoren nærmer seg undervanns-brønnhodeanordningen 15, fester operatøren stammen 19 til den øvre ende av det indre stigerør 17. En adapter 37 eller et gripeorgan av en eller annen type fastgjøres til en øvre ende av stammen 19. Adapteren 37 kan fastgjøres til den øvre ende av et ledningsrør 39 som senkes ved hjelp av løfteutstyr på overflateplattformen, så som rørklaver festet til et toppdrevet rotasjonssystem. Adapteren 37 kan alternativt være forbundet direkte til løfteutstyret. Operatøren senker anordningen og låser tilknytningskonnektoren til en tilknytnings-mottaksbeholder i undervanns-brønnhodeanordningen 15 (fig. 1) for å fastgjøre den nedre ende av det indre stigerør 17.
Operatøren løfter deretter ledningsrøret 39 for å påføre strekk på den indre stigerørstreng 17. Ved det ønskede strekknivå vil én av lastprofilene 21 være i det minste delvis ovenfor og nærmest lastskulderen 29. Fordi lastskulderen 29 er forsenket inn i foringsrørhodet 13, kan operatøren kanskje ikke vite den eksakte posisjon av den nærmeste lastprofil 21, men operatøren vil kjenne avstanden fra lastskulderen 29 til foringsrørhodets randparti 38. Operatøren kan merke seg elevasjonen av et punkt på stammen 19 når den indre stigerørstreng 17 er ved det ønskede strekk, så som ved å merke opp med en krittstrek ved en punkt på stammen 19 som flukter med randpartiet av foringsrørhodet 13. Operatøren trekker deretter oppover på den indre foringsrørstreng 17 over et inkrement i det minste lik avstanden fra lastskulderen 29 til randpartiet 38 og tilstrekkelig til å plassere i det minste én av lastprofilene 21 i en tilgjengelig posisjon, så som ovenfor randpartiet 38 av foringsrørhodet 13. Avhengig av lengden av den indre stigerørstreng 17 (fig. 1) og avstanden fra undervanns-brønnhodeanordningen 15 til lastskulderen 29, kan flere lastprofiler 21 være lokalisert ovenfor randpartiet 38 av foringsrørhodet 13 ved dette overtrekksinkrement. Ved å måle fra den nye posisjonen av krittmerket tilbake til randpartiet 38, vil operatøren kjenne lengden av det inkrement han har overtrukket. Operatøren velger den lastprofil 21 som er nærmest, men ovenfor, randpartiet 38 ved overtrekksposisjonen. I dette eksem-pelet er lastprofil 21 e den ene som er valgt. Nå som lastprofil 21 e er tilgjengelig, forbinder operatøren den delte bæreringen 25 til lastprofil 21 e. Bolt 27 (fig. 1) vil holde den delte bæreringen 25 på plass. Operatøren kan rotere den delte bæreringen 25 oppover eller nedover på den bestemte lastprofil 21 e for å posisjonere bæreringen 25 ved den ønskede posisjon for det ønskede sluttstrekk. Avstanden fra den nedre inngrepsoverflate av bæreringen 25 til bæreskulderen 29 i denne overtrekksposisjon bør være lik lengden av overtrekksinkrementet. Hvis ikke roterer operatøren den delte bæreringen 25, slik at avstanden blir tilnærmet lik overtrekksinkrementet.
Med henvisning til fig. 4, operatøren senker deretter ledningsrøret 39 inntil den delte bæreringen 25 lander på landingsskulderen 29, hvilket avlaster ethvert strekk i stammen 19 ovenfor den delte bæreringen 25. Den indre stigerørstreng 17 og stammen 19 nedenfor den delte bæreringen 25 vil være ved det ønskede nivå av strekk. Det omfang som operatøren senket ledningsrøret 39 med bør være lik lengden av overtrekksinkrementet. Én av tetningsoverflatene 23 vil være lokalisert i umiddelbar nærhet av den øvre ende av foringsrørhodet 13. De aksiale lengder av hver lastprofil 21 og hver tetningsoverflate 23 har blitt valgt slik at når én av lastprofilene 21 er innrettet med foringsrørhodets lastskulder 29, vil én av tetningsoverflatene 23 være lokalisert i umiddelbar nærhet av den øvre endeprofil 36 av foringsrørhodet 13. Dette arrangement resulterer i at en slett tetningsoverflate 23 alltid er posisjonert i umiddelbar nærhet av den øvre endeprofil 36, ytterligere maskinering er således ikke nødvendig.
Operatøren løsner deretter adapteren 37 og skjærer av den øvre ende av stammen 19 ved en ønsket elevasjon, typisk ovenfor foringsrørhodet 13, for ikke å gripe forstyrrende inn i rørspolen 31. Som vist på fig. 6, operatøren installerer deretter tetningsringen 35. Det ytre nedre parti vil gå i inngrep med den øvre endeprofil 36, og det indre tettende parti vil tette mot én av tetningsoverflatene 23. I dette tilfelle tetter det mot den tetningsoverflate 23 som er lokalisert så vidt ovenfor lastprofilen 21f. Operatøren installerer deretter rørhodet 31 (fig. 1) og kompletterer brønnen på en konvensjonell måte.
Selv om oppfinnelsen har blitt vist i kun én av sine former, skulle det være åpenbart for de som har fagkunnskap innen teknikken at den ikke er begrenset til dette, men kan ha forskjellige forandringer uten å avvike fra omfanget av oppfinnelsen.
Claims (18)
1. Fremgangsmåte til forbinding av en streng av ledningsrør som strekker seg fra en undervanns-brønnhodeanordning til en overflate-brønnhodeanordning på en plattform, omfattende: (a) tilveiebringelse av en flerhet av profiler med riller på et øvre parti av ledningsrøret, idet hver profil har en aksial avstand fra en annen av profilene med riller i forhold til en akse i ledningsrøret; (b) fastgjøring av en nedre ende av ledningsrøret til undervanns-brønnhodeanordningen og trekking oppover på det øvre parti av ledningsrøret for å påføre strekk på ledningsrøret inntil én valgt av profilene er lokalisert ovenfor en lastskulder anordnet i overflate-brønnhodeanordningen; (c) festing av en bærering til den valgte ene av profilene; (d) landing av bæreringen på lastskulderen; og (e) avskjæring av eventuelt overskudd av det øvre parti av ledningsrøret lokalisert ovenfor bæreringen.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvor: trinn (a) omfatter maskinering av en utvendig gjengeform på det øvre parti av ledningsrøret for hver av profilene; og trinn (c) omfatter tilveiebringelse av en innvendig gjengeform i bæreringen og å bringe den innvendige gjengeform i inngrep med en av de utvendige gjengeformer.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 2, hvor trinn (c) omfatter rotering av bæreringen i forhold til det øvre parti av ledningsrøret for å posisjonere bæreringen ved et ønsket punkt på det øvre parti av ledningsrøret.
4. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvor trinn (b) omfatter: midlertidig stansing av oppover-rettet trekking når et valgt strekk er nådd og notere elevasjonen av et punkt på den øvre profil; deretter gjenopptagelse av oppover-rettet trekking av ledningsrøret i det minste over et inkrement større enn avstanden fra lastskulderen til et randparti av overflate-brønnhodeanordningen, idet den valgte ene av profilene er den profil som er ovenfor og nærmest randpartiet etter at inkrementet har blitt trukket; deretter gjennomføring av trinn (c) og posisjonering av en inngrepsoverflate av den valgte ene av profilene en avstand fra lastskulderen lik en lengde av inkrementet; deretter gjennom av trinn (d) ved senking av det øvre parti av ledningsrøret en avstand hovedsakelig lik lengden av inkrementet.
5. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvor bæreringen er delt i segmenter, og trinn (c) omfatter posisjonering av segmentene omkring den valgte ene av profilene.
6. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvor trinn (e) resulterer i at i det minste av profilene er på det overskudd som skjæres av.
7. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvor: trinn (a) omfatter dannelse av en tettende overflate mellom hver av profilene; og fremgangsmåten videre omfatter setting av et tetning mellom én av de tettende overflater og overflate-brønnhodeanordningen.
8. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvor trinn (c) gjennomføres når den valgte ene av profilene er lokalisert ovenfor en øvre ende av overflate-brønnhodeanordningen.
9. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, hvor: et ytre stigerør strekker seg mellom undervanns-brønnhodeanordningen og overflate-brønnhodeanordningen; og trinn (a) gjennomføres ved senking av ledningsrøret gjennom det ytre stigerør.
10. Fremgangsmåte til forbinding av en streng av ledningsrør som strekker seg fra en undervanns-brønnhodeanordning til en overflate-brønnhodeanordning på en plattform, omfattende: (a) tilveiebringelse av en flerhet av gjengede profiler på et øvre parti av ledningsrøret, idet hver profil har en aksial avstand fra en annen av profilene i forhold til en akse i ledningsrøret, hvilket avgrenser tetningsoverflater mellom nærliggende profiler; (b) fastgjøring av en nedre ende av ledningsrøret til undervanns-brønnhodeanordningen og trekking oppover på det øvre parti av ledningsrøret for å påføre et ønsket strekk på ledningsrøret; (c) trekking oppover på det øvre parti av ledningsrøret et overtrekksinkrement fra den ønskede strekkposisjon, idet overtrekksinkrementet er større enn en avstand fra lastskulderen til en øvre ende av undervanns-brønnhode-anordningen; (d) ved overtrekksinkrementet, fastklemming av segmenter av en innvendig gjenget bærering til en valgt én av profilene og posisjonering av en inngrepsoverflate av bæreringen en avstand ovenfor lastskulderen lik en lengde av overtrekksinkrementet; (e) senking av det øvre parti av ledningsrøret over lengden av overtrekksinkrementet og landing av inngrepsoverflaten av bæreringen på lastskulderen; (f) avskjæring av et eventuelt overskytende parti av det øvre parti av ledningsrøret lokalisert ovenfor bæreringen; og (g) setting av en tetning ovenfor bæreringen mellom én av tetningsoverflatene på ledningsrøret og overflate-brønnhodeanordningen.
11. Fremgangsmåte som angitt i krav 10, hvor trinn (d) også omfatter rotering av bæreringen i forhold til det øvre parti av ledningsrøret for å posisjonere inngrepsoverflaten av bæreringen avstanden ovenfor lastskulderen lik en lengde av overtrekksinkrementet.
12. Fremgangsmåte som angitt i krav 10, videre hvor trinn (d) omfatter sammenbolting av segmentene.
13. Fremgangsmåte som angitt i krav 10, hvor trinn (f) resulterer i at i det minste av profilene er på det overskytende parti som skjæres av.
14. Fremgangsmåte som angitt i krav 10, hvor: et ytre stigerør strekker seg mellom undervanns-brønnhodeanordningen og overflate-brønnhodeanordningen; og trinn (a) gjennomføres ved senking av ledningsrøret gjennom det ytre stigerør.
15. Apparat for bæring av et ledningsrør som strekker seg fra en undervanns-brønnhodeanordning til en overflate-brønnhodeanordning, omfattende: en stamme tilpasset til å fastgjøres til en øvre ende av strengen av ledningsrør som har en nedre ende fastgjort til undervanns-brønnhode-anordningen; en flerhet av profiler med riller på stammen, idet hver profil har en aksial avstand fra en annen av profilene i forhold til en akse i ledningsrøret, hvilket avgrenser tetningsoverflater mellom nærliggende profiler; en bærering som festes til en av profilene og er tilpasset til å lande på en lastskulder i overflate-brønnhodeanordningen for å bære ledningsrøret i strekk; og en tetning som går i inngrep med én av tetningsoverflatene og er tilpasset til å tette mot en innvendig diameter av overflate-brønnhodeanordningen.
16. Apparat som angitt i krav 15, hvor bæreringen omfatter en flerhet av segmenter som klemmer fast rundt stammen.
17. Apparat som angitt i krav 15, hvor hver av profilene omfatter et sett av gjenger.
18. Apparat som angitt i krav 15, hvor: bæreringen omfatter en flerhet av segmenter som klemmer fast rundt stammen, idet segmentene avgrenser en innvendig diameter av bæreringen som inneholder et sett av gjenger; og hver av profilene omfatter et sett av gjenger som kan føres sammen med gjengene av bæreringen.
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US8413708P | 2008-07-28 | 2008-07-28 | |
US12/492,821 US8261837B2 (en) | 2008-07-28 | 2009-06-26 | Adjustable hanger for inner production riser |
PCT/US2009/050363 WO2010014382A2 (en) | 2008-07-28 | 2009-07-13 | Adjustable hanger for inner production riser |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20110281A1 true NO20110281A1 (no) | 2011-02-21 |
NO343222B1 NO343222B1 (no) | 2018-12-10 |
Family
ID=41567601
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20110281A NO343222B1 (no) | 2008-07-28 | 2011-02-21 | Justerbar henger for indre produksjonsstigerør |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8261837B2 (no) |
BR (1) | BRPI0911706B8 (no) |
GB (1) | GB2476735B (no) |
MY (1) | MY154279A (no) |
NO (1) | NO343222B1 (no) |
WO (1) | WO2010014382A2 (no) |
Families Citing this family (9)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US9109404B2 (en) * | 2011-10-17 | 2015-08-18 | Cameron International Corporation | Riser string hang-off assembly |
BR112014021494B1 (pt) * | 2012-03-05 | 2021-10-05 | Cameron Technologies Limited | Sistema de cabeça de poço com vedação de gaxeta |
US9650885B2 (en) * | 2012-09-19 | 2017-05-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subsea dummy run elimination assembly and related method |
US10654316B2 (en) * | 2015-10-27 | 2020-05-19 | Sumitomo Rubber Industries, Ltd. | Pneumatic tire and crosslinked rubber composition |
WO2017181051A1 (en) | 2016-04-14 | 2017-10-19 | The Colex Group, Inc. | Valve apparatus |
CA3075625A1 (en) | 2017-09-12 | 2019-03-21 | Downing Wellhead Equipment, Llc | Installing multiple tubular strings through blowout preventer |
US10689938B2 (en) | 2017-12-14 | 2020-06-23 | Downing Wellhead Equipment, Llc | Subterranean formation fracking and well workover |
US11230907B2 (en) | 2019-07-23 | 2022-01-25 | Onesubsea Ip Uk Limited | Horizontal connector system and method |
US11091974B2 (en) | 2019-11-14 | 2021-08-17 | Chevron U.S.A. Inc. | Adjustable inner riser mandrel hanger assembly |
Family Cites Families (19)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4607865A (en) * | 1984-10-16 | 1986-08-26 | Vetco Offshore Industries, Inc. | Connector, ratcheting type |
GB8723559D0 (en) * | 1987-10-07 | 1987-11-11 | Glaxo Group Ltd | Machine |
US4949786A (en) | 1989-04-07 | 1990-08-21 | Vecto Gray Inc. | Emergency casing hanger |
US5244313A (en) * | 1992-06-19 | 1993-09-14 | Abb Vetco Gray Inc. | Ratcheting segments for TLP connector |
US5255746A (en) * | 1992-08-06 | 1993-10-26 | Abb Vetco Gray Inc. | Adjustable mandrel hanger assembly |
US5426945A (en) * | 1994-02-04 | 1995-06-27 | Jordan Holding Company | Process and apparatus for recovering vapor |
US5607019A (en) * | 1995-04-10 | 1997-03-04 | Abb Vetco Gray Inc. | Adjustable mandrel hanger for a jackup drilling rig |
US5638903A (en) * | 1995-04-10 | 1997-06-17 | Abb Vetco Gray Inc. | Adjustable mandrel hanger system |
US5671812A (en) * | 1995-05-25 | 1997-09-30 | Abb Vetco Gray Inc. | Hydraulic pressure assisted casing tensioning system |
US5653289A (en) * | 1995-11-14 | 1997-08-05 | Abb Vetco Gray Inc. | Adjustable jackup drilling system hanger |
US6045296A (en) * | 1996-07-09 | 2000-04-04 | Abb Vetco Gray Inc. | Tension ring for riser |
US5899638A (en) * | 1996-09-27 | 1999-05-04 | Abb Vetco Gray Inc. | Floating platform top connector |
US6156020A (en) * | 1997-11-15 | 2000-12-05 | The Procter & Gamble Company | Absorbent article with micro-particulate storage member |
US5944111A (en) * | 1997-11-21 | 1999-08-31 | Abb Vetco Gray Inc. | Internal riser tensioning system |
US6536527B2 (en) * | 2000-05-16 | 2003-03-25 | Abb Vetco Gray Inc. | Connection system for catenary riser |
US6516887B2 (en) * | 2001-01-26 | 2003-02-11 | Cooper Cameron Corporation | Method and apparatus for tensioning tubular members |
US20020174991A1 (en) * | 2001-05-24 | 2002-11-28 | Borak Eugene A. | One-trip wellhead installation systems and methods |
US7537416B2 (en) * | 2003-05-30 | 2009-05-26 | Chevron Usa Inc | Riser support system for use with an offshore platform |
US7063485B2 (en) * | 2004-04-22 | 2006-06-20 | Seahorse Equipment Corporation | Top tensioned riser |
-
2009
- 2009-06-26 US US12/492,821 patent/US8261837B2/en active Active
- 2009-07-13 BR BRPI0911706A patent/BRPI0911706B8/pt not_active IP Right Cessation
- 2009-07-13 MY MYPI2011000352A patent/MY154279A/en unknown
- 2009-07-13 GB GB1101432.1A patent/GB2476735B/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-07-13 WO PCT/US2009/050363 patent/WO2010014382A2/en active Application Filing
-
2011
- 2011-02-21 NO NO20110281A patent/NO343222B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
WO2010014382A2 (en) | 2010-02-04 |
US20100018716A1 (en) | 2010-01-28 |
WO2010014382A3 (en) | 2010-04-01 |
BRPI0911706A2 (pt) | 2015-10-06 |
GB201101432D0 (en) | 2011-03-16 |
GB2476735B (en) | 2013-06-26 |
BRPI0911706B8 (pt) | 2019-09-10 |
MY154279A (en) | 2015-05-29 |
NO343222B1 (no) | 2018-12-10 |
US8261837B2 (en) | 2012-09-11 |
BRPI0911706B1 (pt) | 2019-07-16 |
GB2476735A (en) | 2011-07-06 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO20110281A1 (no) | Justerbar henger for indere produksjonsstigeror | |
US6516887B2 (en) | Method and apparatus for tensioning tubular members | |
US9222315B2 (en) | Rotary lock block type drilling riser connector | |
US10087687B2 (en) | Seal sub system | |
US9267335B2 (en) | Breech lock coupling | |
CN105992857A (zh) | 井筒安装设备及相关方法 | |
NO334416B1 (no) | Anordning og framgangsmåte for trykktesting av en undervanns brønnhodemontasje | |
NO334231B1 (no) | En stav, et intervensjons-, fjernmålings- og overvåkingssystem som omfatter staven, samt en fremgangsmåte for intervensjon | |
NO338031B1 (no) | System for adkomst til oljebrønner med ettergivende leder og kveilrør | |
NO20140526A1 (no) | Svanehals-ledningssystem | |
SG174947A1 (en) | Aluminum auxiliary lines for drilling riser | |
NO334521B1 (no) | Ledningstermineringssystem og fremgangsmåte for dannelse av ledningstermineringer for en streng av stigerør. | |
NO330579B1 (no) | Anordning ved koblingsorgan for stigerorsystemer | |
CN114109293A (zh) | 海底井口组件 | |
NO340742B1 (no) | Fjernstyrt brønnkompletterings utstyr | |
US8960303B2 (en) | Gooseneck conduit system | |
US20110280668A1 (en) | Hang-Off Adapter for Offshore Riser Systems and Associated Methods | |
NO335584B1 (no) | Fremgangsmåte for installasjon av en pumpeanordning fra en plattform | |
EA025400B1 (ru) | Способ проведения внутрискважинных работ | |
EP3309352B1 (en) | Extender jumper system and method | |
US20130092390A1 (en) | Dynamic riser string hang-off assembly | |
US9593549B2 (en) | Segmented locking ring for a wellhead | |
AU2016372422B2 (en) | Riserless light well intervention clamp system, clamp for use in the system, and method of riserless intervention or abandonment of a subsea well from a floating installation | |
CN206235459U (zh) | 一种用于水下井口头系统地面测试装置 | |
WO2016036362A1 (en) | Riser isolation tool for deepwater wells |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |