NO20140214A1

NO20140214A1 - Surface controlled safety valve for use below the surface

Info

Publication number: NO20140214A1
Application number: NO20140214A
Authority: NO
Inventors: Emrah Gokdag; Mark Anderson; Paul Jeffery Johantges; Jason A Mccann
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2011-08-22
Filing date: 2014-02-19
Publication date: 2014-03-04
Also published as: GB201402805D0; GB2507694A; WO2013028384A2; WO2013028384A3; US20130048302A1; AU2012299308A1

Abstract

En sikkerhetsventil for plassering under overflaten utstyrt med et grenseflateelement bestående av elastomere og ikke-elastomere komponenter. Komponentene inkluderer en elastomer energitilførselskomponent og en ikke- elastomerforseglingsring, konfigurert for å virke sammen for å oppnå en indre forsegling tilstrekkelig til å gjøre det mulig for ventilen konsistent å holdes lukket. Bidraget som tilføres gjennom grenseflateelementet kan faktisk gjøre det mulig å holde ventilen konsistent og effektivt lukket, selv i brønnmiljøer under særlig lavt trykk eller slike med svært varierende temperaturer.A safety valve for placement below the surface equipped with an interface element consisting of elastomeric and non-elastomeric components. The components include an elastomeric energy supply component and a non-elastomeric seal ring, configured to work together to achieve an inner seal sufficient to allow the valve to be consistently closed. In fact, the contribution supplied through the interface element can make it possible to keep the valve consistent and efficiently closed, even in well environments under particularly low pressure or at varying temperatures.

Description

OVERFLATEKONTROLLERT SIKKERHETSVENTIL FOR BRUK UNDER OVERFLATEN SURFACE CONTROLLED SAFETY VALVE FOR USE BELOW THE SURFACE

BAKGRUNN BACKGROUND

[0001] Leting, boring og fullføring av hydrokarbon- og andre brønner, er vanligvis komplisert, tidkrevende og til syvende og sist svært dyre bestrebelser. I anerkjennelse av disse utgiftene, har det vært lagt ytterligere vekt på effektivitet forbundet med fullføringen av brønner og vedlikehold av brønnen gjennom dens levetid. I løpet av årene har stadig økende brønndybder og sofistikert arkitektur gitt behov for større fokus på reduksjon i tiden og arbeidet som går med til fullførings- og vedlikeholdsoperasjoner. Økt sikkerhet med hensyn til design av maskinvare kan på lignende måte bidra til å minimere utgifter når det oppstår driftsavbrudd. [0001] Exploration, drilling and completion of hydrocarbon and other wells are usually complicated, time-consuming and ultimately very expensive endeavors. In recognition of these expenses, additional emphasis has been placed on efficiency associated with the completion of wells and maintenance of the well throughout its life. Over the years, ever-increasing well depths and sophisticated architecture have necessitated a greater focus on reducing the time and work involved in completion and maintenance operations. Increased security in terms of hardware design can similarly help minimize costs when outages occur.

[0002] Med hensyn på generell arkitektur og maskinvare, kan brønnen utstyres med et "tre" av trykkreguleringsutstyr og konvensjonelt brønnhode ved oljefeltets overflate. I tillegg kan sikkerhetsventiler, pakninger og annen maskinvare inkorporeres inn i brønnens rørarkitektur, som et middel til regulering eller betjening av væskeaktivitet under overflaten. En overflatekontrollert sikkerhetsventil for bruk under overflaten kan f.eks. inkorporeres i brannrørene direkte under brønnhodet. Som videre beskrevet nedenfor, kan det tilføres en sikring for avstenging av brønnproduksjon i tilfelle av tap av kontroll over brønnen. [0002] With regard to general architecture and hardware, the well can be equipped with a "tree" of pressure regulation equipment and a conventional wellhead at the surface of the oil field. In addition, safety valves, gaskets and other hardware can be incorporated into the well's piping architecture, as a means of regulating or operating fluid activity below the surface. A surface controlled safety valve for use below the surface can e.g. is incorporated into the fire pipes directly under the wellhead. As further described below, a fuse can be added to shut down well production in the event of loss of control over the well.

[0003] En overflatekontrollert sikkerhetsventil for bruk under overflaten, er en ventil som all væske utvunnet fra brønnen passerer gjennom. Det vil si at produksjonsrørledningene som strekker seg under brønnhodet og gir hele tilgangen til brønnen, kan inkludere denne sikkerhetsventilen slik at produksjonen kan stenges av når ventilen er lukket. Dette kan f.eks. finne sted når operatøren ved overflaten av oljefeltet varsles om en farlig situasjon som kan kreve stopp i produksjonen. Sikkerhetsventilen kan imidlertid være enda mer fordelaktig under omstendigheter hvor det kreves automatisk avstengning i svar på et uventet tap av kontroll over brønnen, eller andre plutselige, potensielt farlige hendelser. [0003] A surface-controlled safety valve for use below the surface is a valve through which all fluid recovered from the well passes. That is, the production pipelines that extend below the wellhead and provide full access to the well can include this safety valve so that production can be shut off when the valve is closed. This can e.g. take place when the operator at the surface of the oil field is notified of a dangerous situation that may require a halt in production. However, the safety valve can be even more beneficial in circumstances where automatic shutdown is required in response to an unexpected loss of control of the well, or other sudden, potentially hazardous events.

[0004] For å kunne oppnå umiddelbar, eller nær umiddelbar avstengning under omstendigheter som nevnt ovenfor, konfigureres ventilen på en måte som gjør at den er "normalt lukket", f.eks. i fråvær av trussel fra positivt rettet hydraulisk trykk. Skulle det oppstå en plutselig hendelse ved brønnhodet eller i nærheten, vil det resulterende tapet av hydraulisk trykk eller annen aktiveringskraft ved ventilen således resultere i dens lukking. Produksjonen kan som et resultat stenges av å opphøre ved et punkt under brønnhodet, inntil et tidspunkt når det er trygt å åpne den igjen. Det vil si så snart problemer ved brønnhodet eller annet mulige sviktende overflatekontrollutstyr er utbedret. [0004] In order to be able to achieve immediate, or near immediate shutdown under circumstances as mentioned above, the valve is configured in such a way that it is "normally closed", e.g. in the absence of threat from positively directed hydraulic pressure. Thus, should a sudden event occur at or near the wellhead, the resulting loss of hydraulic pressure or other actuating force at the valve will result in its closing. As a result, production can be shut down by ceasing at a point below the wellhead, until a time when it is safe to reopen it. That is, as soon as problems at the wellhead or other possible failing surface control equipment have been rectified.

[0005] Effektiv bruk av en overflatekontrollert ventil for bruk under overflaten, som indikert, avhenger både av overflateforhold og forhold under overflaten. Som bemerket ovenfor, kan f.eks. overflatetilstander i brønnen eller operatørkontroll lede til lukking av ventilen. Oppnåelse av en effektiv, fullstendig forsegling ved bruk av ventilen lettes imidlertid delvis basert på forhold under overflaten. Der ventilen f.eks. har en klappventilkonfigurasj on, lettes fullstendig lukking således av trykket på brønnen ved et punkt under ventilen. Fra et punkt under klaffen er faktisk et trykk over omtrent 50-75 psi tilstrekkelig til å sikre en effektiv forsegling av ventilen og et fullstendig opphør i væskeproduksjonen. [0005] Effective use of a surface-controlled valve for subsurface use, as indicated, depends on both surface and subsurface conditions. As noted above, e.g. surface conditions in the well or operator control lead to closing of the valve. However, achieving an effective, complete seal using the valve is facilitated in part based on subsurface conditions. Where the valve e.g. has a flap valve configuration, complete closure is thus facilitated by the pressure on the well at a point below the valve. Indeed, from a point below the valve, a pressure above about 50-75 psi is sufficient to ensure an effective sealing of the valve and a complete cessation of fluid production.

[0006] Under mange omstendigheter er dessverre trykket i brønnen langt under den ovenfor bemerkede rekkevidden og kan i det store og det hele være fullstendig ubetydelig. Når dette er tilfelle, kan det forekomme at klappventilen ikke oppnår fullstendig lukking på grunn av manglende ekstra trykkstøtte fra brønnen. Som et resultat forekommer det ofte en sakte, men ikke desto mindre farlig, migrerende lekkasje av gassholdige produksjons væsker. Selv der det finner sted forsøk på avstengning på grunn av en overflaterelatert nødsituasjon, kan således farlig produksjon fortsette å spille ut av brønnen. [0006] In many circumstances, unfortunately, the pressure in the well is far below the above-noted range and may, on the whole, be completely insignificant. When this is the case, it may happen that the flap valve does not achieve complete closure due to a lack of additional pressure support from the well. As a result, a slow, but nonetheless dangerous, migrating leak of gaseous production fluids often occurs. Thus, even where shutdown attempts occur due to a surface-related emergency, hazardous production may continue to flow from the well.

[0007] Årsaken til manglende fullstendig lukking av ventilen uten hjelp i tillegg fra brønntrykket, er relatert til måten lukkingen finner sted på. Det vil si at for tiden brukes et hydraulisk stempel slik at positivt hydraulisk trykk overføres til en fjæringskompresjon som åpner ventilen. I teorien skal således fravær av hydraulisk trykk som implementert i henhold til overflateforhold, gjøre det mulig for fjæren å ekspandere og resultere i lukking av ventilen. [0007] The reason for the failure to completely close the valve without additional help from the well pressure is related to the way in which the closing takes place. That is, currently a hydraulic piston is used so that positive hydraulic pressure is transferred to a spring compression which opens the valve. Thus, in theory, the absence of hydraulic pressure as implemented according to surface conditions should enable the spring to expand and result in closing of the valve.

[0008] Dessverre er det slik at uten bidrag fra det høyere trykket fra under ventilen, er det ikke sikkert at klappventilen vil opprettholde en uavbrutt forsegling. Rent praktisk vil derfor den tilsvarende svikten i det tilstøtende hydrauliske stemplet tillate migrasjon av væske oppover forbi hele ventilmontasjen. Oppsummerende viser det seg at konvensjonelle overflatekontrollerte sikkerhetsventiler for bruk under overflaten ofte er ineffektive forsikringer når anvendt i sammenheng med brønner under særlig lavt trykk. [0008] Unfortunately, it is the case that without the contribution of the higher pressure from under the valve, it is not certain that the flap valve will maintain an uninterrupted seal. In practical terms, therefore, the corresponding failure in the adjacent hydraulic piston will allow migration of fluid upwards past the entire valve assembly. In summary, it turns out that conventional surface-controlled safety valves for use below the surface are often ineffective safeguards when used in connection with wells under particularly low pressure.

SAMMENDRAG SUMMARY

[0009] En overflatekontrollert sikkerhetsventil for bruk under overflaten offentliggjøres, med et ventillegeme koblet til en hydraulikklinje for å løpe til overflaten av et oljefelt. Legemet er koblet til rørlinjen ved et ventilsete i denne. Et ventilelement plassert inni legemet konfigureres for lukking ved en setegrenseflate. Elementet inkluderer en elastomer energitilførende komponent tilstøtende en ikke-elastomer forseglingsring til å møte grenseflaten ved lukking av ventilen. Dette sammendraget presenteres for å gi en introduksjon til et utvalg av begreper som beskrives videre nedenfor, og er selvfølgelig ikke ment som et bidrag til å begrense omfanget av det påkrevde emnet. [0009] A surface-controlled safety valve for subsurface use is disclosed, with a valve body connected to a hydraulic line to run to the surface of an oil field. The body is connected to the pipeline by a valve seat in it. A valve element located within the body is configured to close at a seat interface. The element includes an elastomeric energizing component adjacent a non-elastomeric sealing ring to meet the interface when closing the valve. This summary is presented to provide an introduction to a selection of terms described further below, and is of course not intended as a contribution to limit the scope of the required subject matter.

KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE BRIEF DESCRIPTION OF THE DRAWINGS

[0010] Fig. 1 er en sidetverrsnittvisning av en utforming av en overflatekontrollert sikkerhetsventil for bruk under overflaten. [0010] Fig. 1 is a side cross-sectional view of one design of a surface-controlled safety valve for use below the surface.

[0011] Fig. 2 er en forstørret visning av en utforming av en indre forseglingsgrenseflate av ventilen tatt fra 2-2 i fig. 1. [0011] Fig. 2 is an enlarged view of a design of an internal sealing interface of the valve taken from 2-2 in Fig. 1.

[0012] Fig. 3 er en forstørret visning av en utforming av et energiholdig ventilelement med en ikke-elastomer forseglingsring tatt fra 3-3 ved grensesnittet i fig. 2. [0012] Fig. 3 is an enlarged view of a design of an energetic valve element with a non-elastomeric sealing ring taken from 3-3 at the interface in Fig. 2.

[0013] Fig. 4A er en sidetverrsnittvisning av en utforming av en nedhulls rørmontasje som inkorporerer ventilen i fig. 1 i en åpen posisjon. [0013] Fig. 4A is a side cross-sectional view of one embodiment of a downhole tubing assembly incorporating the valve of Fig. 1 in an open position.

[0014] Fig. 4B er en sidetverrsnittvisning av en utforming av en nedhulls rørmontasje i fig 4A som inkorporerer ventilen i fig. 1 i en lukket posisjon. [0014] Fig. 4B is a side cross-sectional view of one embodiment of the downhole pipe assembly of Fig. 4A incorporating the valve of Fig. 1 in a closed position.

[0015] Fig. 5 er en oversikt over et oljefelt med en brønn som har tilpasset montasjene i fig. 4A og 4B deri. [0015] Fig. 5 is an overview of an oil field with a well that has adapted the assemblies in fig. 4A and 4B therein.

[0016] Fig. 6 er et flytdiagram som sammenfatter en utforming hvor en overflatekontrollert sikkerhetsventil for bruk under overflaten anvendes. [0016] Fig. 6 is a flow diagram summarizing a design where a surface-controlled safety valve for use below the surface is used.

DETALJERT BESKRIVELSE DETAILED DESCRIPTION

[0017] Utforminger beskrives med henvisning til visse ventilposisjoneringer i bestemte oljefeltmiljøer. Utforminger som beskrives i dette dokumentet offentliggjør f.eks. en ventilmontasje for inkorporering direkte under et brønnhode i et konvensjonelt, landbasert utstyr. Utforminger av sikkerhetsventiler som beskrives i dette dokumentet kan imidlertid være egnet for operasjoner offshore eller videre posisjonering under overflaten. Uansett forhold, utstyres ventilen med et element som inkluderer en energitilførende del sammen med en ikke-elastomer-ring. På denne måten konfigureres ventilen ikke bare for å oppnå effektiv forseglende lukking i brønnmiljøer under lavt trykk, men den er også velegnet for gjentatt bruk uten at man behøver å bekymre seg for skade eller tidlig svikt. [0017] Designs are described with reference to certain valve positioning in certain oil field environments. Designs described in this document publish e.g. a valve assembly for incorporation directly under a wellhead in a conventional land-based equipment. Designs of safety valves described in this document may, however, be suitable for operations offshore or further positioning below the surface. Regardless of the condition, the valve is equipped with an element that includes an energizing part together with a non-elastomer ring. In this way, the valve is configured not only to achieve effective sealing closure in well environments under low pressure, but it is also suitable for repeated use without having to worry about damage or early failure.

[0018] Med henvisning nå til fig. 1, vises en sidetverrsnittvisning av en utforming av en overflatekontrollert sikkerhetsventilmontasje 101 for bruk under overflaten. Montasjen 101 er plassert inni et legeme 180 som kan inkorporeres inn i et røranlegg 581 i et oljefelt (se fig. 5). Med referanse i tillegg til fig. 4A og 4B, kan således montasjen 101 anvendes til styring av produksjonsvæskene 400 fra posisjoner nedhulls derfra. Mer spesifikt kan montasjen 101 utstyres med en ventil 190, inkludert en klappventil 490 eller annen egnet reguleringsmekanisme, som kan være åpen eller lukket. Som sådan kan en væskestrømning 400 gjennom en midtkanal 110 i montasjen 101 tillates eller forhindres, avhengig av hvorvidt ventilen 190 er åpen eller lukket. [0018] With reference now to fig. 1, a side cross-sectional view of one design of a surface-controlled safety valve assembly 101 for subsurface use is shown. The assembly 101 is placed inside a body 180 which can be incorporated into a pipe system 581 in an oil field (see Fig. 5). With reference in addition to fig. 4A and 4B, the assembly 101 can thus be used to control the production fluids 400 from positions downhole from there. More specifically, the assembly 101 can be equipped with a valve 190, including a flap valve 490 or other suitable control mechanism, which can be open or closed. As such, a fluid flow 400 through a central channel 110 in the assembly 101 can be allowed or prevented, depending on whether the valve 190 is open or closed.

[0019] Innstilling av ventilen 190 til en åpen eller lukket posisjon bestemmes av en indre fjær 185, eller annet egnet responderende element, plassert tilstøtende ventilen 190.1 utformingen i fig. 1, er fjæren 185 i en komprimert tilstand lignende den i fig. 4A. Ventilen 190 er således i en åpen posisjon for slik å tillate væskestrømning 400 å passere fra en posisjon nedenfor ventilen 190 til en posisjon opphulls derfra (se fig. 4A). Av særlig betydning, er det faktum at sikkerhetsventilmontasjen 101 er konfigurert slik at opprettholdelse av ventilen 190 i åpen posisjon krever komprimering av fjæren 185 og, således, vedvarende påføring av kraft derpå. På denne måten er det mindre sannsynlig at ventilen 190 åpnes ved et uhell eller feilfunksjon, men heller er resultat av en bevisst handling fra en operatør, slik som videre beskrevet nedenfor. [0019] Setting the valve 190 to an open or closed position is determined by an internal spring 185, or other suitable responsive element, placed adjacent to the valve 190.1 the design in fig. 1, the spring 185 is in a compressed state similar to that in fig. 4A. The valve 190 is thus in an open position so as to allow liquid flow 400 to pass from a position below the valve 190 to a position hollowed out from there (see Fig. 4A). Of particular importance is the fact that the safety valve assembly 101 is configured such that maintaining the valve 190 in the open position requires compression of the spring 185 and, thus, sustained application of force thereto. In this way, it is less likely that the valve 190 is opened by accident or malfunction, but rather is the result of a deliberate action by an operator, as further described below.

[0020] Fortsatt med henvisning til fig. 1, oppnås bekreftende åpning av ventilen 190 ved anvendelse av trykk som påføres et hydraulisk stempel 125. Stemplet 125 kan være en 1/8 til 5/8 tommers stav stabilisert av et omkringliggende legeme 150. Mer bestemt kan stemplet 125 være forankret ved et hode 175 som i sin tur virker på fjæren 185 for å bevare den beskrevne kompresjonen i svar på trykk på stemplet 125. Spesifikt kan f.eks. påføring av positiv kraft på stemplet 125, f.eks. som styrt av en operatør ved overflaten, anvendes som middel til å oppnå åpning av ventilen. Det vil si at ventilmontasjen 101 anses å være en "normal lukket"-variant. Når trykket fjernes, enten intensjonelt eller som resultat av en intervenerende tilstand, slik som tap av kontroll over trykket, vil stemplet 125 således trekke seg tilbake til setet 122 og ventilen 190 vil automatisk lukkes. [0020] Still referring to fig. 1, affirmative opening of the valve 190 is achieved by applying pressure applied to a hydraulic piston 125. The piston 125 may be a 1/8 to 5/8 inch rod stabilized by a surrounding body 150. More specifically, the piston 125 may be anchored to a head 175 which in turn acts on spring 185 to maintain the described compression in response to pressure on piston 125. Specifically, e.g. application of positive force to piston 125, e.g. as controlled by an operator at the surface, is used as a means of achieving opening of the valve. That is, the valve assembly 101 is considered to be a "normally closed" variant. Thus, when the pressure is removed, either intentionally or as a result of an intervening condition, such as loss of control over the pressure, the piston 125 will retract into the seat 122 and the valve 190 will automatically close.

[0021] Stemplet 125 er utstyrt med et grenseflateelement 100 konfigurert for å gi varig forseglet lukking når stemplet 125 er i kontakt med setet 122, slik som beskrevet i detalj nedenfor i dette dokumentet. Pålitelig forsegling av ventilen 190 derunder, kan således oppnås når positivt trykk fjernes fra rørlinjen 120 over stemplet 125. På nytt kan det oppnås grenseflatekontakt mellom stemplet 125 og setet 122, uten utilbørlig skade eller resulterende slitasje på elementet 100. Gjentatt pålitelig lukking av ventilen 190 kan således forventes over en forlenget tids bruk. [0021] The piston 125 is provided with an interface element 100 configured to provide a permanently sealed closure when the piston 125 is in contact with the seat 122, as described in detail below in this document. Thus, reliable sealing of the valve 190 below can be achieved when positive pressure is removed from the pipeline 120 above the piston 125. Again, interface contact can be achieved between the piston 125 and the seat 122, without undue damage or resulting wear to the element 100. Repeated reliable closure of the valve 190 can thus be expected over an extended period of use.

[0022] Med henvisning nå til fig. 2, viser en forstørret visning, tatt fra 2-2 i fig. 1, en utforming av grenseflateelementet 100 i forhold til grenseflaten med ventilsetet 122. I denne visningen vises stemplet 125 som rettet nedover med tvang, vekk fra setet 122 i en grad i forhold til det innkommende væsketrykket 250, gjennom den hydrauliske linjen 120 fra en posisjon ovenfor setet 122. Dette kan, som indikert ovenfor, kontrolleres av en operatør ved overflaten. På denne måten kan det kontrollerte nedover-rettede byttet av stemplet 125 til slutt overføres til åpningen av ventilen 190, som beskrevet ovenfor med henvisning til fig. 2. [0022] With reference now to fig. 2 shows an enlarged view, taken from 2-2 of FIG. 1, a layout of the interface element 100 relative to the interface with the valve seat 122. In this view, the piston 125 is shown as being forced downwardly, away from the seat 122 by a degree proportional to the incoming fluid pressure 250, through the hydraulic line 120 from a position above the seat 122. This can, as indicated above, be controlled by an operator at the surface. In this manner, the controlled downward displacement of the piston 125 may ultimately be transferred to the opening of the valve 190, as described above with reference to FIG. 2.

[0023] Fortsatt med henvisning til fig. 2, vises grenseflateelementet 100 som utstyrt med en forseglingsring 200. Ringen 200 er laget av varig ikke-elastomer, slik som kopper, messing, polytetrafluoretylen (PTFE) eller annet egnet robust materiale. Så snart væsketrykket 250 fjernes og elementet 100 tillates å komme i kontakt med setet 122, kan en fluktuerende forseglende grenseflate oppnås på en måte som ikke urimelig skader eller skaper hindringer for toppen av elementet 100. [0023] Still referring to fig. 2, the interface element 100 is shown as equipped with a sealing ring 200. The ring 200 is made of durable non-elastomer, such as copper, brass, polytetrafluoroethylene (PTFE) or other suitable robust material. Once the fluid pressure 250 is removed and the element 100 is allowed to contact the seat 122, a fluctuating sealing interface can be achieved in a manner that does not unduly damage or obstruct the top of the element 100.

[0024] Med henvisning nå til fig. 3, kan opprettholdelse av en forseglet grenseflate mellom elementet 100 og setet 122 involvere mer enn den bestandige fluktuerende grenseflaten tilført av ringen 200. Mer bestemt viser fig. 3 en forstørret visning av en utforming av elementet 100 tatt fra 3-3 i fig. 2, hvor en underliggende energitilførende komponent 300 er plassert. Det vil si at elementet 100 inkluderer en ring 200 for varig forsegling ved grenseflaten med setet 122. En elastomer belastningsform i den energitilførende komponenten 300 plasseres under ringen 200 for slik å sikre at forseglingskapasiteten til stemplet 125 relativt til setet 122 opprettholdes. Den energitilførende komponenten 300 kan selvfølgelig ha forskjellige former, slik som en metallisk fjær eller andre mekanismer av egnet energitilførende karakter. [0024] Referring now to fig. 3, maintaining a sealed interface between member 100 and seat 122 may involve more than the constant fluctuating interface provided by ring 200. More specifically, FIG. 3 an enlarged view of a design of the element 100 taken from 3-3 in fig. 2, where an underlying energy supplying component 300 is placed. That is, the element 100 includes a ring 200 for permanent sealing at the interface with the seat 122. An elastomeric strain gauge in the energy supplying component 300 is placed under the ring 200 to ensure that the sealing capacity of the piston 125 relative to the seat 122 is maintained. The energy supplying component 300 can of course have different forms, such as a metallic spring or other mechanisms of a suitable energy supplying nature.

[0025] Fortsatt med henvisning til både fig. 2 og 3, tillater opphør av væsketrykket 250, enten intensjonelt eller på grunn av en nødstilstand, stemplet 125 og elementet 100 å byttes oppover og oppnå den beskrevne forseglingen. Dette kan ses med henvisning til fig. 4A og 4B, hvor fjæren 185 tillates å ekspandere fra posisjonen i fig. 4A til den i fig. 4B ved opphør av det bemerkede trykket 250 i fig. 2. For å unngå effektene av mulig svingnings- eller annen lett vertikal bevegelse av stemplet 125 etterfølgende den innledende forseglende kontakten mellom ringen 200 og setet 122, tilføres imidlertid den underliggende energitilførende komponenten 300 som beskrevet nedenfor. [0025] Still referring to both fig. 2 and 3, cessation of fluid pressure 250, either intentionally or due to an emergency condition, allows piston 125 and member 100 to shift upward and achieve the described seal. This can be seen with reference to fig. 4A and 4B, where the spring 185 is allowed to expand from the position in FIG. 4A to that in fig. 4B upon cessation of the noted pressure 250 in fig. 2. However, to avoid the effects of possible swinging or other slight vertical movement of the piston 125 following the initial sealing contact between the ring 200 and the seat 122, the underlying energizing component 300 is supplied as described below.

[0026] Med særlig henvisning til fig. 3, vises en elastomer energitilførende komponent 300 presset mellom ringen 200 og hovedlegemet til stemplet 125. Denne komponenten 300 kan være laget av gummi, polyeter-eter-keton (PEEK) eller annet egnet deformerbart materiale med energiholdig - eller omformbarhetskapasitet. Når den ovenfor beskrevne forseglingen mellom ringen 200 og setet 122 er oppnådd, kan lette vertikale forskyvninger av stemplet 125 møtes kontrollert på en måte som opprettholder forseglingen. Når f.eks. stemplet 125 beveger seg oppover, trykkdeformeres komponenten 300 som beskrevet i fig. 3, og forseglingen oppnås. En minste bevegelse nedover medfører imidlertid ikke til brudd på forseglingen, kompresjon av fjæren 185 eller at ventilen 190 til slutt sprenges åpen lengre nede (se fig. 1). Slike naturlige svingninger i stemplet 125 vill heller mer sannsynlig lede til gjentatt deformering og reformering av morfologien til elastomerkomponenten 300, uten at forseglingen ofres. [0026] With particular reference to fig. 3, an elastomeric energizing component 300 is shown pressed between the ring 200 and the main body of the piston 125. This component 300 may be made of rubber, polyether-ether-ketone (PEEK) or other suitable deformable material with energizing or deformability capacity. Once the above-described seal between ring 200 and seat 122 is achieved, slight vertical displacements of piston 125 can be met in a controlled manner that maintains the seal. When e.g. the piston 125 moves upwards, the pressure deforms the component 300 as described in fig. 3, and the seal is achieved. However, the slightest movement downwards does not lead to a break in the seal, compression of the spring 185 or the valve 190 finally bursting open further down (see fig. 1). Such natural oscillations in the piston 125 will rather more likely lead to repeated deformation and reformation of the morphology of the elastomer component 300, without sacrificing the seal.

[0027] På nytt oppnås det intakt forsegling mellom ringen 200 og setet 122 på en måte som unngår unødvendig slitasje på den underliggende komponenten 300. Det vil si at heller enn å anvende komponenten 300 til å tilføre forseglingskapasitet i tillegg til den beskrevne belastningen og energitilførende effekten beskrevet ovenfor, tilføres en varig intervenerende forseglingsring 200. Ikke bare resulterer dette i at forseglingen opprettholdes, men også at elementet 100, og faktisk hele montasjen 101, kan anvendes på nytt og på nytt, uten behov for utskiftninger og/eller erstatning av komponent 300 hver gang ventilen 190 lukkes (se fig. 4B). [0027] Once again, an intact seal is achieved between the ring 200 and the seat 122 in a way that avoids unnecessary wear on the underlying component 300. That is, rather than using the component 300 to add sealing capacity in addition to the described load and energy supplying the effect described above, is added to a permanently intervening sealing ring 200. Not only does this result in the seal being maintained, but also that the element 100, and indeed the entire assembly 101, can be used again and again, without the need for replacements and/or replacement of components 300 each time the valve 190 is closed (see Fig. 4B).

[0028] Med henvisning nå til fig. 4A og 4B, vises en sidetverrsnittvisning av en utforming av ventilmontasjen 101. Mer bestemt viser fig. 4A montasjen 101 med en ventil 190 og tilsvarende klaff 490 derav i åpen posisjon. Fig. 4B på den annen side, beskriver ventilen 190 og klaffen 490 lukket etter opphør av indre positivt trykk. [0028] Referring now to fig. 4A and 4B, a side cross-sectional view of one embodiment of the valve assembly 101 is shown. More specifically, FIG. 4A the assembly 101 with a valve 190 and corresponding flap 490 thereof in the open position. Fig. 4B, on the other hand, depicts valve 190 and flap 490 closed after cessation of internal positive pressure.

[0029] Med særlig henvisning til fig. 4A, opprettholdes et positivt trykk på stemplet 125 via væsken 250 som strømmer gjennom den indre hydrauliske linjen 120 i fig. 1 og 2. Fjæren 185 komprimeres som sådan på en måte som konvensjonelt overføres til åpning av klaffen 490 på ventilen 190. Til sist gjør dette det mulig for produksjonsvæske 400 å fortsette i en retning oppover brønnhullet gjennom en kanal 110 i montasjen 101. Det vil si at kanalen 110 løper gjennom det indre av montasjen 101, inkludert fjæren 185, legemet 150 og andre indre funksjoner, med tilgang dertil styrt av den åpne eller lukkede posisjonen til ventilen 190. [0029] With particular reference to fig. 4A, a positive pressure is maintained on the piston 125 via the fluid 250 flowing through the internal hydraulic line 120 of FIG. 1 and 2. As such, the spring 185 is compressed in a manner conventionally transmitted to open the flap 490 of the valve 190. Ultimately, this enables production fluid 400 to continue in an uphole direction through a channel 110 in the assembly 101. It will say that the channel 110 runs through the interior of the assembly 101, including the spring 185, the body 150 and other internal features, with access thereto controlled by the open or closed position of the valve 190.

[0030] Fortsatt med henvisning til fig. 4B, vises imidlertid nå ventilen 190 og klaffen i den lukkede posisjonen. Dette oppnås gjennom opphør av trykket som påføres stemplet 125, slik som bemerket ovenfor. Fjæren 185 tillates som følge av dette å gå tilbake til sin naturlige, mer ekspanderte, tilstand, og gjør det slik mulig også for klaffen 490 i ventilen 190 å lukkes. Væsken 400 som strømmer nedhulls for montasjen 101 tillates ikke lenger å krysse kanalen 110. [0030] Still referring to fig. 4B, however, the valve 190 and flap are now shown in the closed position. This is achieved through cessation of the pressure applied to the piston 125, as noted above. As a result, the spring 185 is allowed to return to its natural, more expanded state, thus also enabling the flap 490 in the valve 190 to close. The liquid 400 that flows downhole for the assembly 101 is no longer allowed to cross the channel 110.

[0031] Med videre henvisning til fig. 5, sikrer lukking av klaffen 490 i ventilen 190 at hydrokarbonvæsker 400 hindres i og nå en overflate 500 i et oljefelt. Dette kan av praktiske årsaker være særlig fordelaktig når årsaken til avstengningen er at det plutselig har oppstått en farlig tilstand ved eller nær brønnhodet 527, som kanskje kan medføre tap av kontroll over brønnen. På nytt kan ventilen 190 pålitelig forbli lukket, til tross for mindre fluktueringer i fjæren 185 eller indre komponenter i montasjen, selv ved hovedsakelig fravær av støttende trykk nedenfra borehullet. [0031] With further reference to fig. 5, closing the valve 490 in the valve 190 ensures that hydrocarbon fluids 400 are prevented from reaching a surface 500 in an oil field. For practical reasons, this can be particularly advantageous when the reason for the shutdown is that a dangerous condition has suddenly arisen at or near the wellhead 527, which may lead to a loss of control over the well. Again, the valve 190 can reliably remain closed, despite minor fluctuations in the spring 185 or internal components of the assembly, even in the substantial absence of downhole supporting pressure.

[0032] Med henvisning i tillegg til fig. 1-3, er dette til fordel for montasjen 101, f.eks. i brønner under særlig lavt trykk 580, som et resultat av utforminger av inkludering av grenseflateelementet 100, slik som beskrevet i detalj ovenfor i dette dokumentet. Utforminger, som beskrevet mer detaljert ovenfor i dette dokumentet, kan faktisk effektivt anvendes i brønner 580 med en trykkforskjell så lav som rundt 10 psi eller mindre i nærheten av montasjen 101.1 tillegg til å opprettholde forseglingskraft ved lave trykk, er elementet 100 videre også av en varig konfigurasjon, slik som beskrevet ovenfor. Ikke bare er den således effektiv ved gjentatt bruk, men også ved et bredt spektrum av temperaturer nede i borehullet. Utforminger som beskrevet i videre detalj ovenfor i dette dokumentet, kan f.eks. effektivt anvendes i brønnmiljøer som strekker seg fra hvor som helst fra mellom omtrent 40 °F (4,44 °C) og omtrent 350 °F (176,65 °C), uten bekymring for unødvendig slitasje og/eller resulterende svikt. [0032] Referring additionally to fig. 1-3, this is to the advantage of the assembly 101, e.g. in wells under particularly low pressure 580, as a result of designs of inclusion of the interface element 100, as described in detail above in this document. Designs, as described in more detail above in this document, can actually be effectively used in wells 580 with a pressure difference as low as about 10 psi or less in the vicinity of the assembly 101.1 In addition to maintaining sealing force at low pressures, the element 100 is also of a permanent configuration, as described above. Not only is it effective for repeated use, but also at a wide range of temperatures down the borehole. Designs as described in further detail above in this document can e.g. effectively used in well environments ranging from anywhere from approximately 40°F (4.44°C) to approximately 350°F (176.65°C), without concern for unnecessary wear and/or resulting failure.

[0033] Med spesifikke henvisning nå til fig. 5, vises en oversikt over et oljefelt 500, som beskrevet med en brønn 580 som har den ovenfor gjengitte montasjen 101 tilpasset deri. Brønnen 580 strekker seg over en formasjon 590 og defineres av huset 585 ned til et åpningshullområde som inkluderer et perforert produksjonsområde 595. Til tross for dette, er brønnen 580 av naturlige årsaker under et relativt lavt trykk, kanskje vanligvis under 50 psi. En nedsenkbar elektrisk pumpe (ESP) 575 med elektrisk kabel 550 til overflaten tilføres på en måte som hjelper hydrokarbonene inn i produksjonsrørledningene 581 (f.eks. på et sted nedenfor en isoleringspakning 560 derav). [0033] With specific reference now to fig. 5, an overview of an oil field 500 is shown, as described with a well 580 which has the above reproduced assembly 101 adapted therein. The well 580 extends over a formation 590 and is defined by the casing 585 down to an open hole area that includes a perforated production area 595. Despite this, the well 580 is naturally under a relatively low pressure, perhaps typically below 50 psi. An electrical submersible pump (ESP) 575 with electrical cable 550 to the surface is supplied in a manner that assists the hydrocarbons into the production pipelines 581 (eg, at a location below an insulating gasket 560 thereof).

[0034] En lang rekke oljefeltutstyr 520 er plassert ved overflaten 500 av oljefeltet. I den viste utformingen, inkluderer dette trykkreguleringsutstyr 525, en operatørkontrollenhet 522 og et brønnhode 527, hvorfra de angitte produksjonsrørledningene 581 er utsatt. En produksjonsrørledning 529 vises også slik den kommer ut av brønnhodet 527 for transport av produksjonsvæsker. I tillegg vises en rigg 521 som kan støtte en lang rekke forskjellige typer intervenerende anordninger over brønnens 580 levetid. [0034] A long line of oil field equipment 520 is located at the surface 500 of the oil field. In the design shown, this includes pressure control equipment 525, an operator control unit 522 and a wellhead 527, from which the indicated production pipelines 581 are exposed. A production pipeline 529 is also shown as it exits the wellhead 527 for transporting production fluids. In addition, a rig 521 is shown which can support a large number of different types of intervening devices over the life of the well 580.

[0035] Med fortsatt henvisning til fig. 5, inkorporeres en overflatekontrollert sikkerhetsventilmontasje 101 i de angitte rørledningene 581 nært under det overflateplasserte brønnhodet 527. Via kontrollenheten 522 kan således en operatør styre ventillukkingen, for slik å stoppe produksjonen gjennom rørledningene 581 og montasjen 101. Dette kan finne sted som følge av en intervenerende anordning, i svar på en oppdaget tilstand nede i borehullet, eller en rekke årsaker. Montasjen 101 kan på nytt automatisk stenge av produksjonen derigjennom slik som beskrevet ovenfor, dersom det plutselig oppstår problemer med eller tap av kontroll over brønnen ved reguleringsutstyret 525, brønnhodet 527 eller annet sted. Det vil si at hydraulisk trykk fra overflaten som holdet montasjen 101 åpen, kan stoppes automatisk slik at det medfører lukking av ventilen. På grunn av det unike indre elementet 100 i montasjen 101, medfører på nytt ikke det lave trykket i brønnen 580 i målbar fortsatt produksjonsmigrasjon oppover i borehullet bortenfor montasjen 101. Intervenerende oppfølgning, overhalingshandlinger kan således gjennomføres ved overflaten, uten bekymring for noen inngripende, utilsiktet produksjon. [0035] With continued reference to fig. 5, a surface-controlled safety valve assembly 101 is incorporated into the specified pipelines 581 close below the surface-placed wellhead 527. Via the control unit 522, an operator can thus control the valve closing, in order to stop production through the pipelines 581 and the assembly 101. This can take place as a result of an intervening device, in response to a detected downhole condition, or any number of reasons. The assembly 101 can again automatically shut off the production through it as described above, if problems suddenly arise with or loss of control over the well at the regulation equipment 525, the wellhead 527 or elsewhere. That is to say that hydraulic pressure from the surface which kept the assembly 101 open can be stopped automatically so that it causes the valve to close. Due to the unique internal element 100 in the assembly 101, again the low pressure in the well 580 does not result in measurable continued production migration up the borehole beyond the assembly 101. Intervening follow-up, overhaul operations can thus be carried out at the surface, without concern for any intrusive, accidental production.

[0036] Med henvisning nå til fig. 6, sammenfatter et flytdiagram en utforming av anvendelse av en overflatekontrollert sikkerhetsventilmontasje for bruk under overflaten. Som indikert ved 615, kan montasjen altså installeres i en brønn. Ventilmontasjen kan f.eks. inkorporeres i installerte produksjonsrørledninger. For å kunne tillate produksjon gjennom rørledningene, som bemerket ved 645, må derfor ventilmontasjen åpnes bekreftende som styrt fra overflaten av oljefeltet (se 630). [0036] Referring now to fig. 6, a flow diagram summarizes a design of application of a surface controlled safety valve assembly for subsurface use. As indicated by 615, the assembly can therefore be installed in a well. The valve assembly can e.g. are incorporated into installed production pipelines. Therefore, in order to allow production through the pipelines, as noted at 645, the valve assembly must be affirmatively opened as controlled from the surface of the oil field (see 630).

[0037] Så snart produksjonen skal stoppes, kan ventilmontasjen lukkes, basert på forhold ved overflaten. Det vil si, enten gjennom operatørhandlinger (660) eller som et resultat av et oppstående kontrollspørsmål som gjelder brønnen (675), kan montasjen lukkes for slik sikkert å stoppe produksjonen. Faktisk er det slik at selv i omstendigheter med lavt brønntrykk, eller svært varierende temperaturer nede i borehullet, er det mulig å opprettholde pålitelig avstengning. Som indikert ved 690, er dette på grunn av bidraget fra et varig energiholdig ventilelement i montasjen. [0037] As soon as production is to be stopped, the valve assembly can be closed, based on conditions at the surface. That is, either through operator actions (660) or as a result of an arising control question concerning the well (675), the assembly can be shut down to safely stop production. In fact, even in low well pressure circumstances, or highly variable downhole temperatures, it is possible to maintain reliable shut-in. As indicated by 690, this is due to the contribution of a permanent energy-containing valve element in the assembly.

[0038] Utforminger som har vært beskrevet ovenfor i dette dokumentet, inkluderer en sikkerhetsventil for bruk under overflaten, konfigurert for å oppnå effektiv avstengning. Dette opprettholdes selv i tilfelle av brønnmiljøer under svært lavt trykk, som mangler middel i form av trykket nede i borehullet til å bidra til ventillukkingen. Dette kan på nytt oppnås på en robust og gjentakelsesbar måte, uten unødvendige bekymringer over for tidlig svikt på grunn av degraderende energitilførende ventilkomponenter. [0038] Designs which have been described above in this document include a safety valve for use below the surface, configured to achieve effective shut-off. This is maintained even in the case of well environments under very low pressure, which lack means in the form of downhole pressure to contribute to valve closure. This can again be achieved in a robust and repeatable manner, without unnecessary concerns about premature failure due to degrading energizing valve components.

[0039] Den foregående beskrivelsen har vært presentert med henvisning til utforminger foretrukket på det nåværende tidspunkt. Personer med ferdigheter i faget og teknikken som disse utformingene gjelder, vil forstå at forandringer og endringer i de beskrevne strukturene og driftsmetodene kan praktiseres, uten at dette representerer meningsfulle avvik fra prinsippet for og omfanget av disse utformingene. Den foregående beskrivelsen skal uansett ikke leses som kun å gjelde de presise, beskrevne strukturene og som vist i de vedlagte tegningene, men skal heller leses som konsistent med og støtte for de følgende kravene, som skal gjelde i det mest komplette og rimelige omfanget. [0039] The preceding description has been presented with reference to designs preferred at the present time. Persons skilled in the subject and technique to which these designs apply will understand that changes and changes in the described structures and operating methods can be practiced, without this representing meaningful deviations from the principle and scope of these designs. In any case, the foregoing description shall not be read as applying only to the precise, described structures and as shown in the attached drawings, but shall rather be read as consistent with and in support of the following requirements, which shall apply to the most complete and reasonable extent.

Claims

1. A surface-controlled safety valve for subsurface use, comprising: a hydraulic conduit extending from a surface for the oil field; a valve body connected to said pipeline at a valve seat thereof; and an interface element located in said body for closure on top of the seat and with an energizing component adjacent a non-elastomeric sealing ring to meet the seat when closure takes place.

2. The valve assembly in claim 1, where the energy supplying component is made of an elastomer material.

3. The valve assembly according to claim 1, further comprising: a central channel located in said body for controlling liquid from a position below the assembly to a position above the assembly; and a valve placed in said channel for regulating the steering.

4. The valve assembly according to claim 3, where said valve is a flap valve.

5. Fluid control system for use in an oil field, the system comprising: well control equipment located at a surface for the oil field; a pipeline facility located in a well at the oil field and connected to said equipment; and a safety valve located in said piping and having an element of energetic and non-elastomer components to substantially maintain a sealed interface at a seat of said valve during closure thereof.

6. The system of claim 5, wherein said valve is rated to substantially maintain closure at well pressures below approximately 50 psi.

7. The system of claim 5, wherein said valve is rated to substantially maintain closure at well temperatures of between about 40°F (4.44°C) and about 350°F (176.65°C).

8. Method for regulating fluid flow from below the surface in a well from a position on the surface adjacent to the well, the method comprising: closing the safety valve in the well to prevent fluid flow therethrough, said closing includes allowing a seal of an internal piston in the valve by a valve seat for the valve; and essentially maintaining said closure by using an interface element on the piston with an energetic component adjacent a non-elastomeric sealing ring, the ring meeting the seat for creating the seal.

9. The method according to claim 8, further comprising control over an opening of the valve from the surface before said closing.

10. The method according to claim 9, where said control comprises maintaining hydraulic pressure on the piston throughout the opening period.