NO300392B1

NO300392B1 - Device at a well for extraction of oil or gas

Info

Publication number: NO300392B1
Application number: NO944955A
Authority: NO
Inventors: Per Ove Staveland; Bengt E Gunnarsson
Original assignee: Saga Petroleum As
Priority date: 1994-12-20
Filing date: 1994-12-20
Publication date: 1997-05-20
Also published as: NO944955L; NO944955D0

Description

Den foreliggende oppfinnelse vedrører en anordning ved en brønn for utvinning av olje eller gass, hvor et hull er boret ned til et reservoar, omfattende foringsrør; et brønnhode med ventiler, plugger og koblinger; produksjonsrør opphengt i brønnhodet; en brønnsikringsventil nede i produksjonsrøret; en pakning nede i brønnen som avtetter ringrommet mellom foringsrøret og produksjonsrøret; en ringromsventil; og en hovedsikringsventil for å avstenge strømmen av produksjonsfluidum i produksjons-røret. The present invention relates to a device at a well for the extraction of oil or gas, where a hole is drilled down to a reservoir, comprising casing; a wellhead with valves, plugs and connectors; production tubing suspended in the wellhead; a well safety valve down the production pipe; a gasket down the well that seals the annulus between the casing and the production pipe; an annulus valve; and a main safety valve to shut off the flow of production fluid in the production pipe.

Ved kjent teknikk bores et hull fra jordoverflaten eller havbunnen ned til et petroleumsførende reservoar ved hjelp av en borerigg. Hullet fores med flere utenpå hverandre beliggende foringsrør og tettes øverst med et brønnhode. Inne i foringsrørene, hengende i brønnhodet, anbringes et produksjonsrør for produksjon av olje eller gass, eller injeksjon av gass eller væske. Ovenpå brønnhodet anordnes et ventiltre med nødvendige ventiler for å regulere produksjonen av olje eller gass, eller eventuelt injeksjonen av væske eller gass, og sikre mot utblåsning. In known technology, a hole is drilled from the earth's surface or the seabed down to a petroleum-bearing reservoir using a drilling rig. The hole is lined with several casings located outside of each other and sealed at the top with a wellhead. Inside the casings, suspended in the wellhead, a production pipe is placed for the production of oil or gas, or the injection of gas or liquid. A valve tree is arranged on top of the wellhead with the necessary valves to regulate the production of oil or gas, or possibly the injection of liquid or gas, and ensure against blowout.

Ventiltreet kan typisk ha en høyde på 6 meter for å kunne romme alle nødvendige ventiler, og har ved havbunnsbrønner ofte i tillegg en beskyttelsesramme for å beskytte mot tråler. Ventiltreet og beskyttelsesrammen er tunge og kostbare konstruksjoner, og for å bringe ned kostnadene er det et sterkt ønske om å utvikle et brønnhode eller ventiltre som ikke rager særlig opp over havbunnen. The valve tree can typically have a height of 6 meters to be able to accommodate all the necessary valves, and in the case of seabed wells often also has a protective frame to protect against trawlers. The valve tree and the protective frame are heavy and expensive constructions, and in order to bring costs down, there is a strong desire to develop a wellhead or valve tree that does not protrude much above the seabed.

Myndighetenes krav til sikkerhet, og vanlig praksis på området oljeboring, tilsier de fleste steder i verden at det til enhver tid skal være to uavhengige barrierer, det vil si en sperre som hindrer en lekkasje eller utblåsning fra reservoaret til omgivelsene. "Uavhengig" skal forstås slik at et brudd på den ene barriere ikke skal forplante seg videre til den annen barriere. The authorities' requirements for safety, and common practice in the area of oil drilling, dictate in most places in the world that there must be two independent barriers at all times, i.e. a barrier that prevents a leak or blowout from the reservoir to the surroundings. "Independent" shall be understood so that a breach of one barrier shall not propagate further to the other barrier.

Avhengig av brønnens tilstand eller fase vil barrierene utgjøres av ulike elementer. Under borefasen utgjøres således den nedre eller første barriere av det statiske trykk p.g.a. tyngden av selve borevæsken, mens den øvre eller annen barriere utgjøres av kappebergarten, de sementerte foringsrør, brønnhodet, en utblåsingssikring (Blow Out Preventer, BOP) og en ventil i borestrengen. Depending on the condition or phase of the well, the barriers will be made up of different elements. During the drilling phase, the lower or first barrier is thus constituted by the static pressure due to the weight of the drilling fluid itself, while the upper or other barrier consists of the mantle rock, the cemented casing, the wellhead, a blow out preventer (BOP) and a valve in the drill string.

Ved kjent teknikk utgjøres første barriere under produksjonsfasen av kappebergarten, foringsrøret, en produksjonspakning anbragt mellom foringsrøret og produksjonsrøret, produksjonsrøret og en brønnsikringsventil anbragt nede i produksjonsrøret. Annen barriere utgjøres av kappebergarten, foringsrørene, brønnhodet og en hovedsikringsventil anbragt i ventiltreet. Ved kjent teknikk er det således vanlig at samtlige elementer i den første barriere under brønnens produksjonsfase befinner seg under brønnhodet, mens annen barriere befinner seg dels under, dels i og dels over brønnhodet. In known techniques, the first barrier during the production phase is formed by the mantle rock, the casing, a production gasket placed between the casing and the production pipe, the production pipe and a well safety valve placed down the production pipe. Another barrier consists of the mantle rock, the casing, the wellhead and a main safety valve located in the valve tree. With known technology, it is thus common for all elements in the first barrier during the well's production phase to be located below the wellhead, while the second barrier is located partly below, partly in and partly above the wellhead.

Norsk patentsøknad nr. 932220 beskriver et ventiltre hvor en eller flere ventiler installert på et brønnhode anordnes på en slik måte at minst en av de nevnte ventiler holdes innenfor et utløp av brønnhodet. Søknaden beskriver således hvordan ventiltreet kan gjøres mindre ved å anbringe en eller flere av ventilene nede i brønnen, slik at antallet ventiler over brønnhodet reduseres. Ventiltreet er imidlertid ikke unngått. Norwegian patent application no. 932220 describes a valve tree where one or more valves installed on a wellhead are arranged in such a way that at least one of the mentioned valves is held within an outlet of the wellhead. The application thus describes how the valve tree can be made smaller by placing one or more of the valves down in the well, so that the number of valves above the wellhead is reduced. However, the valve tree has not been avoided.

Det er kjent at det har vært oppnådd en viss reduksjon i ventiltreets størrelse ved å kombinere ventiler, idet man da slipper flenser mellom ventilene. Det er også blitt forsøkt å grave en silo rundt brønnhodet slik at ventiltreet delvis blir beliggende under havbunnivået, hvilket betyr at det kan benyttes en enklere beskyttelsesstruktur. Hittil er det imidlertid ikke kjent konstruktive løsninger hvor ventiltreet i sin helhet er unngått, samtidig som kravet om to uavhengige barrierer er tilfredsstilt. It is known that a certain reduction in the size of the valve tree has been achieved by combining valves, as flanges between the valves are then omitted. Attempts have also been made to dig a silo around the wellhead so that the valve tree is partly located below the seabed level, which means that a simpler protective structure can be used. So far, however, there are no known constructive solutions where the valve tree is avoided in its entirety, while at the same time the requirement for two independent barriers is satisfied.

Hensikten med den foreliggende oppfinnelse er å frembringe en anordning til bruk ved utvinning av olje eller gass hvor ventiltreet er unngått. Det er videre en hensikt at det ved anvendelse av denne anordning opprettholdes to uavhengige barrierer mellom brønnen og omgivelsene. The purpose of the present invention is to produce a device for use in the extraction of oil or gas where the valve tree is avoided. It is also intended that when using this device, two independent barriers are maintained between the well and the surroundings.

Hensikten oppnås med en anordning av den innledningsvis nevnte art, kjennetegnet ved de trekk som er angitt i kravene. The purpose is achieved with a device of the type mentioned at the outset, characterized by the features specified in the requirements.

Uttrykket "utvinning eller produksjon av olje eller gass" skal i denne patentsøknad forstås som også å omfatte injeksjon av væske eller gass i et reservoar. The expression "extraction or production of oil or gas" shall in this patent application be understood as also including injection of liquid or gas into a reservoir.

Oppfinnelsen består således i en anordning ved en brønn for utvinning av olje eller gass, hvor et hull er boret ned til et reservoar, omfattende foringsrør; et brønnhode med ventiler, plugger og koblinger; produksjonsrør opphengt i brønnhodet; en brønnsikringsventil nede i produksjonsrøret; en pakning nede i brønnen som avtetter ringrommet mellom foringsrøret og produksjonsrøret; en ringromsventil; og en hovedsikringsventil for å avstenge strømmen av produksjonsfluidum i produksjonsrøret, og er kjennetegnet ved at produk-sjonsrøret omfatter et øvre produksjonsrør som er opphengt i brønnhodet og et nedre produksjonsrør som er løsbart forbundet med det øvre produksjons-røret, og at en nedihulls henger understøtter det nedre produksjonsrøret og brønnsikringsventilen, og at hovedsikringsventilen og ringromsventilen er anordnet under opphengningsstedet for det øvre produksjonsrøret. På denne måte oppnås den første hensikt med å frembringe en anordning til bruk ved utvinning av olje eller gass hvor ventiltreet er unngått. The invention thus consists in a device at a well for the extraction of oil or gas, where a hole is drilled down to a reservoir, comprising casing; a wellhead with valves, plugs and connectors; production tubing suspended in the wellhead; a well safety valve down the production pipe; a gasket down the well that seals the annulus between the casing and the production pipe; an annulus valve; and a main safety valve to shut off the flow of production fluid in the production pipe, and is characterized in that the production pipe comprises an upper production pipe that is suspended in the wellhead and a lower production pipe that is releasably connected to the upper production pipe, and that a downhole hanger supports the lower production pipe and the well safety valve, and that the main safety valve and the annulus valve are arranged below the suspension point for the upper production pipe. In this way, the first purpose of producing a device for use in the extraction of oil or gas is achieved where the valve tree is avoided.

I en kombinasjon av flere foretrukkede utførelser utgjøres den løsbare forbindelse mellom det øvre produksjonsrør og det nedre produksjonsrør av en fluidtett, løsbar forbindelse som ikke eller i minimal grad kan overføre aksiale mekaniske krefter eller dreiemomenter mellom det øvre og nedre produksjonsrør, samtidig som hovedsikringsventilen er fast innmontert i det øvre produksjonsrør, og brønnsikringsventilen er fast innmontert i det nedre produksjonsrør. Dette medfører at den løsbare forbindelse mellom det øvre produksjonsrør og det nedre produksjonsrør gjør en aksial og/eller dreiende bevegelse av hovedsikringsventilen uoverførbar til brønnsikringsventilen, slik at den annen hensikt med opprettholdelse to uavhengige barrierer mellom brønnen og omgivelsene oppnås. In a combination of several preferred embodiments, the releasable connection between the upper production pipe and the lower production pipe is constituted by a fluid-tight, releasable connection which cannot, or to a minimal extent, transfer axial mechanical forces or torques between the upper and lower production pipe, while the main safety valve is fixed installed in the upper production pipe, and the well safety valve is permanently installed in the lower production pipe. This means that the detachable connection between the upper production pipe and the lower production pipe makes an axial and/or rotary movement of the main safety valve non-transferable to the well safety valve, so that the second purpose of maintaining two independent barriers between the well and the surroundings is achieved.

I en ytterligere foretrukket utførelse utgjøres den fluidtette, løsbare forbindelse mellom det øvre produksjonsrør og det nedre produksjonsrør av en boring i nedihullshengeren og en hylse i det øvre produksjonsrørs nedre ende, idet hylsen er tilpasset til å kunne føres inn i boringen, og pakninger mellom hylsen og boringen tilveiebringer fluidtettheten. In a further preferred embodiment, the fluid-tight, releasable connection between the upper production pipe and the lower production pipe is constituted by a bore in the downhole hanger and a sleeve in the lower end of the upper production pipe, the sleeve being adapted to be able to be inserted into the bore, and gaskets between the sleeve and the bore provides the fluid density.

Oppfinnelsen skal nå forklares nærmere ved hjelp av et utførelseseksempel, under henvisning til tegningen, hvor: Fig. 1 viser en brønn ifølge kjent teknikk for produksjon av olje eller gass. The invention will now be explained in more detail by means of an embodiment, with reference to the drawing, where: Fig. 1 shows a well according to known technique for the production of oil or gas.

Fig. 2 gir en skjematisk fremstilling av barrierebegrepet. Fig. 2 gives a schematic representation of the barrier concept.

Fig. 3 viser et tverrsnitt av en brønn ifølge oppfinnelsen. Fig. 3 shows a cross-section of a well according to the invention.

Fig. 4 viser detaljer ved den øvre del av brønnen på fig. 3. Fig. 4 shows details of the upper part of the well in fig. 3.

Fig. 5 viser en løsbar forbindelse mellom et øvre og nedre produksjonsrør Fig. 5 shows a detachable connection between an upper and lower production pipe

ifølge oppfinnelsen. according to the invention.

Fig. 6 viser barrierene i brønnen på fig. 3, 4 og 5 under brønnens produksjonsfase. Fig. 7 viser barrierene i brønnen på fig. 3, 4 og 5 under en perforering, forut Fig. 6 shows the barriers in the well in fig. 3, 4 and 5 during the well's production phase. Fig. 7 shows the barriers in the well in fig. 3, 4 and 5 under a perforation, prior

for brønnens produksjonsfase. for the well's production phase.

De samme henvisningstall er benyttet for tilsvarende deler på alle figurene. The same reference numbers are used for corresponding parts in all figures.

Fig. 1 viser en brønn 1 ifølge kjent teknikk, under utvinning av olje eller gass. Brønnen 1 bores fra en overflate 2, som kan være en havbunn eller en jordoverflate, ned til et petroleumsførende reservoar 3, dekket av en tett Fig. 1 shows a well 1 according to known technology, during extraction of oil or gas. The well 1 is drilled from a surface 2, which can be a seabed or an earth surface, down to a petroleum-bearing reservoir 3, covered by a tight

kappebergart 4. Brønnen fores innvendig med foringsrør 5 som sementeres til hverandre ved hjelp av betong, slik at de danner en tett foring fra reservoaret til overflaten. Inne i brønnen anbringes et produksjonsrør 7 som strekker seg fra reservoaret til et brønnhode 6, anbragt på toppen av brønnen. Produksjonsrøret henger i brønnhodet fra en produksjonsrørhenger 8. Nede i brønnen er produksjonsrøret forsynt med et ekspansjonsledd 9, som har til oppgave å ta opp lengdeutvidelse pga. temperaturforandringer. Mellom produksjonsrøret 7 og et av foringsrørene 5 finnes en produksjonspakning 10, som har til oppgave å hindre at olje eller gass strømmer opp fra reservoaret mellom produksjonsrøret og foringsrøret, i det såkalte ringrommet 12. En brønnsikringsventil 11 er anbragt inne i produksjonsrøret, vanligvis noe under brønnhodet. Ovenpå brønnhodet er anordnet et ventiltre 13, som dersom brønnen er en havbunnsbrønn, er omgitt av en beskyttelsesramme 14. Fra ventiltreet leder en produksjonsrørledning 15, som står i forbindelse med produksjonsrøret via en hovedsikringsventil 18 anordnet i ventiltreet. Fra ventiltreet leder også en ringromsrørledning 16 som står i forbindelse med ringrommet 12 via en ringromsventil 24. Produksjonsrørledningen har til oppgave å føre olje eller gass ut av brønnen, eller eventuelt tilføre gass eller væske for injeksjon, mens ringromsrørledningen har til oppgave å overvåke trykket i ringrommet, slik at man kan detektere eventuelle lekkasjer. mantle rock 4. The well is internally lined with casing pipes 5 which are cemented together using concrete, so that they form a tight lining from the reservoir to the surface. Inside the well is placed a production pipe 7 which extends from the reservoir to a wellhead 6, placed at the top of the well. The production pipe hangs in the wellhead from a production pipe hanger 8. Down in the well, the production pipe is equipped with an expansion joint 9, which has the task of taking up length expansion due to temperature changes. Between the production pipe 7 and one of the casing pipes 5 there is a production packing 10, which has the task of preventing oil or gas from flowing up from the reservoir between the production pipe and the casing pipe, in the so-called annulus 12. A well safety valve 11 is placed inside the production pipe, usually somewhat below the wellhead. A valve tree 13 is arranged above the wellhead, which, if the well is a seabed well, is surrounded by a protective frame 14. From the valve tree leads a production pipeline 15, which is connected to the production pipe via a main safety valve 18 arranged in the valve tree. From the valve tree also leads an annulus pipeline 16 which is connected to the annulus 12 via an annulus valve 24. The production pipeline has the task of leading oil or gas out of the well, or possibly supplying gas or liquid for injection, while the annulus pipeline has the task of monitoring the pressure in the annulus, so that any leaks can be detected.

Fig. 2 gir en skjematisk fremstilling av barrierebegrepet slik det benyttes i forbindelse med olje- og gassutvinning, hvor barrierene skal hindre strøm fra reservoaret A til omgivelsene B. Henvisningstall 100 betegner et system med én barriere 101, bestående av flere parallelle barriereelementer 102. Fig. 2 gives a schematic representation of the concept of barrier as it is used in connection with oil and gas extraction, where the barriers must prevent current from the reservoir A to the surroundings B. Reference number 100 denotes a system with one barrier 101, consisting of several parallel barrier elements 102.

Henvisningstall 110 betegner et system med to barrierer i serie, første barriere 111 og annen barriere 112, hvor den første barriere består av flere parallelle barriereelementer 113, og den annen barriere består av flere parallelle barriereelementer 114. Som nevnt er det et vanlig krav at barriere-elementene i den første og annen barriere er uavhengige av hverandre, dvs. at et element som svikter i den ene barrieren ikke skal kunne påvirke noe element i den andre barrieren. Reference number 110 denotes a system with two barriers in series, first barrier 111 and second barrier 112, where the first barrier consists of several parallel barrier elements 113, and the second barrier consists of several parallel barrier elements 114. As mentioned, it is a common requirement that barrier -the elements in the first and second barrier are independent of each other, i.e. that an element that fails in one barrier should not be able to affect any element in the other barrier.

Elementene i den nedre eller første barriere 111 i brønnen ifølge kjent teknikk på fig. 1 består av kappebergarten 4, foringsrørene 5, produksjonspakningen 10, produksjonsrøret 7 og brønnsikringsventilen 11. Elementene i den øvre eller annen barriere 112 består av kappebergarten 4, foringsrørene 5, brønnhodet 6 og hovedsikringsventilen 18 og ringromsventilen 24. The elements in the lower or first barrier 111 in the well according to known technique in fig. 1 consists of the casing rock 4, the casings 5, the production packing 10, the production pipe 7 and the well safety valve 11. The elements in the upper or other barrier 112 consist of the casing rock 4, the casings 5, the wellhead 6 and the main safety valve 18 and the annulus valve 24.

Fig. 3 viser en brønn 1 ifølge den foreliggende oppfinnelse, som er boret fra en havbunn 35 ned til et petroleumsførende reservoar 3 som befinner seg under en kappebergart 4. Brønnen omfatter foringsrør 5, et brønnhode 6 med ventiler, plugger og koblinger, et produksjonsrør 7 opphengt i brønnhodet 6, en brønnsikringsventil 11 nede i produksjonsrøret 7, en produksjonspakning 10 nede i brønnen som avtetter ringrommet mellom foringsrøret 5 og produksjonsrøret 7, et ekspansjonsledd 9, en ringromsventil 24 og en hovedsikringsventil 18 for å avstenge strømmen av produksjonsfluidum i produksjonsrøret. Fig. 3 shows a well 1 according to the present invention, which is drilled from a seabed 35 down to a petroleum-bearing reservoir 3 which is located under a mantle rock 4. The well comprises casing 5, a wellhead 6 with valves, plugs and connectors, a production pipe 7 suspended in the wellhead 6, a well safety valve 11 down in the production pipe 7, a production gasket 10 down in the well which seals the annulus between the casing 5 and the production pipe 7, an expansion joint 9, an annulus valve 24 and a main safety valve 18 to shut off the flow of production fluid in the production pipe.

Produksjonsrøret 7 er delt i et øvre produksjonsrør 7a som befinner seg ovenfor brønnsikringsventilen 11 og et nedre produksjonsrør 7b som befinner seg nedenfor brønnsikringsventilen 11 og er løsbart forbundet med det øvre produksjonsrøret 7a. Hovedsikringsventilen 18 og ringromsventilen 24 er anordnet under opphengningsstedet for det øvre produksjonsrøret 7a. The production pipe 7 is divided into an upper production pipe 7a which is located above the well safety valve 11 and a lower production pipe 7b which is located below the well safety valve 11 and is releasably connected to the upper production pipe 7a. The main safety valve 18 and the annulus valve 24 are arranged below the suspension point for the upper production pipe 7a.

Hovedsikringsventilen 18 og ringromsventilen 24 henger i brønnhodet 6 fra en produksjonsrørhenger 8. Det øvre produksjonsrør 7a henger fra hovedsikringsventilen 18, slik at produksjonsrørhengeren 8 som bærer hovedsikringsventilen også utgjør opphengningsstedet for det øvre produksjonsrør 7a. The main safety valve 18 and annulus valve 24 hang in the wellhead 6 from a production pipe hanger 8. The upper production pipe 7a hangs from the main safety valve 18, so that the production pipe hanger 8 which carries the main safety valve also forms the suspension point for the upper production pipe 7a.

Over brønnhodet finnes kun de ventiler 17 som er nødvendige for tilkobling av brønnen til en oljeplattform eller et skip, og de ventiler som er nødvendige for tilkobling til produksjonsrørledningen 15 og ringromsrørledningen 16. Disse ventilene er samlet i et ventilhus 21, som får en langt mindre høyde enn beskyttelsesrammen som er nødvendig ved et ventiltre ifølge kjent teknikk. Above the wellhead are only the valves 17 that are necessary for connecting the well to an oil platform or a ship, and the valves that are necessary for connection to the production pipeline 15 and the annulus pipeline 16. These valves are collected in a valve housing 21, which has a much smaller height than the protective frame which is necessary for a valve tree according to known technology.

Fig. 4 viser den øvre del av brønnen på fig. 3. Det fremgår her hvordan ventilhuset 21, med sine ventiler 17 og et topplokk 22, er festet på en brønnhodekobling 23. Brønnhodekoblingen, som hviler på brønnhodet 6, har gjenger eller spor for feste av en foringsrørhenger 45, som igjen bærer foringsrørene 5. Foringsrørhengeren 45 har videre feste for produksjonsrør-hengeren 8 som bærer hovedsikringsventilen 18 og ringromsventilen 24. Det ses også et øvre produksjonsrørmellomstykke 7c mellom produksjonsrør-hengeren 8 og hovedsikringsventilen 18. Det øvre produksjonsrørmellom-stykke 7c er nødvendig av montasjemessige hensyn, og kan ha en lengde som varierer fra kun lengden av en muffe til et forholdsvis langt rør. Fig. 4 shows the upper part of the well in fig. 3. It is shown here how the valve housing 21, with its valves 17 and a top cover 22, is attached to a wellhead coupling 23. The wellhead coupling, which rests on the wellhead 6, has threads or grooves for attaching a casing hanger 45, which in turn carries the casing pipes 5. The casing hanger 45 also has an attachment for the production pipe hanger 8 which carries the main safety valve 18 and the annulus valve 24. An upper production pipe intermediate piece 7c is also seen between the production pipe hanger 8 and the main safety valve 18. The upper production pipe intermediate piece 7c is necessary for assembly reasons, and can have a length varying from just the length of a sleeve to a relatively long pipe.

En nedihullshenger 19 er festet til foringsrøret 5 ved hjelp av gripende anker som presses mot foringsrøret på en slik måte at væske eller gass tillates å passere. Et nedre produksjonsrørmellomstykke 7d, som i likhet med det øvre produksjonsrørmellomstykke er nødvendig av montasjemessige hensyn, bærer brønnsikringsventilen 11, som igjen bærer det nedre produksjonsrør 7b. Lengden av det nedre produksjonsrørmellomstykke kan variere fra kun lengden av en muffe til et forholdsvis langt rør. A downhole hanger 19 is attached to the casing 5 by means of gripping anchors which are pressed against the casing in such a way that liquid or gas is allowed to pass. A lower production pipe intermediate piece 7d, which, like the upper production pipe intermediate piece, is necessary for assembly reasons, carries the well safety valve 11, which in turn carries the lower production pipe 7b. The length of the lower production pipe spacer can vary from only the length of a sleeve to a relatively long pipe.

Den løsbare forbindelse mellom det øvre produksjonsrør 7a og det nedre produksjonsrør 7b utgjøres av en fluidtett, løsbar forbindelse som ikke eller i minimal grad kan overføre aksiale mekaniske krefter eller dreiemomenter om rørets lengderetning mellom det øvre og nedre produksjonsrør. The releasable connection between the upper production pipe 7a and the lower production pipe 7b consists of a fluid-tight, releasable connection which cannot, or to a minimal extent, transfer axial mechanical forces or torques about the length of the pipe between the upper and lower production pipe.

Fig. 4 viser videre hvordan hovedsikringsventilen 18 er fast innmontert i det øvre produksjonsrør 7a, og brønnsikringsventilen 11 er fast innmontert i det nedre produksjonsrør 7b. Den løsbare forbindelse mellom det øvre produksjonsrør 7a og det nedre produksjonsrør 7b bevirker dermed at det ikke er mulig å overføre en aksial og eller dreiende bevegelse av hovedsikringsventilen 18 til brønnsikringsventilen 11 eller omvendt, slik at det er oppnådd uavhengighet mellom hovedsikringsventilen og brønnsikrings-ventilen som inngår i hver sin barriere. Fig. 4 further shows how the main safety valve 18 is permanently installed in the upper production pipe 7a, and the well safety valve 11 is permanently installed in the lower production pipe 7b. The detachable connection between the upper production pipe 7a and the lower production pipe 7b thus means that it is not possible to transfer an axial and or rotary movement of the main safety valve 18 to the well safety valve 11 or vice versa, so that independence has been achieved between the main safety valve and the well safety valve which included in each barrier.

Hovedsikringsventilen 18 og brønnsikringsventilen 11 er fjernstyrt ved hjelp av trykksatte hydrauliske styrerør 46, resp. 25, som strekker seg fra hovedsikringsventilen resp. brønnsikringsventilen til ventilhuset 21, hvor de via koblinger er ført videre til plattformen. Styrerøret 25 for brønnsikrings-ventilen 11 er ført gjennom nedihullshengeren 19 og den fluidtette, løsbare forbindelse via en gjennomføring 28. Både hovedsikringsventilen 18 og brønnsikringsventilen 11 er av en type som holdes åpen av trykket i styre-røret, og som lukker seg automatisk hvis hydraulikktrykket forsvinner eller blødes av. The main safety valve 18 and the well safety valve 11 are remotely controlled by means of pressurized hydraulic control pipes 46, resp. 25, which extends from the main safety valve or the well safety valve to the valve housing 21, where they are carried on to the platform via connectors. The control pipe 25 for the well safety valve 11 is led through the downhole hanger 19 and the fluid-tight, detachable connection via a bushing 28. Both the main safety valve 18 and the well safety valve 11 are of a type that is kept open by the pressure in the control pipe, and which closes automatically if the hydraulic pressure disappear or bleed off.

Fig. 5 viser hvordan den fluidtette, løsbare forbindelse utgjøres av en boring i nedihullshengeren 19 og en hylse i det øvre produksjonsrørs 7a nedre ende, tilpasset til å kunne føres inn i boringen. Pakninger 29 mellom hylsen i det øvre produksjonsrørs nedre ende og boringen i nedihullshengeren tetter mellom produksjonsrøret og ringrommet 12, slik at olje eller gass ikke lekker ut i ringrommet. Fig. 5 shows how the fluid-tight, releasable connection is made up of a bore in the downhole hanger 19 and a sleeve in the lower end of the upper production pipe 7a, adapted to be inserted into the bore. Gaskets 29 between the sleeve in the lower end of the upper production pipe and the bore in the downhole hanger seal between the production pipe and the annulus 12, so that oil or gas does not leak into the annulus.

Styrerøret 25 er festet i det øvre produksjonsrør 7a ved hjelp av et rullelager 30 som tillater rotasjon, men samtidig hindrer vertikal bevegelse. Ved en nedsetting av det øvre produksjonsrør 7a ned i brønnen vil en orienterings-pinne 32 gripe inn i et orienteringsspor 33 og sikre at en hannkobling 26 på styrerøret 25 treffer en hunnkobling 27 i nedihullshengeren. Denne løsningen sikrer at trykk kun kan tilføres brønnsikringsventilen 11 slik at den åpnes når hylsen i det øvre produksjonsrørs nedre ende er korrekt satt inn i boringen i nedihullshengeren. Videre vil en feil som oppstår i hovedsikringsventilen 18, hvorav den verst tenkelige feil er at hele hovedsikringsventilen heves fra brønnen, ikke kunne forplante seg til brønnsikringsventilen 11, da en slik heving av hovedsikringsventilen vil medføre at det øvre produksjonsrør 7a trekkes ut av boringen i nedihullshengeren 19, hannkoblingen 26 vil trekkes ut av hunnkoblingen 27, og trykket i styrerøret 25 som er ført frem til brønnsikringsventilen 11 vil forsvinne slik at brønnsikringsventilen stenger. Det oppnås således uavhengighet mellom hovedsikringsventilen og brønnsikringsventilen, som befinner seg i hver sin barriere. The guide pipe 25 is fixed in the upper production pipe 7a by means of a roller bearing 30 which allows rotation, but at the same time prevents vertical movement. When the upper production pipe 7a is lowered into the well, an orientation pin 32 engages in an orientation groove 33 and ensures that a male coupling 26 on the control pipe 25 hits a female coupling 27 in the downhole hanger. This solution ensures that pressure can only be supplied to the well safety valve 11 so that it is opened when the sleeve at the lower end of the upper production pipe is correctly inserted into the bore in the downhole hanger. Furthermore, an error that occurs in the main safety valve 18, of which the worst possible error is that the entire main safety valve is raised from the well, will not be able to propagate to the well safety valve 11, as such raising of the main safety valve will cause the upper production pipe 7a to be pulled out of the bore in the downhole hanger 19, the male coupling 26 will be pulled out of the female coupling 27, and the pressure in the control pipe 25 which is led to the well safety valve 11 will disappear so that the well safety valve closes. Independence is thus achieved between the main safety valve and the well safety valve, which are each located in a separate barrier.

Fig. 6 viser barrierene i brønnen på fig. 3, 4 og 5 under en produksjonsfase. Den første barriere 111 utgjøres av kappebergarten 4, foringsrørene 5, produksjonspakningen 10, det nedre produksjonsrør 7b og brønnsikrings-ventilen 11. Elementene i den annen barriere 112 består av kappebergarten 4, foringsrørene 5, brønnhodet 6, produksjonsrørhengeren 8, hovedsikringsventilen 18 og ringromsventilen 24, og ligger således i sin helhet under eller hovedsakelig i plan med opphengningsstedet for produksjonsrøret. Fig. 6 shows the barriers in the well in fig. 3, 4 and 5 during a production phase. The first barrier 111 consists of the casing rock 4, the casings 5, the production packing 10, the lower production pipe 7b and the well safety valve 11. The elements of the second barrier 112 consist of the casing rock 4, the casings 5, the wellhead 6, the production pipe hanger 8, the main safety valve 18 and the annulus valve 24 , and thus lies in its entirety below or mainly in plane with the suspension point for the production pipe.

Fig. 7 viser brønnen under en perforering, etter at brønnen er ferdig boret, forut for brønnens produksjonsfase. En plattform 37 befinner seg over brønnen, flytende på en havoverflate 36. Et brønnoverhalingsstigerør 47 strekker seg fra plattformen ned til havbunnen 35, hvor det er tilkoblet brønnen i en ventil 17 i ventilhuset 21. Foringsrørene 5 er nå ferdig innsatt og sementert, slik at brønnens innside er tett hele veien ned til bunnen. Brønnen inneholder ellers de samme elementer som under produksjonsfasen, Fig. 7 shows the well during a perforation, after the well has been drilled, prior to the well's production phase. A platform 37 is located above the well, floating on a sea surface 36. A well overhaul riser 47 extends from the platform down to the seabed 35, where it is connected to the well in a valve 17 in the valve housing 21. The casing pipes 5 are now fully inserted and cemented, so that the inside of the well is tight all the way down to the bottom. The well otherwise contains the same elements as during the production phase,

i tillegg til en perforeringskanon 38 som henger fra produksjonsrøret. Ved perforeringen avfyres perforeringskanonen slik at det dannes tunneler 39 i nederste perforeringsrør. in addition to a perforating gun 38 hanging from the production pipe. When perforating, the perforating cannon is fired so that tunnels 39 are formed in the lowermost perforating tube.

Under perforeringen utgjøres den første barriere 111 av kappebergarten 4, foringsrørene 5, produksjonspakningen 10, nedre produksjonsrør 7b og brønnsikringsventilen 11. Den annen barriere 112 utgjøres av kappebergarten 4, foringsrørene 5, brønnhodet 6, produksjonsrørhengeren 8, hovedsikringsventilen 18 og ringromsventilen 24. During the perforation, the first barrier 111 is made up of the casing rock 4, the casings 5, the production packing 10, the lower production pipe 7b and the well safety valve 11. The second barrier 112 is made up of the casing rock 4, the casings 5, the wellhead 6, the production pipe hanger 8, the main safety valve 18 and the annulus valve 24.

Oppfinnelsen har i det foregående blitt forklart med henvisning til en bestemt utførelsesform, men det er klart at en rekke varianter er mulige innenfor rammen av kravene. Oppfinnelsen er f.eks. ikke begrenset til ulike ventil-typer, idet enhver ventil som oppfyller funksjonskravene vil kunne benyttes til de forskjellige formål. Som hovedsikringsventil og brønnsikringsventil vil det således være aktuelt både å benytte klaffventiler og kuleventiler. The invention has previously been explained with reference to a specific embodiment, but it is clear that a number of variants are possible within the scope of the claims. The invention is e.g. not limited to different valve types, as any valve that meets the functional requirements can be used for the various purposes. As the main safety valve and well safety valve, it will therefore be appropriate to use flap valves and ball valves.

Det er klart at det også er mulig å forandre opphengningsprinsippene både for hovedsikringsventilen og brønnsikringsventilen, for eksempel ved at de henges opp i hengere som utgjør deler av foringsrøret. It is clear that it is also possible to change the suspension principles for both the main safety valve and the well safety valve, for example by suspending them in hangers that form parts of the casing.

Oppfinnelsen er ikke begrenset til havbunnsbrønner, som vist på figurene. Selv om problemene knyttet til ventiltrærne er størst ved havbunnsbrønner, vil også unngåelse av ventiltrærne på plattformbrønner, dvs. brønner som strekker seg til en plattform, ha sine klare fordeler både av hensyn til plass, vekt og økonomi. Oppfinnelsen vil også kunne benyttes på land, da de nevnte økonomiske besparelser her også vil gjøre seg gjeldende. The invention is not limited to seabed wells, as shown in the figures. Although the problems associated with the valve trees are greatest with subsea wells, avoiding the valve trees on platform wells, i.e. wells that extend to a platform, will also have its clear advantages both in terms of space, weight and economy. The invention will also be able to be used on land, as the mentioned financial savings will also apply here.

Oppfinnelsen er som nevnt heller ikke begrenset til brønner for produksjon av olje eller gass, idet brønner for injeksjon av vann, naturgass, flytende C02 eller eventuelt andre gasser eller væsker også vil være et aktuelt bruks-område. Det skal videre nevnes at oppfinnelsen heller ikke er avhengig av hvilket prinsipp som benyttes til fjernstyring av ventilene. Det er i dag vanlig å benytte hydraulikk, hvor det i de fleste tilfeller brukes et oljebasert hydraulikkmedium, men det kan også være tenkelig å styre ventilene ved hjelp av andre prinsipper, f.eks. elektromekaniske aktivatorer eller pneumatikk hvor det benyttes tørr nitrogen under høyt trykk. As mentioned, the invention is also not limited to wells for the production of oil or gas, since wells for injection of water, natural gas, liquid C02 or possibly other gases or liquids will also be a relevant area of use. It should also be mentioned that the invention is also not dependent on which principle is used for remote control of the valves. It is common today to use hydraulics, where in most cases an oil-based hydraulic medium is used, but it may also be conceivable to control the valves using other principles, e.g. electromechanical activators or pneumatics where dry nitrogen is used under high pressure.

Claims

1. Device at a well for the extraction of oil or gas, where a hole is drilled down to a reservoir (3), comprising casing (5); a wellhead (6) with valves, plugs and connectors; production pipe (7) suspended in the wellhead; a well safety valve (11) down the production pipe; a seal (10) down in the well that seals the annulus between the casing and the production pipe; an annulus valve (24); and a main safety valve (18) to shut off the flow of production fluid in the production pipe, characterized in that the production pipe (7) comprises an upper production pipe (7a) which is suspended in the wellhead (6) and a lower production pipe (7b) which is releasably connected to the upper production pipe (7a), and that a downhole hanger (19) supports the lower production pipe (7b) and the well safety valve (11), and that the main safety valve (18) and the annulus valve (24) are arranged below the suspension point for the upper production pipe (7a).

2. Device according to claim 1, characterized in that the releasable connection between the upper production pipe (7a) and the lower production pipe (7b) consists of a fluid-tight, releasable connection which cannot or to a minimal extent transfer axial mechanical forces between the upper and lower production pipe.

3. Device according to claim 1 or 2, characterized in that the releasable connection between the upper production pipe (7a) and the lower production pipe (7b) consists of a fluid-tight, releasable connection which cannot, or to a minimal extent, transfer torques about the pipe's longitudinal direction between the upper and lower production pipe.

4. Device according to claim 2 or 3, characterized in that the main safety valve (18) is permanently installed in the upper production pipe (7a), and that the well safety valve (11) is permanently installed in the lower production pipe (7b), whereby the detachable connection between the upper production pipe (7a) and the lower production pipe (7b) makes an axial and/or rotary movement of the main safety valve (18) non-transferable to the well safety valve (11).

5. Device according to one of claims 2 to 4, characterized in that the fluid-tight, releasable connection between the upper production pipe (7a) and the lower production pipe (7b) consists of a bore in the downhole hanger (19) and a sleeve in the lower end of the upper production pipe (7a), that the sleeve is adapted to could be introduced into the bore, and that the fluid tightness is provided by gaskets (29) between the sleeve and the bore.

6. Device according to claim 5, characterized in that the well safety valve (11) is remotely controlled by means of a pressurized control pipe (25), and that the control pipe is led past the fluid-tight, releasable connection between the upper and lower production pipe by means of corresponding, releasable male/female couplings (26, 27) which will be pulled out by mutual engagement when the sleeve in the lower end of the upper production pipe (7a) is brought out of engagement with the bore in the downhole hanger (19).

7. Device according to claim 6, characterized in that the well safety valve (11) is of a type that is kept open by the pressure in the control pipe, and closes automatically when the control pipe loses its pressure when the male/female coupling (26, 27) is disconnected.

8. Device according to one of the preceding claims, characterized in that the main safety valve (18) is remotely controlled.