NO309058B1 - Kveilrør-kompletteringssystem - Google Patents
Kveilrør-kompletteringssystem Download PDFInfo
- Publication number
- NO309058B1 NO309058B1 NO943824A NO943824A NO309058B1 NO 309058 B1 NO309058 B1 NO 309058B1 NO 943824 A NO943824 A NO 943824A NO 943824 A NO943824 A NO 943824A NO 309058 B1 NO309058 B1 NO 309058B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pipe
- coiled pipe
- outer diameter
- completion system
- coiled
- Prior art date
Links
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 claims description 12
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 17
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 13
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 8
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 8
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 8
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 8
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 8
- 230000008719 thickening Effects 0.000 description 8
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 6
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 5
- 239000011253 protective coating Substances 0.000 description 5
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 3
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 3
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 3
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 3
- 230000009471 action Effects 0.000 description 2
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 2
- 240000000662 Anethum graveolens Species 0.000 description 1
- 229920001780 ECTFE Polymers 0.000 description 1
- 244000261422 Lysimachia clethroides Species 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 239000006223 plastic coating Substances 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N tetrafluoroethene Chemical compound FC(F)=C(F)F BFKJFAAPBSQJPD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/12—Packers; Plugs
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/20—Flexible or articulated drilling pipes, e.g. flexible or articulated rods, pipes or cables
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
- E21B19/22—Handling reeled pipe or rod units, e.g. flexible drilling pipes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells
- E21B23/02—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing, or removing tools, packers or the like in the boreholes or wells for locking the tools or the like in landing nipples or in recesses between adjacent sections of tubing
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
- E21B43/121—Lifting well fluids
- E21B43/122—Gas lift
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører et kveilrør-kompletteringssystem som angitt i krav l's innledning.
Istedenfor konvensjonelle borerigger eller overhalingsrigger, har kompletteringer eller rekompletteringer av konvensjonelle olje- og gassbrønner med kveilrør blitt vist i US-patent 4844166. Det forskjellige kompletteringsutstyr som benyttes, slik som sikkerhetsventiler, gassløft-dorer og ekspansjonspakninger er imidlertid stive verktøy innsatt i kveilrøret mens kveilrøret innføres i brønnen. I tillegg er de forskjellige kompletteringsutstyr-komponenter av en større diameter enn kveilrøret (kalt fortykkelse). Ettersom kompletteringsutstyret er stivt og har en større utvendig diameter enn kveilrøret hindrer disse egenskaper at kompletteringsutstyret kan kjøres ned gjennom et kveilrør-injektorhode. Derfor må utstyr som innbefatter vinduer tilveiebringes for å kople og spleise denne type kompletteringsutstyr i kveilrørsstrengen under injektorhodet. Videre var forskjellig spesialisert brønnstyringsutstyr, slik som tetninger og BOP-ventilrekker, påkrevet på grunn av den utvendige fortykkelse i installasjonen. Slike installasjoner var mye mer kompliserte å betjene og krevde tilleggsutstyr når de ble benyttet med levende brønner som må trykkbalanser-es.
Med oppfinnelsen foreslås et system som angitt i krav 1.
Den foreliggende oppfinnelse er således rettet mot et kveilrør-kompletteringssystem som utnytter en lengde av kveilrør og forskjellige kompletteringskomponenter med en kontinuerlig, jevn utvendig diameter. Kveilrøret og komponentene er bøyelige og kan vikles eller spoles opp på en trommel i store lengder, eks. 7000 m. Trommelen med kveilrør og komponenter transporteres til brønnstedet med et motorisert kjøretøy og kan kontinuerlig innføres i brønnboringen. Etterhvert som innføringen skjer kan en tetning for brønnbor-ingstrykket lettere opprettholdes rundt omkretsen av kveilrøret og komponentene slik at hele lengden kan plasseres i brønnboringen uten en "drepe-operasjon", hvorved behovet for kostbare drepe-fluider eller skade på formasjonen fjernes. I kveilrøret inngår forskjellig kompletteringsutstyr, slik som sikkerhetsventiler, ringformede styreventiler, konsentriske gassløft-ventiler, ekspansjonspakninger, landingsnipler og glidehylser som er anordnet med en utvendig diameter i kant med kveilrørets utvendige diameter og som er fleksible, kveilbare og med gjennomgående boringer som er tilstrekkelig store til å føre vaierline-verktøy for forskjellige brønnkompletteringsoperasjoner. I tillegg blir noe av dette utstyr, slik som sikkerhetsventiler og ringrom-styreventiler hydraulisk betjent gjennom en hydraulisk styreledning som ikke må fortykkes til den utvendige diameter av kveilrøret eller komme i konflikt med den gjennomgående boring i kveilrøret. Kveilrør-kompletteringssystemet forenkles og kostnaden reduseres ettersom brønnstyringsut-styret som vanligvis er nødvendig for å håndtere utvendige fortykkelser i et produksjonsrør, ikke er nødvendig.
Ytterligere trekk ved oppfinnelsen er angitt i de uselv-stendige krav. Fig.lA-lU er fragmentariske oppriss, delvis i snitt, og danner tilsammen et kompletteringssystem med kveilbart produksjonsrør ifølge den foreliggende oppfinnelse, Fig. 2 viser et tverrsnitt tatt langs linjen 2-2 ifølge fig.
ID,
Fig. 3 viser et tverrsnitt tatt langs linjen 3-3 ifølge fig.
1F,
Fig. 4 viser et tverrsnitt tatt langs linjen 4-4 ifølge fig.
IA,
Fig. 5 viser et skjematisk oppriss, delvis i snitt, av nok
en utførelse av et styreledningsoppheng,
Fig. 6A og 6B er oppriss, i snitt, som viser en fleksibel, hydraulisk styrt sikkerhetsventil i en kveilet og lukket stilling,
Fig. 7A,7B og 7C er et oppriss, i halvsnitt, av en hydraulisk ringrom-styreventil i tilbaketrukket og kveilet stilling, Fig. 8A,8B,8C,8D og 8E er fortsettelser av hverandre og danner et oppriss, i snitt, av ringrom-styreventilen i stilling i et brønnproduksjonsrør i en lukket tilstand, Fig. 9A,9B,9C og 9D er fortsettelser av hverandre og danner et oppriss i halvsnitt av en isolasjons-ekspansjonspakning og i en tilbaketrukket og oppkveilet stilling, Fig. 10A.10B og 10C er fortsettelser av hverandre og danner oppriss, i snitt av en produk-sjons-ekspansjonspakning i en tilbaketrukket stilling, Fig. 11 viser et oppriss, i snitt, av en landingsnippel vist
i oppkveilet stilling,
Fig. 12 viser et oppriss, av en glidehylse vist i kveilet
stilling,
Fig. 13 viser et tverrsnittsriss tatt langs linjen 13-13
ifølge fig. 8A,
Fig. 14 viser et tverrsnittsriss tatt langs linjen 14-14
ifølge fig. 8B,
Fig. 15 viser et oppriss av et opphentingssystem forbundet til det kveilbare kveilrør-kompletteringssystem ifølge den foreliggende oppfinnelse, og Fig. 16A og 16B er fortsettelser av hverandre og viser en egnet innvendig kopling for tilbakehenting av kveilrør-kompletteringssystemet ifølge den foreliggende oppfinnelse.
Mens det kveilbare kveilrør-kompletteringssystem ifølge den foreliggende oppfinnelse vil bli beskrevet, for illustra-sjonsformål kun som å innbefatte en opphentbar sikkerhetsventil, en ringrom-sikkerhetsventil, en eller flere konsentriske gassløftventiler, en isolasjon-ekspansjonspakning, en landingsnippel, en glidehylse, en produksjon-ekspansjonspakning og en utpumpingsplugg, kan mange kom-pletteringssystemer utnytte kun noe av dette utstyr, avhengig av den bestemte anvendelse.
Det vises nå til fig. 1A-1U, der det kveilbare kveilrør-kompletteringssystem ifølge den foreliggende oppfinnelse ses best og er referert til med henvisningstallet 10 og installeres og hentes inn med et innhentingssystem generelt indikert med henvisningstallet 12 (fig. 15). Kompletteringssystemet 10 installeres og hentes opp med innhentingssystemet 12, som generelt innbefatter en mobil lastebil- og kraftenhet 14 med en konvensjonell kveilrørstrommel 16 som innfører og tar ut kompletteringssystemet 10 gjennom en føringsbue 18, et injektorhode 20, en boresikringsventil 22, et brønnhode eller ventil 24, et styreledningshus 26, et kveilrørsoppheng 28, et produksjonsrøroppheng 30 og et foringsrøroppheng 32.
Som det vil bli mer fullstendig omtalt i det etterfølgende er et kompletteringssystem 10 lengdeveis bøyelig eller fleksibelt og kan kveiles på trommelen 16. Alle komponentene har en jevn diameter som er i hovedsak lik med den utvendige diameter av kveilrøret, men har likevel en boring med en gjennomgående passasje for passering av vaierlineverktøy. Således er kompletteringssystemet 10 svært fordelaktig ettersom det kan innføres og hentes ut med innhentingssystemet 12 uten at det kreves et vindu for å innføre eller spleise utstyret i kveilrøret og tillater, på grunn av den utvendige, jevne utforming av systemet 10, bruk av standard brønnstyringsutstyr slik som inj ektorhodet 20, BOP 22 og eventuelle tetninger i disse for å styre ringromstrykket. Således forenkles installeringen av den foreliggende oppfinnelse og kostnaden reduseres ettersom brønnstyrings-utstyr for utvendige fortykkelser ikke er påkrevet.
Det vises nå til fig. IA, IB og 4 hvor et fleksibelt kveilrør 34 har en ytre vegg og en gjennomgående boring 36 der den ytre vegg har en kontinuerlig utvendig diameter uten fortykkelser og boringen er tilpasset for gjennomføring av vaierline-verktøy. Kveilrøret 34 bæres i kveilrørsopphenget 28 (fig. IB) og toppen 37 av kveilrøret 34 rager opp inn i styreledningsopphenget 26 for å tilveiebringe et eller flere hydrauliske styreledningsutløp for et antall hydrauliske styreledninger som anvendes i kompletteringssystemet 10, slik som en sikkerhetsventil og ringrom-styreventil, som vil bli mer fullstendig beskrevet i det etterfølgende. Den foretrukne utførelse skal ha to hydrauliske styreledninger 38 og 40 i veggen av kveilrøret 34, som mer fullstendig beskrevet i US-patentansøkning med serienummer 08/142637, inngitt 27. oktober 1993, med tittel "Coiled Tubing With Control Conduit And Manufacture Thereof" som hermed inngår som referanse. Styreledningsopphenget 26 er plassert i et styreledningshus 27 som kan innbefatte en konvensjonell trykktest-plugg 29. I tillegg er bevegelige sentreringsinnretninger, slik som føringer 42, anordnet i styreledningshuset 27 for å være bevegelig på tvers av aksen gjennom kveilrøret 34 for å bære den øvre ende 37 av kveilrøret 34 under innhentingsprosessen, som vil bli mer fullstendig omtalt i det etterfølgende. Med fordel innbefatter føringene 42 skråflater 44.
Det vises nå til fig. 1C, ID og 2, der en overf latestyrt, underjordisk kveilbar, hydraulisk styrt, lengdeveis fleksibel sikkerhetsventil er generelt indikert med henvisningstallet 46. Ventilen har et hus som innbefatter første 48 og andre 50 adskilte deler som hver er festet til innsiden av kveilrøret
34 og som danner del av huset til sikkerhetsventilen 46 og dermed oppviser et jevnt ytre med resten av kveilrøret 34 uten at det kreves noen fortykkelser. Ventilen 46 innbefatter generelt en gjennomgående boring 52 for passering av vaierlineverktøy, et ringformet ventilsete 54, et ventil-lukkeelement eller klaffventil 56 forbundet til huset med svingetappen 58, og et strømningsrør 60, som er teleskopisk bevegelig i huset gjennom ventilsetet 54 for å bevege klaffen 56 til den åpne stilling som best vist i fig. ID. Når strømningsrøret 60 beveges oppad, tillates klaffen 56 å bevege seg oppad mot setet 54. Den hydrauliske stempel- og sylinder aktiviseringsinnretning, slik som en eller flere stempler 62 og sylindere 64 i kommunikasjon med den hydrauliske rørledning 38, er plassert over og forbundet til strømningsrøret 60 med en fleksibel forbindelse 66, slik som en løs not og fjærforbindelse, for å bevege strømningsrøret 60 nedad og åpne ventilen 46. En spennfjaer 67 er plassert omkring strømningsrøret 60 og forbundet til dette for å bevege strømningsrøret 60 oppad og inn i en sviktsikker, lukket stilling. Fjæren 67 og strømningsrøret 60 er lengdeveis bøyelige for å tillate bøying slik at ventilen skal kunne kveiles på en kveilrørstrommel. Med fordel innbefatter strømningsrøret 60 et antall adskilte, langsgående ribber 68 for å gi lengdeveis fleksibilitet. I tillegg innbefatter ventilen 46 en stopper 70 for nedad bevegelse og plassert for å kontakte en stopper på strømningsrøret 60 for å hindre for stor søylebelastning i sikkerhetsventilen 46. I fig. 6A og 6B er sikkerhetsventilen 46 vist i lukket og kveilet tilstand.
Det vises nå til fig. 1E, 1F, 1G, 1H og II hvor en over-flatestyrt, underjordisk ringrom-styresikkerhetsventil som er lengdeveis fleksibel, kveilbar og hydraulisk styrt, er plassert i kveilrøret 34 og har en boring 74 for passering av vaierlineverktøy. Ventilen 72 innbefatter et hus 76 med en utvendig diameter i hovedsak lik med den utvendige diameter av kveilrøret 34. Ventilen 72 innbefatter en utvidbar, fleksibel skåltetning 78 med en tetningsleppe 80 og er plassert rundt huset 76 for tetning mellom huset 76 og et brønnrør 79, som kan være produksjonsrøret eller brønnfor-ingsrøret. Ventilen 72 innbefatter også holdekiler 82 utenfor huset 76.
Som best vist i fig. 7A, 7B og 7C er den ringformede styreventil 72 lengdeveis fleksibel og en utvidbar skåltetning 78 og holdekilene 82 er i utgangspunktet i en tilbaketrukket stilling. Den utvendige diameter av ventilen 72 er hovedsakelig den samme som den utvendige diameter av kveilrøret 34, slik at ventilen 72 kan innføres gjennom innhentingssystemet 12. Med fordel er utsiden av skåltetningen 78 forseglet med et tynt brytbart beskyttelsesdeksel slik som en varmekrympbar plast 77, slik som solgt under varemerket "Teflon", og holdekilene 82 er i utgangspunktet forseglet med et tynt brytbart beskyttende dekke slik som gummi 83 vulkanisert ved romtemperaturen. De beskyttende dekker på tetningen 78 og holdekilene 82 er for å beskytte disse elementer fra komponenter i systemet 12 og også for å beskytte eventuelle tetninger i systemet 12 mot ventilen 72. Etter installering i brønnen brytes imidlertid de beskyttende dekker, som er brytbare, ved utvidelse av tetningen 78 og holdekilen 82. I tillegg dekker og beskytter i utgangspunktet en lengdeveis bevegelig beskyttelseshylse 81 tetningsleppen 80 når den føres nedad gjennom systemet 12 og inn i brønnen.
Det vises igjen til fig. 1E og 1F, hvor den hydrauliske stempel- og sylinderinnretning, slik som ett eller flere stempler 84, er bevegelig i sylindrene 86 og i kommunikasjon med den hydrauliske styrerørledning 40. Den hydrauliske styreinnretning er forbundet med en hylse 88 til et antall kiler 90 (fig. 1F og 3). Fjærer 92 presser vanligvis stempel-og sylinderenheten oppad hvorved hylsen 88 og kilene 90 beveges oppad for å utvide leppetetningen 80 mot innsiden av brønnrøret 94, som best vist i fig. 8A-8E (etter innsetting av holdekilene). Aktivisering av de hydrauliske stempel- og sylinderenheter 84 og 86 beveger kilene 90 nedad og gjør at den fleksible skåltetning, som kan være gummi, trekker seg tilbake ved virkningen av fjærene 94 som innlagt eller innleiret i den fleksible skåltetning 78. Som best vist i fig. 1F, med skåltetningen 78 i tilbaketrukket stilling, kan løftegass injiseres ned i ringrommet mellom ringrom-styreventilen 72 og innsiden av brannrøret 79 til gassløftventiler nede i hullet, noe som vil bli mer fullstendig beskrevet senere. Ringrommet gir et mye større gasstrømningsareal enn konvensjonelle ringrom-styreventiler. Imidlertid avtetter aktiviseringen av den fleksible skåltetning 78 til den utvidede stilling (fig. 8B) ringrommet mellom ventilen 72 og innsiden av brønnrøret 79. Leppen 80 presses inn i et økende tetningsforhold med innsiden av brønnrøret 79 etterhvert som ringromstrykket nedenfor øker.
Før utvidelse av skåltetningen 78 utvides holdekilene 82 og innspennes. Det vises nå til fig. 1F.1G og 1H hvor hydraulisk trykk utøves gjennom boringen 74 i styreventilen 72 (som nærmere forklart i det etterfølgende gjennom en utpumpingsplugg) og hydraulisk fluid føres gjennom portene 94 (fig. 1G) mellom tetningene 96 (1G) og 98 (1F) for å bevege elementet 100 nedad, slik at den beskyttende hylse 81 beveges nedad bort fra leppen 80 i skåltetningen 78 og holdekilene 82 kiles utad mot den innvendige vegg av brønnrøret 79. Dette innspenner holdekilen 82 som da blir holdt i en innspent stilling med sperrer 102 på elementet 100 som virker mot sperretenner 104 på huset 76.
En ringformet styrehylse 72 innbefatter mekanisk aktiviserte frigjøringsinnretninger for å frigjøre styreverktøyet 72 fra innsiden av brønnrøret 74. Det vises til fig. 1H og II, der det indre hus 76 av ventilen 72 er forbundet gjennom paler 106 til kveilrøret 34. En hylse 108 som holder palene 106 på plass er forbundet til kveilrøret 34 med skjaertapper 110. Hylsen 108 innbefatter en oppad vendende skulder 112 som, når den slås på med et egnet verktøy, avskjærer tappene 110, beveger hylsen 108 nedad og frigjør palene for å la styreventilen 78 bli løftet og holdekilene 82 trukket tilbake.
Det vises nå til fig. 1J hvor en lengdeveis fleksibel gassløftventil er vist i kveilrøret 34. I kompletteringssystemet 10 kan vanligvis et antall slike gassløftventiler være anordnet. Gassløftventilen 120 er mer fullstendig beskrevet i US-patentansøkning nr. 08/115623. Gassløft-ventilen 120 har en utvendig diameter lik med den utvendige diameter av kveilrøret 34, og innbefatter en boring 122 for passering av vaierlineverktøy og er lengdeveis fleksibel. Generelt innbefatter gassløftventilen 120 et hus 124 som innbefatter en eller flere porter 126 for gassinnslipp i ringrommet utenfor huset 12 av gass som injiseres inn i boringen 122 for løfting av fluider. Ventilen 120 er vanligvis presset til en lukket stilling med et gassfyllt rom 128 som virker på en eller flere belger 130 og 132. Gass-rommet 128 fylles gjennom en dill-ventil 134. En bevegelig kule 136 og et sete 138 er anordnet i huset 124 i kommunikasjon med porten 126. Det gassfyllte rom 128 virker til å legge kulen 136 an på setet 138 ved at det er forbundet med en ventilelement-forlengelse 140. For åpning av ventilen 120 injiseres løftegass inn i porten 126 for å løfte kuleelement-et 136, slik at gassen kan passere inn i boringen 122.
Det vises nå til fig. IK, IL, IM, IN og 10, hvor en sone-eller isolasjonspakning 150 er vist. Pakningen 150 er vist i innspent stilling i fig. 1K-10. Pakningen 150 er vist i sin kveilede og tilbaketrukne stilling i fig. 9A-9D. Pakningen 150 innbefatter et hus 152 forbundet til innsiden av kveilrøret 34. Kveilrøret danner en del av huset for pakningen 150. Som best vist i fig. 9A-9D har pakningen 150 i sin tilbaketrukne stilling en utvendig diameter lik med den utvendige diameter av kveilrøret 34 og skaper dermed ikke noen fortykkelse. Pakningen 150 innbefatter også en boring 154 for passering av vaierlineverktøy. Pakningen 150 innbefatter alminnelige tetningsinnretninger 156 som kan være av konvensjonelt trådnett- og elastisk tetning og innbefatter også holdekiler 158. Tetningsinnretningene 156 og holdekilene 158 er tilpasset til å utvide seg og gripe mot innsiden av brønnrøret 79. Fortrinnsvis innbefatter tetningsinnretningen 156 et tynt brytbart beskyttelsesbelegg 157 slik som en varmekrympbar plast, slik som den som selges under varemerket "TEFLON". Glidekilene 158 innbefatter et tynt brytbart beskyttelsesbelegg 159 slik som en gummi, som vulkaniseres ved romtemperatur. Beleggene 157 og 159 er for å beskytte tetningen 156 og holdekilene 158 når de beveges inne i brønnen og også beskytte eventuelle tetninger i systemet 12. Deretter vil de beskyttende belegg 157 og 159 bli brutt når tetningsinnretningen 156 og holdekilene 158 utvides til en innspent stilling.
Pakningen 150 er en hydraulisk innsatt, rett-trekk-frigjør-ingspakning. Pakningen 150 innspennes ved å trykkpådra hydraulisk fluid i boringen 154 og påsette dette trykkfluid gjennom portene 160 i fig. IN mellom stempeltetningene 162 (fig. 10) og tetningen 164 (fig. IM). Dette bevirker bevegelse av kilene 166 for å forlenge holdekilene 158 til kontakt med brønnrøret 79 og deretter sammentrykke tetningsinnretningene 156 inn i den innspente posisjon ifølge fig. IL. Tetningsinnretningene 156 og holdekileinnretningene 158 holdes i den innspente stilling med en sperre 166 som virker med sperretenner 168. Som vist i fig. 9A-9D er pakningen 150 lengdeveis bøyelig for å tillate bøying om lengdeaksen av brønnpakningen 150 for å la pakningen 150 bli kveilet på en kveilrørstrommel. Stempeltetninger 162 og 164 danner stempler som er bevegelige i deres respektive sylindre mellom tetningsinnretningen 156 og holdekileinnretningene 158 og er lengdeveis bøyelige for å hjelpe til ved bøying av pakningen 150. Pakningen 150 innbefatter skjærtapper 170 (fig. IK) for å frigjøre tetningsinnretningen 156 og holdekileinnretningen 158 ved et oppad rettet trekk i kveilrøret 34 når det er ønsket å trekke kompletteringssystemet 10 fra brønnrøret 79.
Det vises nå til fig. 1P hvor henvisningstallet 180 refererer til en lengdeveis fleksibel landingsnippel plassert i kveilrøret 34 og med en boring 182 for føring av vaierline-verktøy. Landingsnippelen 180 er vist i en kveilbar stilling i fig. 11 for lagring på en kveilrørstrommel. Landingsnippelen 180 innbefatter første 184 og andre 186 adskilte og avstandsbeliggende rørformede elementer som hver har en gjennomgående boring for passering av vaierlineverktøy. Elementene 184 og 186 er festet til innsiden av kveilrøret 34, slik som ved sveising, og derfor danner elementene 184 og 186 sammen med en del av kveilrøret 34 et hus for nippelen 180. Derfor er utsiden av landingsnippelen 180 i flukt med kveilrøret 34. Delen 184 kan innbefatte en stoppskulder 186 og en låsefordypning 188 og den andre del 186 kan innbefatte en polert boring 190. Således er innsiden av landingsnippelen 180 lik med den i en konvensjonell D-nippel levert av Camco International, Inc. Ved å ha adskilte elementer 184 og 186 vil imidlertid landingsnippelen 180 være lengdeveis fleksibel og i tillegg kan elementene 184 og 186 skilles fra hverandre med variable lengder for å oppta forskjellige andre typer brønnverktøy. I tillegg er en fleksibel mansjett 192 plassert mellom hvert av elementene 184 og 186 og innsiden av kveilrøret 34 for å gi fleksibilitet og for å gi barrierer i hver ende av elementene 184 og 186 for å hindre at vaierline-verktøy henger seg opp.
Det vises nå til fig. IQ, hvor en kveilbar lengdeveis fleksibel glidehylse 200 sees plassert i kveilrøret 34. Glidehylsen har en boring 202 for passering av vaierline-verktøy. Glidehylsen 200 har et hus som innbefatter en del av kveilrøret 34, en første ende 204 og en andre ende 206 forbundet til kveilrøret 34. Huset innbefatter en eller flere porter 208 for å kommunisere fluid mellom utsiden og innsiden av huset. Glidehylsen 200 er vist i den kveilede og bøyde posisjon i fig. 12.
Et glidbart rørformet element 210 er teleskopisk bevegelig i huset for å åpne og lukke portene 208. Endene 204 og 206 er plassert på motsatte ender av det rørformede element 210. En fleksibel mansjett 212 og 214 er plassert mellom hver av endene 204 og 206 og innsiden av kveilrøret 34 hvorved glidehylsen 200 blir lengdeveis bøyelig for å tillate at glidehylsen 200 kan kveiles på en kveilrørstrommel.
Det vises nå til fig. IR, IS og IT, hvor en produksjonspak-ning 220 er vist i innspent stilling og er vist i innspent stilling i fig. 10A.10B og 10C. Produksjonspakningen 220 har en boring 222 for passering av vaierlineverktøy. Pakningen, i den tilbaketrukne stilling, som best vist i fig. 10A.10C innbefatter en utvendig diameter i flukt med den utvendige diameter av kveilrøret 34. Mens pakningen 220 er plassert i kveilrøret 34 er den forbundet nær den nedre ende av kompletteringssystemet 10 og må derfor ikke nødvendigvis være lengdeveis fleksibel når kompletteringssystemet 10 er opprullet på en kveilrørstrommel. Det er imidlertid viktig at pakningen 220 har en fluktende utvendig diameter for føring gjennom injektorhodet, tetning og boresikringsventil og likevel har en boringsdimensjon for føring av annet vaierlineverktøy. Pakningen 220 er lik i oppbygning og manøvrering med isolasjonspakningen 150 tidligere beskrevet og blir hydraulisk innspent og mekanisk frigjort med et rettlinjet trekk eller drag. Således innbefatter pakningen 220 tetningsinnretninger 224 og holdekiler 226. Pakningen 220 innspennes ved å trykksette fluid i boringen 222 og pådra dette gjennom en port 228 slik at det virker på tetningene 230 og 232 for å aktivisere holdekilene 226 og tetningsinnretningene 224. Pakningen 220 blir deretter holdt i innspent stilling ved virkningen av en sperre 234 som virker mot tenner 236. Et tynt brytbart beskyttende belegg 238, slik som en varmekrympbar plast, slik som solgt under varemerket "Teflon", påføres rundt tetningen 224. Et tynt brytbart beskyttende belegg 240, slik som en gummi vulkanisert ved romtemperaturen, påføres rundt holdekilene 226.
Det vises nå til fig. 1U hvor en utpumpingsplugg 250 er forbundet med den nedre ende av kveilrøret 34 og innbefatter en boring 252 for føring av vaierlineverktøy. Utpumpingspluggen 250 har en utvendig diameter hovedsakelig lik med den utvendige diameter av kveilrøret 34. Utpumpingspluggen 250 benyttes til å trykksette boringen i produksjonsrør-kompletteringssystemet 10 ved å slippe en kule 254 ned på et bevegelig sete 256. I tillegg kan utpumpingspluggen 250 innbefatte en stoppskulder 258 og et låsehakk 260 for nedsettelse av ytterligere brønnverktøy i denne.
Det vises nå til fig. 5 hvor nok en utførelse av et styreledningsoppheng og styreledningshus er vist som en variant av utførelsen vist i fig. IA. Deler lik de som er vist i fig. IA er gitt samme henvisningstall, med tilføyelsen av suffikset "a". I fig.IA er de hydrauliske styreledninger 38 og 40 vist liggende i veggen til kveilrøret 34. I enkelte installasjoner kan imidlertid styreledningen eller ledningene være plassert på innsiden av kveilrøret 34a. En slik indre type hydraulisk styreledning vil komme i konflikt med betjeningen av opphentingssystemet 12 som griper tak i innsiden av toppen 37a av kveilrøret 34a. Derfor er et styreledningsoppheng 26a plassert i et styreledning-opphengshus 27a hvori en eller flere hydrauliske styreledninger er vist som en enkelt hydraulisk ledning 38a som går ned inne i kveilrøret 34a. Styreledningsopphenget 26a holder styreledningen 38a i strekk, slik som en omvendt U-form, og styreledningen 38a er vist når den utgår fra huset 27a. Opphenget 26a innbefatter en skjærinnretning 39 som når den aktiviseres, eksempelvis hydraulisk, kapper styrerørledningen 38a som er under strekk, og således springer ledningen 38a tilbake inn i kveilrøret 34a og under toppen 37a. Dette klargjør innsiden av toppen av kveilrøret 34a for opphentingsoperasjoner. I tillegg innbefatter styreledningshuset 27a bevegelige sentreringsfør-inger 42a som har føringsflater 44a for bevegelse innad mot utsiden av toppen 37a av kveilrøret 34a for å sentrere kveilrøret 34a for innføring av opphentingssystemet 12.
Det vises nå til fig. 15.16A og 16B hvor et system for opphenting av det kveilbare kompletteringssystem 10 ifølge den foreliggende oppfinnelse er vist. Fordi produksjonsrør-kompletteringssystemet 10 har en fluktende og konstant utvendig diameter uten noen fortykkelser og er fleksibelt og kveilbart, kan opphentingssystemet 12 hente produksjonsrør-systemet 10 gjennom injektoren 20, boresikringsventilen 22 og brønnhodet 24 og hvilke som helst andre tetninger, selv om brønnen er levende og uten at man må trykkbalansere brønnen når kompletteringssystemet 10 tas ut. Tilbakehentingssystemet 12 innbefatter trommelen 16 og et på trommelen 16 plassert andre kveilrør 34b som i sin ende har en lengdeveis aktivi-sert innvendig gripekopling 300 som er lengdeveis bøyelig og har en utvendig diameter lik med den utvendige diameter av kveilrøret slik at den kan innføres gjennom injektoren 20, boresikringsventilen 22 og brønnhodet 24 og inn i den øvre ende 37 eller 37a av kveilrøret 34 eller 34a for å gripe og ta ut kompletteringssystemet 10 fra brønnen. Den indre kopling 300 kan være av typen vist i US-patentansøkning nr. 08/013385 som hermed inngår som referanse. Generelt blir koplingen 300 i utgangspunktet plassert som vist i fig. 16A og 16B, men uinnspent på innsiden av en ende av kveilrøret 34B og 34, vist med stiplet kontur. Koplingen 300 innbefatter et metallegeme 316 som har en første ende 318 og en andre ende 320 og en gjennomgående boring 322 for passering av fluider. Legemet 316 har en utvendig diameter 324 av en dimensjon som ikke er større enn den utvendige diameter av kveilrøret 34B og 34. Derfor er legemet 316 ikke fortykket og rager ikke ut over den utvendige diameter av kveilrøret 34B og 34. Det passerer dermed fritt gjennom kveilrør-injektorkjedene, rundt svanehalser, og på kveilrørstrommelen 16. Den første ende 318 av legemet 316 og den andre ende 320 av legemet 316 har en utvendig diameter i hovedsak lik med den innvendige diameter av henholdsvis det første og andre kveilrør 34B og 34.
Tetningsinnretninger, slik som O-ringstetninger 326 og 328 er anordnet på den første ende 318 av legemet 316 og også på den andre ende 320 av legemet 316, for tetning mellom den første ende 318 og innsiden av det første kveilrør 34b og for tetning mellom den andre ende 320 av legemet 316 og innsiden av det andre kveilrør 34.
I den foretrukne utførelsen er den utvendige diameter av metalldelen av legemet 316 i hovedsak lik med den innvendige diameter av kveilrøret 34b og 34, slik at legemet 316 er tynt og fleksibelt og kveilbart. Et plastbelegg 324, slik som solgt under varemerket "Halar 200", er bundet til utsiden av legemet 316. Belegget 324 har en utvendig diameter i hovedsak lik med den utvendige diameter av kveilrøret 34b og 34. En første dor 330 har en første ende 332 og en andre ende 334 og er forsynt med en gjennomgående boring 336 som står i kommunikasjon med boringen 322. Den første ende 332 av den første dor 330 innbefatter et antall kravefingre 333 og samvirkende sperreorganer på fingrene og innsiden av den første ende 318 av legemet 316. Således innbefatter kravefingrene 333 et antall sperretenner 335 som samvirker med sperretenner 337 på innsiden av legemet 316. Således kan doren 330 sperreføres inn i boringen 322 i legemet 316, men kan ikke bevege seg lengdeveis ut av legemet eller huset 316. En andre dor 340 innbefatter en første ende 342 og en andre ende 344 med en gjennomgående boring 346 i kommunikasjon med boringen 322. Den første ende 342 av doren 340 innbefatter et antall kravefingre 342. Samvirkende sperreinnretninger er anordnet på utsiden av fingrene 342 og på innsiden av den andre ende 320 av legemet 316. Således er sperretenner 345 anordnet på utsiden av kravefingrene 342 og tennene 347 på innsiden av legemet 316. Fortrinnsvis er tennene 345 og 347 samvirkende gjenger. Derfor kan dorene 330 og 340 lengdeveis bevege seg mot legemet 316, men hindres av de samvirkende sperretenner i å bevege seg bort fra legemet 316.
Første holdekileinnretninger 350 ligger an mot en første ende 318 av legemet 316 og er inngripbar med utsiden av den første dor 330. Holdekileinnretningene 350 innbefatter et antall utad rettede tenner 352 som fortrinnsvis er rettet mot den første ende 318 av legemet 312 og mot enden av det første kveilrør 312. En andre holdekileinnretning 360 er anordnet som støter mot den andre ende 320 av legemet 316, og er inngripbar med utsiden av den andre dor 340. Holdekilene 360 innbefatter et antall utad rettede tenner 362 rettet mot enden 320 av legemet 316 og mot enden av kveilrøret 314. Således skal det bemerkes at når holdekilene 350 og 352 er innsatt i kveilrørene 312 og 314, beveger holdekilene 350 og 352 seg inn i endene av kveilrøret 312 og 314, men ikke ut av endene av kveilrøret 312 og 314.
Samvirkende kileflater er anordnet på innsiden av den første holdekileinnretning 350 og på utsiden av den første dor 330. Således er det en kileflate 354 på holdekilen 350 og en kileflate 356 på utsiden av doren 330. Kileflatene 354 og 356 kiler den første holdekileinnretning 350 inn på innsiden av det første kveilrør 312 når legemet 316 trekkes lengdeveis ut av enden av kveilrøret 312. Dermed trekkes doren 330 som følge av de samvirkende sperretenner 335 og 337. Likeledes er andre samvirkende kileflater anordnet på innsiden av den andre slippinnretning 360 og utsiden av den andre dor 340, slik som kileflaten 364 på innsiden av slippinnretningen 360 og kileflaten 366 på utsiden av doren 340, for å kileføre den andre sl ippinnretning 360 inn på innsiden av det andre kveilrør 314 når legemet trekkes lengdeveis ut av det andre kveilrør 314.
I bruk er koplingen 300 satt samen som best vist i fig. IA og IB. Et langsgående trekk utøves mot kveilrøret 34b i en retning for å trekke ut legemet 300 fra endene av kveilrøret 34b og 34. Den langsgående kraft endres for å gi en trykkraft for å tillate at koplingen 300 kan lengdeveis sperre-bevege seg sammen for sikkert å gripe innsiden av kveilrørene 34b og 34. Etter feste av koplingen 300 til kveilrørene kan det kveilbare kompletteringssystem 10 fjernes (etter at pak-ningene 150 og 220 er løftet av setet) og tilbaketrukket fra brønnen.
Claims (13)
1.
Kveilrør-kompletteringssystem, innbefattende et fleksibelt kveilrør (34) med konstant ytterdiameter, karakterisert ved at én eller flere gassløfteventiler (120) med gjennomgående boring (122) er anordnet i et lengdeveis fleksibelt rørlegeme (124) tilknyttet kveilrøret, hvilket rørlegeme (124) har en ytterdiameter i hovedsaken lik kveilrørets konstante ytterdiameter.
2.
Kveilrør-kompletteringssystem ifølge krav 1, karakterisert ved at minst én pakning (150) med en boring (154) er tilknyttet i kveilrøret (34).
3.
Kveilrør-kompletteringssystem ifølge krav 2, karakterisert ved at pakningen (150) har en ytterdiameter i hovedsaken lik kveilrørets ytterdiameter.
4 .
Kveilrør-kompletteringssystem ifølge et av de foregående krav, karakterisert ved at minst én landingsnippel (180) med en boring (182) er tilknyttet i kveilrøret (34).
5.
Kveilrør-kompletteringssystem ifølge krav 4, karakterisert ved at landingsnippelen (180) har en ytterdiameter i hovedsaken lik kveilrørets (34) ytterdiameter .
6.
Kveilrør-kompletteringssystem ifølge et av de foregående krav, karakterisert ved at minst én utpumpingsplugg (250) med en boring (252) er tilknyttet kveilrøret (34).
7.
Kveilrør-kompletteringssystem ifølge krav 6, karakterisert ved at utpumpingspluggen (250) har en ytterdiameter i hovedsaken lik kveilrørets (34) ytterdiameter .
8.
Kveilrør-kompletteringssystem ifølge et av de foregående krav, karakterisert ved at minst én sikkerhetsventil (46) med en boring (52) er tilknyttet kveilrøret (34).
9.
Kveilrør-kompletteringssystem ifølge krav 8, karakterisert ved at sikkerhetsventilen (46) innbefatter et lengdeveis fleksibelt rørlegeme (48,50) med et gjennomgående løp (52),
et ventillukkelegeme (56) plassert i løpet (52),
et strømningsrør (60) plassert i løpet (52),
en strømningsrøraktuator (62,64) tilknyttet strømningsrøret (60) og
et spennelement (67) tilknyttet strømningsrøret (60), hvilket rørlegeme (48,50) har en ytterdiameter i hovedsaken lik kveilrørets (34) ytterdiameter.
10.
Kveilrør-kompletteringssystem ifølge et av de foregående krav, karakterisert ved at minst én med et løp forsynt (74), ringformet styreventil (72) er tilknyttet kveilrøret (34).
11.
Kveilrør-kompletteringssystem ifølge krav 10, karakterisert ved at styreventilen (72) innbefatter et lengdeveis, fleksibelt rørlegeme
en tetning (78) plassert rundt rørlegemet
en tetningsaktuator (84,86) tilknyttet tetningen (78), og en kileanordning (82) tilknyttet rørlegemet idet tetningen (78) og kileanordningen (82) er inntrekkbare til en ytterdiameter som ikke overskrider kveilrørets (34) ytterdiameter.
12.
Kveilrør-kompletteringssystem ifølge et av de foregående krav, karakterisert ved at minst én med en boring (202) forsynt glidehylse (200) er tilknyttet kveil-røret (34).
13.
Kveilrør-kompletteringssystem ifølge krav 12, karakterisert ved at glidehylsen (200) innbefatter lengdeveis, fleksible rørlegemer (200,204,206) og minst én sideåpning (208) i rørlegemets vegg, og et rørformet glidelegeme (210) beregnet for bevegelse i rørlegemet (200) idet ytterdiameteren til rørlegemet (200) er i hovedsaken lik kveilrørets (34) ytterdiameter.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/146,344 US5411085A (en) | 1993-11-01 | 1993-11-01 | Spoolable coiled tubing completion system |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO943824D0 NO943824D0 (no) | 1994-10-10 |
NO943824L NO943824L (no) | 1995-05-02 |
NO309058B1 true NO309058B1 (no) | 2000-12-04 |
Family
ID=22516951
Family Applications (7)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO943824A NO309058B1 (no) | 1993-11-01 | 1994-10-10 | Kveilrør-kompletteringssystem |
NO985734A NO985734L (no) | 1993-11-01 | 1998-12-08 | Br÷nnpakning |
NO985735A NO985735L (no) | 1993-11-01 | 1998-12-08 | Ringrom-styreventil |
NO985738A NO985738L (no) | 1993-11-01 | 1998-12-08 | Tilbakehentingssystem |
NO985737A NO985737D0 (no) | 1993-11-01 | 1998-12-08 | Glidehylse |
NO985733A NO985733L (no) | 1993-11-01 | 1998-12-08 | Sikkerhetsventil |
NO985736A NO985736D0 (no) | 1993-11-01 | 1998-12-08 | Landingsnippel |
Family Applications After (6)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO985734A NO985734L (no) | 1993-11-01 | 1998-12-08 | Br÷nnpakning |
NO985735A NO985735L (no) | 1993-11-01 | 1998-12-08 | Ringrom-styreventil |
NO985738A NO985738L (no) | 1993-11-01 | 1998-12-08 | Tilbakehentingssystem |
NO985737A NO985737D0 (no) | 1993-11-01 | 1998-12-08 | Glidehylse |
NO985733A NO985733L (no) | 1993-11-01 | 1998-12-08 | Sikkerhetsventil |
NO985736A NO985736D0 (no) | 1993-11-01 | 1998-12-08 | Landingsnippel |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (10) | US5411085A (no) |
CA (1) | CA2134273C (no) |
FR (1) | FR2712024B1 (no) |
GB (1) | GB2283517B (no) |
NO (7) | NO309058B1 (no) |
Families Citing this family (133)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5515925A (en) * | 1994-09-19 | 1996-05-14 | Boychuk; Randy J. | Apparatus and method for installing coiled tubing in a well |
GB2296518B (en) * | 1994-12-29 | 1998-11-18 | Asep Bv | Apparatus for deploying slickline, wireline and the like |
US6442105B1 (en) | 1995-02-09 | 2002-08-27 | Baker Hughes Incorporated | Acoustic transmission system |
US5738173A (en) * | 1995-03-10 | 1998-04-14 | Baker Hughes Incorporated | Universal pipe and tubing injection apparatus and method |
AU723903B2 (en) * | 1995-03-10 | 2000-09-07 | Baker Hughes Incorporated | Universal pipe and tubing injection apparatus and method |
NO301088B1 (no) * | 1995-04-06 | 1997-09-08 | Harald Strand | Anordning for innföring av kveilrör |
US5522464A (en) * | 1995-05-12 | 1996-06-04 | Piper Oilfield Products, Inc. | Hydraulic tubing head assembly |
US5845711A (en) * | 1995-06-02 | 1998-12-08 | Halliburton Company | Coiled tubing apparatus |
US6276438B1 (en) | 1995-09-12 | 2001-08-21 | Thomas R. Amerman | Energy systems |
US6250371B1 (en) | 1995-09-12 | 2001-06-26 | Enlink Geoenergy Services, Inc. | Energy transfer systems |
US6041862A (en) * | 1995-09-12 | 2000-03-28 | Amerman; Thomas R. | Ground heat exchange system |
US6860320B2 (en) | 1995-09-12 | 2005-03-01 | Enlink Geoenergy Services, Inc. | Bottom member and heat loops |
US7017650B2 (en) * | 1995-09-12 | 2006-03-28 | Enlink Geoenergy Services, Inc. | Earth loop energy systems |
US6672371B1 (en) | 1995-09-12 | 2004-01-06 | Enlink Geoenergy Services, Inc. | Earth heat exchange system |
US6585036B2 (en) | 1995-09-12 | 2003-07-01 | Enlink Geoenergy Services, Inc. | Energy systems |
US5842530A (en) * | 1995-11-03 | 1998-12-01 | Canadian Fracmaster Ltd. | Hybrid coiled tubing/conventional drilling unit |
US5918669A (en) * | 1996-04-26 | 1999-07-06 | Camco International, Inc. | Method and apparatus for remote control of multilateral wells |
US6237683B1 (en) | 1996-04-26 | 2001-05-29 | Camco International Inc. | Wellbore flow control device |
FR2749844B1 (fr) * | 1996-06-18 | 1998-10-30 | Schlumberger Cie Dowell | Compositions de cimentation et application de ces compositions pour la cimentation des puits petroliers ou analogues |
GB2315788B (en) * | 1996-07-26 | 2000-06-14 | Camco Int | Apparatus and method for recompleting wells with coil tubing |
US5794702A (en) * | 1996-08-16 | 1998-08-18 | Nobileau; Philippe C. | Method for casing a wellbore |
US5937943A (en) * | 1997-02-14 | 1999-08-17 | Westbury Service Company, L.L.C. | Tubing insertion and withdrawal apparatus for use with a live well |
US6003598A (en) * | 1998-01-02 | 1999-12-21 | Cancoil Technology Corporation | Mobile multi-function rig |
US6082454A (en) * | 1998-04-21 | 2000-07-04 | Baker Hughes Incorporated | Spooled coiled tubing strings for use in wellbores |
US6192983B1 (en) | 1998-04-21 | 2001-02-27 | Baker Hughes Incorporated | Coiled tubing strings and installation methods |
US6264244B1 (en) * | 1998-04-29 | 2001-07-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | End connector for composite coiled tubing |
US6439618B1 (en) | 1998-05-04 | 2002-08-27 | Weatherford/Lamb, Inc. | Coiled tubing connector |
NO321960B1 (no) * | 1998-05-29 | 2006-07-31 | Baker Hughes Inc | Fremgangsmate for fremstilling av en spolbar kveilrorstreng |
US6095250A (en) * | 1998-07-27 | 2000-08-01 | Marathon Oil Company | Subsurface safety valve assembly for remedial deployment in a hydrocarbon production well |
US6142237A (en) * | 1998-09-21 | 2000-11-07 | Camco International, Inc. | Method for coupling and release of submergible equipment |
US6213202B1 (en) | 1998-09-21 | 2001-04-10 | Camco International, Inc. | Separable connector for coil tubing deployed systems |
US6250393B1 (en) * | 1998-10-19 | 2001-06-26 | Baker Hughes Incorporated | Bottom hole assembly with coiled tubing insert |
US6662870B1 (en) | 2001-01-30 | 2003-12-16 | Cdx Gas, L.L.C. | Method and system for accessing subterranean deposits from a limited surface area |
US6598686B1 (en) | 1998-11-20 | 2003-07-29 | Cdx Gas, Llc | Method and system for enhanced access to a subterranean zone |
US6679322B1 (en) | 1998-11-20 | 2004-01-20 | Cdx Gas, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface |
US6708764B2 (en) | 2002-07-12 | 2004-03-23 | Cdx Gas, L.L.C. | Undulating well bore |
US7048049B2 (en) * | 2001-10-30 | 2006-05-23 | Cdx Gas, Llc | Slant entry well system and method |
US6681855B2 (en) | 2001-10-19 | 2004-01-27 | Cdx Gas, L.L.C. | Method and system for management of by-products from subterranean zones |
US8376052B2 (en) | 1998-11-20 | 2013-02-19 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for surface production of gas from a subterranean zone |
US7025154B2 (en) | 1998-11-20 | 2006-04-11 | Cdx Gas, Llc | Method and system for circulating fluid in a well system |
US8297377B2 (en) | 1998-11-20 | 2012-10-30 | Vitruvian Exploration, Llc | Method and system for accessing subterranean deposits from the surface and tools therefor |
US6280000B1 (en) | 1998-11-20 | 2001-08-28 | Joseph A. Zupanick | Method for production of gas from a coal seam using intersecting well bores |
US6425448B1 (en) | 2001-01-30 | 2002-07-30 | Cdx Gas, L.L.P. | Method and system for accessing subterranean zones from a limited surface area |
US6454000B1 (en) | 1999-11-19 | 2002-09-24 | Cdx Gas, Llc | Cavity well positioning system and method |
US6273188B1 (en) | 1998-12-11 | 2001-08-14 | Schlumberger Technology Corporation | Trailer mounted coiled tubing rig |
US6386290B1 (en) | 1999-01-19 | 2002-05-14 | Colin Stuart Headworth | System for accessing oil wells with compliant guide and coiled tubing |
US6230805B1 (en) * | 1999-01-29 | 2001-05-15 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of hydraulic fracturing |
US6321596B1 (en) | 1999-04-21 | 2001-11-27 | Ctes L.C. | System and method for measuring and controlling rotation of coiled tubing |
US6247534B1 (en) | 1999-07-01 | 2001-06-19 | Ctes, L.C. | Wellbore cable system |
US6343791B1 (en) | 1999-08-16 | 2002-02-05 | Schlumberger Technology Corporation | Split mesh end ring |
US6318470B1 (en) | 2000-02-15 | 2001-11-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Recirculatable ball-drop release device for lateral oilwell drilling applications |
US6412556B1 (en) | 2000-08-03 | 2002-07-02 | Cdx Gas, Inc. | Cavity positioning tool and method |
US6488093B2 (en) | 2000-08-11 | 2002-12-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Deep water intervention system |
US6443242B1 (en) | 2000-09-29 | 2002-09-03 | Ctes, L.C. | Method for wellbore operations using calculated wellbore parameters in real time |
US7490676B2 (en) | 2000-10-06 | 2009-02-17 | Philippe Nobileau | Method and system for tubing a borehole in single diameter |
US6526819B2 (en) | 2001-02-08 | 2003-03-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method for analyzing a completion system |
GB2376484B (en) * | 2001-06-12 | 2005-08-03 | Pilot Drilling Control Ltd | Improvements to steerable downhole tools |
US6763892B2 (en) | 2001-09-24 | 2004-07-20 | Frank Kaszuba | Sliding sleeve valve and method for assembly |
US6745842B2 (en) | 2001-10-04 | 2004-06-08 | Sunstone Corporation | Concentric casing jack |
US6725922B2 (en) | 2002-07-12 | 2004-04-27 | Cdx Gas, Llc | Ramping well bores |
US7124829B2 (en) | 2002-08-08 | 2006-10-24 | Tiw Corporation | Tubular expansion fluid production assembly and method |
US7025137B2 (en) * | 2002-09-12 | 2006-04-11 | Cdx Gas, Llc | Three-dimensional well system for accessing subterranean zones |
US8333245B2 (en) | 2002-09-17 | 2012-12-18 | Vitruvian Exploration, Llc | Accelerated production of gas from a subterranean zone |
US6955225B2 (en) * | 2003-02-13 | 2005-10-18 | Double-E Inc. | Method of and apparatus for securing capillary tubing in a wellhead |
WO2004076797A2 (en) * | 2003-02-25 | 2004-09-10 | The Research Factory, L.C. | Method and apparatus to complete a well having tubing inserted through a valve |
US20040184871A1 (en) * | 2003-03-21 | 2004-09-23 | Hans-Bernd Luft | Composite low cycle fatigue coiled tubing connector |
US6823943B2 (en) | 2003-04-15 | 2004-11-30 | Bemton F. Baugh | Strippable collapsed well liner |
US7040411B2 (en) * | 2003-05-02 | 2006-05-09 | National-Oilwell, L.P. | BOP handling system |
US6955219B2 (en) | 2003-07-03 | 2005-10-18 | Enlink Geoenergy Services, Inc. | Earth loop installation with sonic drilling |
US7418128B2 (en) * | 2003-07-31 | 2008-08-26 | Microsoft Corporation | Elastic distortions for automatic generation of labeled data |
US7419223B2 (en) * | 2003-11-26 | 2008-09-02 | Cdx Gas, Llc | System and method for enhancing permeability of a subterranean zone at a horizontal well bore |
US7231987B2 (en) * | 2004-03-17 | 2007-06-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Deep set packer with hydrostatic setting actuator |
US7353877B2 (en) * | 2004-12-21 | 2008-04-08 | Cdx Gas, Llc | Accessing subterranean resources by formation collapse |
US7363985B2 (en) * | 2005-11-23 | 2008-04-29 | Double-E Inc. | Hydraulic latch for capillary tubing string |
CA2529921C (en) | 2005-12-13 | 2012-06-05 | Foremost Industries Inc. | Coiled tubing injector system |
EP2086762A2 (en) * | 2006-10-20 | 2009-08-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer construction for continuous or segmented tubing |
US7677302B2 (en) * | 2007-01-11 | 2010-03-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Spoolable connector |
US7648179B2 (en) * | 2007-01-17 | 2010-01-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Connector having offset radius grooves |
AU2007346700B2 (en) * | 2007-02-06 | 2013-10-31 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer with enhanced sealing capability |
US7798237B2 (en) * | 2007-05-07 | 2010-09-21 | Nabors Alaska Drilling, Inc. | Enclosed coiled tubing rig |
US7673693B2 (en) * | 2007-06-13 | 2010-03-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic coiled tubing retrievable bridge plug |
US8555961B2 (en) * | 2008-01-07 | 2013-10-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Swellable packer with composite material end rings |
US20090229829A1 (en) * | 2008-03-17 | 2009-09-17 | Hemiwedge Valve Corporation | Hydraulic Bi-Directional Rotary Isolation Valve |
GB0811640D0 (en) * | 2008-06-25 | 2008-07-30 | Expro North Sea Ltd | Spoolable riser hanger |
US9138786B2 (en) | 2008-10-17 | 2015-09-22 | Foro Energy, Inc. | High power laser pipeline tool and methods of use |
US9080425B2 (en) | 2008-10-17 | 2015-07-14 | Foro Energy, Inc. | High power laser photo-conversion assemblies, apparatuses and methods of use |
US9669492B2 (en) | 2008-08-20 | 2017-06-06 | Foro Energy, Inc. | High power laser offshore decommissioning tool, system and methods of use |
US9360631B2 (en) | 2008-08-20 | 2016-06-07 | Foro Energy, Inc. | Optics assembly for high power laser tools |
US11590606B2 (en) * | 2008-08-20 | 2023-02-28 | Foro Energy, Inc. | High power laser tunneling mining and construction equipment and methods of use |
US9719302B2 (en) | 2008-08-20 | 2017-08-01 | Foro Energy, Inc. | High power laser perforating and laser fracturing tools and methods of use |
US9347271B2 (en) | 2008-10-17 | 2016-05-24 | Foro Energy, Inc. | Optical fiber cable for transmission of high power laser energy over great distances |
US20120074110A1 (en) * | 2008-08-20 | 2012-03-29 | Zediker Mark S | Fluid laser jets, cutting heads, tools and methods of use |
US8571368B2 (en) | 2010-07-21 | 2013-10-29 | Foro Energy, Inc. | Optical fiber configurations for transmission of laser energy over great distances |
US9089928B2 (en) | 2008-08-20 | 2015-07-28 | Foro Energy, Inc. | Laser systems and methods for the removal of structures |
MX355677B (es) | 2008-08-20 | 2018-04-25 | Foro Energy Inc Star | Método y sistema para hacer avanzar un pozo de perforación utilizando un láser de potencia alta. |
US9664012B2 (en) | 2008-08-20 | 2017-05-30 | Foro Energy, Inc. | High power laser decomissioning of multistring and damaged wells |
US9242309B2 (en) | 2012-03-01 | 2016-01-26 | Foro Energy Inc. | Total internal reflection laser tools and methods |
US10301912B2 (en) * | 2008-08-20 | 2019-05-28 | Foro Energy, Inc. | High power laser flow assurance systems, tools and methods |
US8627901B1 (en) | 2009-10-01 | 2014-01-14 | Foro Energy, Inc. | Laser bottom hole assembly |
US9267330B2 (en) | 2008-08-20 | 2016-02-23 | Foro Energy, Inc. | Long distance high power optical laser fiber break detection and continuity monitoring systems and methods |
US9027668B2 (en) | 2008-08-20 | 2015-05-12 | Foro Energy, Inc. | Control system for high power laser drilling workover and completion unit |
US9244235B2 (en) | 2008-10-17 | 2016-01-26 | Foro Energy, Inc. | Systems and assemblies for transferring high power laser energy through a rotating junction |
GB2466514B (en) * | 2008-12-24 | 2012-09-05 | Weatherford France Sas | Wellhead downhole line communication arrangement |
US8122960B2 (en) | 2009-08-17 | 2012-02-28 | Baker Hughes Incorporated | Spoolable coiled tubing spear for use in wellbores and methods of using same |
US8783361B2 (en) | 2011-02-24 | 2014-07-22 | Foro Energy, Inc. | Laser assisted blowout preventer and methods of use |
US8783360B2 (en) | 2011-02-24 | 2014-07-22 | Foro Energy, Inc. | Laser assisted riser disconnect and method of use |
US8684088B2 (en) | 2011-02-24 | 2014-04-01 | Foro Energy, Inc. | Shear laser module and method of retrofitting and use |
US8720584B2 (en) | 2011-02-24 | 2014-05-13 | Foro Energy, Inc. | Laser assisted system for controlling deep water drilling emergency situations |
EP2606201A4 (en) | 2010-08-17 | 2018-03-07 | Foro Energy Inc. | Systems and conveyance structures for high power long distance laster transmission |
US8881829B2 (en) * | 2010-10-07 | 2014-11-11 | David B. Redden | Backup wellhead blowout prevention system and method |
US8672043B2 (en) | 2010-11-03 | 2014-03-18 | Nabors Alaska Drilling, Inc. | Enclosed coiled tubing boat and methods |
WO2012116155A1 (en) | 2011-02-24 | 2012-08-30 | Foro Energy, Inc. | Electric motor for laser-mechanical drilling |
EP2678512A4 (en) | 2011-02-24 | 2017-06-14 | Foro Energy Inc. | Method of high power laser-mechanical drilling |
EP2715887A4 (en) | 2011-06-03 | 2016-11-23 | Foro Energy Inc | PASSIVELY COOLED HIGH ENERGY LASER FIBER ROBUST OPTICAL CONNECTORS AND METHODS OF USE |
BR112015004458A8 (pt) | 2012-09-01 | 2019-08-27 | Chevron Usa Inc | sistema de controle de poço, bop a laser e conjunto de bop |
US9863213B1 (en) | 2012-09-21 | 2018-01-09 | Hybrid Tools Solutions LLC | Retrievable back pressure valve and method of using same |
US9222332B2 (en) | 2012-10-30 | 2015-12-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Coiled tubing packer system |
US9637992B2 (en) | 2013-08-01 | 2017-05-02 | Baker Hughes Incorporated | Downhole spear having mechanical release mechanism for use in wellbores and methods of using same |
CN105252275B (zh) * | 2014-07-14 | 2017-10-20 | 南通中集安瑞科食品装备有限公司 | 罐体盘管成型、装配、焊接一体设备 |
NO343298B1 (en) * | 2015-07-03 | 2019-01-21 | Aker Solutions As | Annulus isolation valve assembly and associated method |
WO2017052503A1 (en) * | 2015-09-22 | 2017-03-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Packer element protection from incompatible fluids |
US10221687B2 (en) | 2015-11-26 | 2019-03-05 | Merger Mines Corporation | Method of mining using a laser |
GB2563701A (en) * | 2015-12-21 | 2018-12-26 | Halliburton Energy Services Inc | In situ length expansion of a bend stiffener |
WO2017122025A1 (en) * | 2016-01-13 | 2017-07-20 | Zilift Holdings Limited | Method and apparatus for deploying wellbore pump on coiled tubing |
US10533393B2 (en) | 2016-12-06 | 2020-01-14 | Saudi Arabian Oil Company | Modular thru-tubing subsurface completion unit |
EP3571371B1 (en) | 2017-01-18 | 2023-04-19 | Minex CRC Ltd | Mobile coiled tubing drilling apparatus |
GB2588868B (en) * | 2018-08-31 | 2022-07-27 | Halliburton Energy Services Inc | Liner hanger with nano-reinforced seals |
US11255133B2 (en) | 2018-11-08 | 2022-02-22 | Saudi Arabian Oil Company | Harness for intelligent completions |
US10895139B2 (en) | 2019-04-24 | 2021-01-19 | Oil States Energy Services, Llc | Frac manifold isolation tool |
US10858902B2 (en) | 2019-04-24 | 2020-12-08 | Oil States Energy Services, L.L.C. | Frac manifold and connector |
IT201900006817A1 (it) * | 2019-05-14 | 2020-11-14 | Turboden Spa | Circuito di scambio termico per impianto geotermico |
CN113279724A (zh) * | 2021-06-09 | 2021-08-20 | 门万龙 | 一种油井作业用可溶桥塞 |
US11725473B2 (en) | 2022-01-03 | 2023-08-15 | Saudi Arabian Oil Company | System and method for protecting a packer during deployment |
Family Cites Families (33)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2673614A (en) * | 1949-10-14 | 1954-03-30 | Otis Eng Co | Anchoring assembly for oil tools |
US3079996A (en) * | 1959-04-30 | 1963-03-05 | Sun Oil Co | Flow control devices for flow conductors |
US3313350A (en) * | 1964-05-14 | 1967-04-11 | Jr John S Page | Tubing and annulus flow control apparatus |
US3342202A (en) * | 1964-10-09 | 1967-09-19 | Mcmurry | Concentric gas lift valves |
US3587735A (en) * | 1969-08-29 | 1971-06-28 | Electric Wireline Specialties | Bottom hole shut-in tool |
US3690381A (en) * | 1970-10-16 | 1972-09-12 | Bowen Tools Inc | Tubing hanger assembly and method of using same for hanging tubing in a well under pressure |
US3727693A (en) * | 1971-12-15 | 1973-04-17 | Camco Inc | Method and fluid system for moving subsurface well equipment in well tubing |
US4441561A (en) * | 1981-11-17 | 1984-04-10 | Garmong Victor H | Method and apparatus for treating well formations |
US4460040A (en) * | 1982-11-24 | 1984-07-17 | Baker Oil Tools, Inc. | Equalizing annulus valve |
US4585061A (en) * | 1983-10-18 | 1986-04-29 | Hydra-Rig Incorporated | Apparatus for inserting and withdrawing coiled tubing with respect to a well |
US4921044A (en) * | 1987-03-09 | 1990-05-01 | Otis Engineering Corporation | Well injection systems |
US4844166A (en) * | 1988-06-13 | 1989-07-04 | Camco, Incorporated | Method and apparatus for recompleting wells with coil tubing |
US4862958A (en) * | 1988-11-07 | 1989-09-05 | Camco, Incorporated | Coil tubing fluid power actuating tool |
US4865131A (en) * | 1989-01-17 | 1989-09-12 | Camco, Incorporated | Method and apparatus for stimulating hydraulically pumped wells |
US4928770A (en) * | 1989-02-09 | 1990-05-29 | Baker Hughes Incorporated | Mechanical manipulation tool with hydraulic hammer |
US4923012A (en) * | 1989-02-09 | 1990-05-08 | Baker Hughes Incorporated | Safety valve for horizontal completions of subterranean wells |
US4928772A (en) * | 1989-02-09 | 1990-05-29 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for shifting a ported member using continuous tubing |
US5040598A (en) * | 1989-05-01 | 1991-08-20 | Otis Engineering Corporation | Pulling tool for use with reeled tubing and method for operating tools from wellbores |
US5092400A (en) * | 1989-06-08 | 1992-03-03 | Fritz Jagert | Coiled tubing hanger |
US5029642A (en) * | 1989-09-07 | 1991-07-09 | Crawford James B | Apparatus for carrying tool on coil tubing with shifting sub |
US5012871A (en) * | 1990-04-12 | 1991-05-07 | Otis Engineering Corporation | Fluid flow control system, assembly and method for oil and gas wells |
US5090481A (en) * | 1991-02-11 | 1992-02-25 | Otis Engineering Corporation | Fluid flow control apparatus, shifting tool and method for oil and gas wells |
US5152343A (en) * | 1991-05-29 | 1992-10-06 | Otis Engineering Corporation | Reeled tubing gas lift mandrel |
GB2258708B (en) * | 1991-08-13 | 1996-02-28 | Camco Int | Method and apparatus for internally connecting to coiled tubing |
US5306050A (en) * | 1991-08-13 | 1994-04-26 | Camco International Inc. | Apparatus for internally connecting to coiled tubing |
US5285850A (en) * | 1991-10-11 | 1994-02-15 | Halliburton Company | Well completion system for oil and gas wells |
US5251695A (en) * | 1992-01-13 | 1993-10-12 | Baker Hughes Incorporated | Tubing connector |
US5170815A (en) * | 1992-02-24 | 1992-12-15 | Camo International Inc. | Coiled tubing gas lift assembly |
US5318127A (en) * | 1992-08-03 | 1994-06-07 | Halliburton Company | Surface controlled annulus safety system for well bores |
US5305828A (en) * | 1993-04-26 | 1994-04-26 | Halliburton Company | Combination packer/safety valve assembly for gas storage wells |
US5377749A (en) * | 1993-08-12 | 1995-01-03 | Barbee; Phil | Apparatus for setting hydraulic packers and for placing a gravel pack in a downhole oil and gas well |
US5427133A (en) * | 1993-08-26 | 1995-06-27 | Camco International Inc. | Coiled tubing wireline retrievable and selective set gas lift assembly |
US5469878A (en) * | 1993-09-03 | 1995-11-28 | Camco International Inc. | Coiled tubing concentric gas lift valve assembly |
-
1993
- 1993-11-01 US US08/146,344 patent/US5411085A/en not_active Ceased
-
1994
- 1994-07-21 US US08/278,213 patent/US5411081A/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-07-21 US US08/278,582 patent/US5465793A/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-07-21 US US08/278,206 patent/US5425420A/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-09-06 US US08/278,284 patent/US5423383A/en not_active Ceased
- 1994-09-09 US US08/278,285 patent/US5413170A/en not_active Expired - Lifetime
- 1994-09-19 US US08/278,583 patent/US5488992A/en not_active Expired - Fee Related
- 1994-10-10 GB GB9420367A patent/GB2283517B/en not_active Expired - Fee Related
- 1994-10-10 NO NO943824A patent/NO309058B1/no not_active IP Right Cessation
- 1994-10-25 CA CA002134273A patent/CA2134273C/en not_active Expired - Fee Related
- 1994-10-27 FR FR9412904A patent/FR2712024B1/fr not_active Expired - Fee Related
-
1997
- 1997-05-02 US US08/850,894 patent/USRE36525E/en not_active Expired - Fee Related
- 1997-05-02 US US08/850,893 patent/USRE36723E/en not_active Expired - Lifetime
- 1997-06-13 US US08/874,298 patent/USRE36880E/en not_active Expired - Lifetime
-
1998
- 1998-12-08 NO NO985734A patent/NO985734L/no not_active Application Discontinuation
- 1998-12-08 NO NO985735A patent/NO985735L/no not_active Application Discontinuation
- 1998-12-08 NO NO985738A patent/NO985738L/no not_active Application Discontinuation
- 1998-12-08 NO NO985737A patent/NO985737D0/no not_active Application Discontinuation
- 1998-12-08 NO NO985733A patent/NO985733L/no not_active Application Discontinuation
- 1998-12-08 NO NO985736A patent/NO985736D0/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO943824D0 (no) | 1994-10-10 |
US5413170A (en) | 1995-05-09 |
GB9420367D0 (en) | 1994-11-23 |
NO985737L (no) | 1998-12-08 |
GB2283517A (en) | 1995-05-10 |
NO985736L (no) | 1998-12-08 |
NO985738D0 (no) | 1998-12-08 |
US5425420A (en) | 1995-06-20 |
NO985734D0 (no) | 1998-12-08 |
NO985738L (no) | 1998-12-08 |
US5411081A (en) | 1995-05-02 |
CA2134273A1 (en) | 1995-05-02 |
NO985734L (no) | 1998-12-08 |
NO985737D0 (no) | 1998-12-08 |
GB2283517B (en) | 1997-04-02 |
NO985733D0 (no) | 1998-12-08 |
USRE36880E (en) | 2000-09-26 |
US5488992A (en) | 1996-02-06 |
FR2712024B1 (fr) | 1999-03-19 |
US5411085A (en) | 1995-05-02 |
NO985736D0 (no) | 1998-12-08 |
US5423383A (en) | 1995-06-13 |
NO943824L (no) | 1995-05-02 |
NO985735D0 (no) | 1998-12-08 |
NO985735L (no) | 1998-12-08 |
USRE36525E (en) | 2000-01-25 |
US5465793A (en) | 1995-11-14 |
NO985733L (no) | 1998-12-08 |
USRE36723E (en) | 2000-06-06 |
FR2712024A1 (fr) | 1995-05-12 |
CA2134273C (en) | 1999-05-25 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO309058B1 (no) | Kveilrør-kompletteringssystem | |
NO337389B1 (no) | System og fremgangsmåte for å etablere en brønnforbindelse | |
EP0204619B1 (en) | Subsea master valve for use in well testing | |
US7219742B2 (en) | Method and apparatus to complete a well having tubing inserted through a valve | |
NO341884B1 (no) | Våttilpasset brønnforbindelse | |
US6109357A (en) | Control line actuation of multiple downhole components | |
NO312917B1 (no) | Brönnverktöy for sekvensiell aktivisering av pakninger | |
BR122020002275B1 (pt) | método para instalar um obturador em um furo de poço e obturador para uso em um furo de poço | |
NO311587B1 (no) | Nöd-frakoplingsverktöy for bruk i en brönnrörledning | |
MX2014010260A (es) | Dispositivo de cuña para tubulares de perforacion. | |
US6044690A (en) | Shearable multi-gage blowout preventer test tool and method | |
US4372392A (en) | Full opening emergency relief and safety valve | |
US4372391A (en) | Screw operated emergency relief and safety valve | |
GB2287270A (en) | Spoolable coiled tubing completion system | |
CA2222182C (en) | Spoolable coiled tubing completion system | |
WO1998050676A1 (en) | Shearable multi-gage blowout preventer test tool and method | |
NO179112B (no) | Verktöyanordning og fremgangsmåte for utförelse av operasjoner nede i et borehull |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |