NO315010B1 - Fremgangsmåte for installering av kabel i kveilerör - Google Patents
Fremgangsmåte for installering av kabel i kveilerör Download PDFInfo
- Publication number
- NO315010B1 NO315010B1 NO19951512A NO951512A NO315010B1 NO 315010 B1 NO315010 B1 NO 315010B1 NO 19951512 A NO19951512 A NO 19951512A NO 951512 A NO951512 A NO 951512A NO 315010 B1 NO315010 B1 NO 315010B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- piston
- pistons
- cable
- pipe
- wire
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 17
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 32
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 7
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 7
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 7
- 239000002904 solvent Substances 0.000 description 6
- 239000003518 caustics Substances 0.000 description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 5
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 5
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 229910000838 Al alloy Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 2
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000956 alloy Substances 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L calcium dihydroxide Chemical compound [OH-].[OH-].[Ca+2] AXCZMVOFGPJBDE-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 229910001861 calcium hydroxide Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000000920 calcium hydroxide Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000002844 melting Methods 0.000 description 1
- 230000008018 melting Effects 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B23/00—Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
- E21B23/08—Introducing or running tools by fluid pressure, e.g. through-the-flow-line tool systems
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/068—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Cable Accessories (AREA)
- Automatic Assembly (AREA)
- Supports For Pipes And Cables (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse er relatert til verktøy for bruk i oljebrønner og forbundet med elektrisk kabel. Oppfinnelsen angår særlig bruk av verktøy forbundet med elektrisk kabel og innrettet for nedsenking i et borehull ved hjelp av kveilerør. Slike kveilerør benyttes typisk til å transportere brønnbetjeningsverktøy, innbefattet elektrisk verktøy forbundet med en tilførselsledning, helt ned til bunnen av et borehull som kan være boret nesten horisontalt. Ved slike tilfeller kan ikke tyngdekraften trekke verktøyet ned til bunnen av borehullet, slik at transportorganer, f.eks. i form av kveilerør, er påkrevet.
Nedføring av brønnverktøy til bunnen av borehull som avviker sterkt fra vertikallinjen og er utstyrt med borerør eller rør for.en arbeidsrigg, er kjent innenfor dette tek-niske området. Det kan f.eks. vises til "Extended Reach and Horizontal Well Services", Western Atlas International, Houston, Texas 1990, hvor endel av disse fremgangsmåter er beskrevet. Borerør eller overhalingsrør er utformet av ca. 9 m lange seksjoner med gjengede forbindelsesanordninger i hver ende. De gjengede forbindelser forbinder endene med hver seksjon slik at de danner en kontinuerlig rørlengde. Tiden som benyttes til å gjenge disse forbindelsene sammen, er betydelig.
Bruk av kveilerør i bore- og overhalingsoperasjoner, for å erstatte trinnene med sammenkobling av seksjonene av bore-rør eller andre rør, er også kjent innenfor området. US-patent nr. 3.394.760 beskriver en fremgangsmåte og en anordning for innføring av en rørlengde i et brønnstrømsrør ved hjelp av stempler som er festet til rørlengden. US-patent nr. 3.116.793 viser en fremgangsmåte for anvendelse av kveilerør for å pumpe kompletterings- og overhalingsfluider til en ønsket dybde i borehullet. US-patent nr. 4.850.440 viser en fremgangsmåte for å lage et borehull med et bore-apparat som føres av et kveilerør. US-patent nr. 3.285.629 viser en fremgangsmåte for transport av elektrisk drevne verktøy, som kan innbefatte elektriske kabelverktøy, ved hjelp av en kontinuerlig slange som har en deri innleiret elektrisk kabel. Oppfinnelsen som er vist i US-patent nr. 3.285.629 er et boreverktøy som føres ned til ønsket dybde ved hjelp av tyngdekraften. Vekten av selve verktøyet frem-skaffer den nødvendige plasseringskraft. Følgelig vil en nedføring av verktøy som gjør bruk av en slange som vist i US-patent nr. 3.285.629 ned til bunnen av et borehull som avviker sterkt fra vertikallinjen og endog kan være helt horisontalt, være vanskelig eller umulig fordi gravitasjons-kraften i meget stor grad vil bli oppbrukt av friksjon mot den nederste veggside i borehullet. Dessuten vil den elektriske kabel som er beskrevet i dette patentet være satt sammen til en kontinuerlig lengde bestående av diskrete seksjoner som kobles sammen ved hjelp av konnektorer. Bruken av disse konnektorer vil øke prisen på den elektriske leder sterkt.
Bruken av elektrisk verktøy forbundet med en elektrisk leder og plassert ved hjelp av kveilerør i skrått forløpende brønner, er også kjent i tidligere omtaler. "World Oil's Coiled Tubing Handbook", Gulf Publishing Co., Houston, Texas 1993, beskriver slike operasjoner i detalj. Bruken av kveile-rør for plassering av verktøy med elektriske tilkoblinger krever at den elektriske forbindelse innføres koaksielt gjennom hele lengden av kveilerøret. Referansen vist til ovenfor, "World Oil's Coiled Tubing Handbook", viser en fremgangsmåte for installering av elektriske ledere inne i et kveilerør. Kveilerøret blir kveilet ut slik at det inntar en i hovedsak rettlinjet form, og den elektriske ledning pumpes deretter gjennom det ikke-kveilede rør. Denne arbeidsopera-sjon krever enten bruk av et borehull som er dypt nok til å oppta hele den utkveilede rørlengde, eller rørlengden må kveiles ut langs bakken. Å fremskaffe et borehull med tilstrekkelig dybde er både vanskelig og kostbart. Å kveile røret ut langsmed bakken i en hovedsakelig rett linje, er også vanskelig, særlig fordi lengden av røret ofte overskrider 5 km. Ved hver av disse fremgangsmåter må røret utsettes for en ekstra utkveiling for å installere den elektriske ledning. Slik ekstra utkveiling av røret forkorter rørets bruksmessige levetid på grunn av de ekstra bøyepåkjenninger som påføres røret som en følge av kveileprosessen.
Innføring av den elektriske ledning inne i kveilerøret mens røret fortsatt er kveilet opp, er svært vanskelig på grunn av de store friksjonskrefter som virker mellom den innvendige vegg i røret og ledningen etter hvert som ledningen føres innover. Ledningen søker mot å støtte seg mot den innvendige radius til veggen i det kveilede rør. Etter hvert som innføringen av ledningen skrider frem, øker det totale kontaktareal mellom ledningen og røret. Kontaktarealet mellom ledningen og det kveilede rør vil være det samme som for innføring i et ikke-kveilet rør, men da røret er kveilet opp i et stort sett sirkulært mønster, så vil en partiell kompo-nent av kraften som tilføres kabelen under innføring, virke i en retning normalt til aksen til ledningen. Denne normal-kraften tilsvarer hva virkningen angår påføring av en vekt til ledningen mens den beveges gjennom det ikke-kveilede rør. Friksjonen mellom kabelen og røret økes proporsjonalt med hvert slikt tiltagende tørn som ledningen utfører omkring kveilen. Resultatet er at lenge før ledningen når slutten av det kveilede rør, så vil friksjonskreftene ha øket så sterkt at de overskrider den sikre belastning som ledningen kan tåle, og monteringen vil slå feil.
Foreliggende oppfinnelse er en fremgangsmåte for innfør-ing av en ledning inn i et kveilet rør. Det benyttes et trykkforseglende, gjennompumpningshode med én tilpasset åpning for innføring av fluid og en fjernbar pakningsring som er tilkoblet den frie ende av kveilerøret. Utløpet fra en fluidpumpe er koblet til inntakspasningen for fluid til gjennompumpningshodet. Et stempel er festet til enden av ledningen som skal innføres i kveilen. Stempelet innføres i gjennompumpningshodet og gjennompumpningshodet forsegles deretter på ny. Fluidtrykk fra pumpen skyver stempelet inn i kveilerøret. Ledningen trekkes av stempelet som er festet til ledningen.
Ved en utførelse av foreliggende oppfinnelse vil flere stempler holde ledningen bort fra kontaktdannelse med veggen til det kveilede rør, og disse stempler er montert ved adskilte steder langs ledningen. Periodisk blir pumpen stoppet, pakningen fjernet fra gjennompumpningshodet, og et nytt stempel installert. Installasjonen av stempelet gjentas periodisk inntil hele ledningen er innført i kveilerøret.
Ved en annen alternativ utførelse av foreliggende oppfinnelse benyttes også gjennompumpningshodet og fluidpump-en som er brukt i første utførelse av oppfinnelsen. Flere stempler, hvert forsynt med trykkbruddsskiver, er montert ved adskilte steder langs ledningen. Stemplene transporterer ledningen ved hjelp av den hydrauliske kraft som genereres av pumpen. Trykkbruddsskivene muliggjør re-etablering av den hydrauliske sirkulasjon gjennom det kveilede rør idet det tilføres tilstrekkelig trykk til det kveilede rør mens ledningen fastholdes mot bevegelse.
Enda en alternativ utførelse av foreliggende oppfinnelse gjør bruk av ytterligere, andre stempler festet til kabelen ved adskilte steder langs denne. Det andre stempel ved denne utførelse virker hovedsakelig på samme måte som de andre stemplene i den andre utførelse. De andre stempler ved foreliggende utførelse omfatter et hus med liten diameter som er fastklemt på ledningen, og et legeme som er faststøpt til huset, hvilket legeme har en ytterdiameter som hovedsakelig tilsvarer den innvendige diameter til kveilerøret. Legemet til det andre stempel består av et materiale som kan oppløses i et kjemisk løsningsmiddel som pumpes inn i røret. En strøm av fluid kan dermed muliggjøres forbi stemplene.
En ytterligere utførelse av foreliggende oppfinnelse har også andre stempler festet til kabelen ved adskilte steder langs denne. De andre stempler i denne sistnevnte utførelse kan være tildannet av et materiale som hovedsakelig er det samme som det andre stempel i den tredje utførelse, idet innføring av et utvalgt løsningsmiddel i kveilerøret vil oppløse de andre stempler. De andre stempler i henhold til denne utførelse er direkte faststøpt på kabelen.
De ovennevnte formål og fordeler kan oppnås ved å benytte en fremgangsmåte i henhold til de nedenstående krav.
For å gi en klarere forståelse av foreliggende oppfinnelse vises til nedenstående detaljerte beskrivelse av flere utførelser av foreliggende oppfinnelse, samt til de ledsag-ende tegninger hvor: Fig. 1 viser en typisk utførelse av foreliggende oppfinnelse,
fig. 2 viser en detalj ved stempelet som er festet til den
installerte enden av ledningen,
fig. 3 viser et enderiss av et stempel for ledning i den
foretrukne utførelse av oppfinnelsen,
fig. 4 viser et sideriss av stempelet i henhold til fig.
3,
fig. 5 viser et andre stempel med trykkbruddsskiver,
fig. 6 viser et annet stempel med et legeme som er innrettet slik at det vil oppløses av et kaustisk
løsemiddel,
fig. 7 viser et ytterligere stempel støpt direkte fast på
kabelen, og
fig. 8 viser en støpeform for direkte faststøping av stempler på ledningen.
Fig. 1 viser oppfinnelsen i en typisk anvendelse. Kveilerøret 3 inn i hvilket ledningen eller kabelen 7 skal installeres, er kveilet opp på en transporttrommel 1. Kabelen 7 er spolet på en trommel 8 av den typen som vanligvis benyttes for oppkveiling av ledninger eller kabler. Kveile-røret har en fri ende 2 som utgjør den siste seksjon av kveilerøret 3 som er tatt opp av trommelen 1 under omspoling av kveilerøret 3. Et forseglende trykkhode 4 med mulighet for gjennompumpning, er festet til en fri ende 2 av kveilerøret 3. Dette trykkhodet 4 er av en type som er i utstrakt bruk i forbindelse med trykkstyring i brønnhoder som betjenes av kabel. Trykkhodet eller gjennompumpningshodet 4 omfatter en
fjernbar pakning 5 som danner en trykkforsegling over kabelen 7 når pakningen 5 er installert, og når pakningen 5 er fjernet, kan utstyr som er montert på kabelen 7 og som overskrider den ytre diameter til kabelen 7, passere gjennom trykkhodet 4 og inn i kveilerøret 3. Trykkhodet 4 har også et fluidinntak 6 som tillater injeksjon av fluid. En pumpe 10 frembringer et driftstrykk som beveger kabelen 7 gjennom røret 3. Utløps-åpningen 10 fra pumpen er koblet ved hjelp av en slange eller forbindelse 10A til fluidinntaket 6. Et trykkforseglende stempel 11 er festet til enden av kabelen 7 for innføring i røret 3. Stempelet 11 klemmes fast på kabelen 7. Stempelet 11 har en ytterdiameter som praktisk talt er den samme som den innvendige diameter til kveilerøret 3, og danner derved en trykkforsegling i det ringformede rom mellom kveilerøret 3 og kabelen 7. Stempelet 11 innføres gjennom trykkhodet 4 og den fjernbare pakning blir installert. Pumpen 10 aktiviseres og fluidtrykket som genereres av pumpen 10 virker på stempelet 11 og tvinger dette inn i kveilerøret 3. Pumpen 10 stoppes etter at omkring 3-5 m av kabelen 7 er blitt pumpet inn i røret 3. Det akkumulerte fluidtrykk tillates å unnslippe, og pakningen 5 fjernes for å tillate installasjon av et stempel 11A. Stempelet 11A holder kabelen 7 borte fra den innvendige vegg av kveilerøret 3. Dette reduserer friksjonskreftene som ellers ville virke dersom kabelen 7 og rørveggen 3 kom i kontakt med hverandre uten begrensning. Etter at stempelet 11A er installert, settes pakningen 5 tilbake på plass og pumpen 10 startes på ny. Kabelen 7 pumpes inn i røret 3 inntil det sted hvor et ytterligere stempel 11A skal monteres, er nådd; og prosessen med installasjon av et stempel 11A gjentas inntil hele kabelen 7 er pumpet inn i
røret 3. Avstanden mellom påhverandrefølgende installasjoner av stempler 11A kan omtrent tilsvare den lengden av kabelen 7 som gjennomløper en fjerdedel til en åttendedel av trommel-omkretsen 1, noe som avhenger av den innvendige diameter til kveilerøret 3. Typisk kan avstanden mellom stemplene 11A være 3-5 m, men ved større diameter på kveilerøret 3 vil det fåes en større krumningsradius, noe som vil tillate økning av den effektive avstand mellom stemplene 11A. Fig. 2 viser stempelet 11 i detalj. Sentret til stempel-legemet 11 er boret med en diameter som er tilpasset den ytre diameter til kabelen 7. En låseskrue 14 sørger for tilstrekkelig fastspenningskraft for å holde stempelet 11 fast på kabelen 7. Stempelet 11 har en rille 11B maskinert langs den ytre diameter for opptak av en forseglingsring 13. Ringen 13 kan konstruksjonsmessig være lik sugekoppene som vanligvis benyttes til å løfte fluider ut av produksjonsrør i olje- og gassbrønner. Fluidtrykket fra pumpen 10 vil få stempelet 11 til å bevege seg i retningen hvori fluidet strømmer, og trekke kabelen 7 etter seg. Fig. 3 viser et enderiss av et stempel 11A som benyttes ved den første utførelsen. En øvre halvdel 20 og en nedre halvdel 19 er skrudd sammen ved hjelp av kappeskruene 15 i gjengede hull 16 som er boret gjennom både øvre halvdel 10 og nedre halvdel 19. Senterboringen til stemplene 11A er boret opp med samme diameter som den ytre diameter til kabelen 7, og er forsynt med ribber 18 for å øke friksjonen mot kabelen 7. Denne ekstra friksjon reduserer muligheten for bevegelse av stemplene 11A langs kabelen 7 under drift. Fremspringene 17 som er tildannet i legemet til stempelet 11A, oppviser en diameter som i alt vesentlig er lik den innvendige diameter til røret 3. Fremspringene 17 kontakter den indre vegg i røret 3 og holder kabelen 7 borte fra innsiden av røret 3. Selve stempelet 11A har meget mindre diameter enn den innvendige diameter til røret 3, slik at det dannes en strømnings-passasje 21 omkring hvert av fremspringene 17. Strømnings-passasjen 21 trenges for å oppnå en skikkelig drift av røret 3 under bruk i felten, fordi det er et funksjonskrav at fluid kan pumpes gjennom røret 3.
Et sideriss av stempelet 11A er vist i fig. A. Hodeskruer 15 er plassert i stempelet 11A ved roten av fremspringene 17 .
Fig. 5 viser en annerledes type stempel som utgjør et andre stempel vist i fig. 1 som 11A, og som kan monteres på ledningen. Det andre stempelet består av to halvseksjoner 23 som klemmes inn over ledningen ved hjelp av en sentral ut-boring 26 som dannes når de to halvseksjoner klemmes sammen. Hodeskruer 25 forener de to halvseksjoner 23 ved å skrues gjennom bøssingene 24 som er maskinert i klemområdet til halvseksjonene 23. Den ytre diameter til det sammensatte andre stempel 11A kan hovedsakelig være det samme som inn-vendig diameter til røret 3. En trykkforsegling er fremskaff-et ved hjelp av en splittet pakning 22 som monteres langs den ytre kant av det andre stempel 11A. Ser vi igjen på fig. 1 innsettes det monterte stempel gjennom trykkhodet 4 til gjennompumpningsenheten på samme måte som i stempelet 11A beskrevet ved første utførelse. Fluidtrykket fra pumpen 10 presser stempelet,(også avbildet som lia i fig. 1) som befinner seg nærmest trykkhodet 4, inn i kveilerøret 3. Det andre stempelet 11A forsegler i begge retninger slik at fluid som befinner seg nedstrøms fra det andre stempel 11A kom-primeres mellom det andre stempel 11A som befinner seg nærmest inntil utløpet fra pumpen 10 og det neste stempel 11A som befinner seg nedstrøms herfra langs kabelen 7. Denne kompresjon av fluidet bevirker en bevegelse i nedstrøms retning av det andre stempel 11A i samme retning som det andre stempel 11A i oppstrøms retning påvirkes direkte av trykket i pumpen 10. Når kabelen 7 er blitt ført en passende distanse inn i røret 3, stoppes pumpen 10 og prosessen med installering av et ytterligere stempel 11A, gjentas. Alle stemplene 11 og 11A føres med fluidstrømmen inn i røret 3 og trekker ledningen 7 med seg. Ved passende intervaller blir ytterligere andre stempler 11A installert på kabelen 7 i rekkefølge, inntil hele kabelen 7 er fullstendig innført i røret 3.
Betraktes nå på ny fig. 5, vil bruddskivene 27 være slik dimensjonert at de brytes opp ved et forutbestemt differensialtrykk over skiven 27. Formålet med slike bruddskiver 27 i de andre stemplene 11A er å muliggjøre hydraulisk sirkulasjon av en viss størrelse gjennom det kveilede rør 3 selv etter at kabelen 7 er installert deri. Når kabelen 7 er helt installert, gjennombrytes skivene 27 ved at enden av kabelen 7 fastholdes ved trommelen 8 mens fluidtrykk fortsatt tilføres fra pumpen 10 inntil bruddtrykket for skivene 27 overskrides. Bruddet av skivene 27 kan stadfestes av et tydelig trykkfall i det observerte utløpstrykk fra pumpen 10 sammenlignet med trykket som kan iakttas så lenge trykkskivene 27 fortsatt er intakt. Det kveilede rør 3 med kabelen 7 installert, blir deretter i stand til å opprettholde fluidsirkulasjonen som normalt forlanges i et borehull.
Fig. 6 og 7 viser en annen alternativ utførelse som inkluderer et ytterligere stempel 30. Flere stempler 30 monteres med mellomrom langs kabelen 7. Det andre stempelet 30 omfatter et hus 31 som monteres til kabelen 7 ved å klemme halvseksjoner 31A og 31B av huset 31 fast sammen ved hjelp av skruer 33; og et legeme 32 som er tildannet av halvseksjoner 32A, 32B som blir individuelt støpt fast til husets halvseksjoner 31A, 31B. Når de er ferdig montert danner halvseksjonene 32A, 32B et hovedsakelig sylindrisk formet legeme 32 som i alt vesentlig forsegler fluidstrømmen som forløper inne i det kveilede rør 3. Legemet 32 oppviser en ytre diameter som er praktisk talt lik den innvendige diameter til kveilerøret 3, og dette er måten hvorpå trykkforseglingen dannes. Legemet 32 kan bestå av en myk aluminiumlegering som vil oppløses når et egnet løsningsmiddel slik som et kaustisk løsningsmiddel bestående av kalsiumhydroksid i vann, pumpes inn i kveile-røret 3. Innsettingen og pumpingen av de andre stempler 30 i denne utførelse foregår i alt vesentlig på samme måte som innføringen og pumpingen av de andre stempler i den andre utførelsen. Ved komplettering av innsettingen av kabelen 7 i røret 3, pumpes det kaustiske løsningsmidlet inn i røret 3 gjennom pumpen 10. Den myke aluminiumlegeringen til legemet 32 oppløses av den kaustiske løsning. Pumpingen av den kaustiske løsning fortsetter inntil alle legemene 32 er oppløst. Ved oppløsning av alle legemer 32 som utgjør de andre stempler 30 festet til kabelen 7, etableres på ny muligheten for at fluid sirkulerer gjennom kveilerøret 3, og kveilerøret 3 er dermed klar til bruk.
Fig. 8 viser et alternativt andre stempel 40 som også er tildannet av materiale som er løsbart i et valgt fluid. Legemet 41 til stempelet støpes direkte på kabelen 7. Det andre stempelet blir tildannet ved å benytte en støpeform 42 som vist på fig. 8, til kabelen 7 ved det punkt langs kabelen 7 hvor et andre stempel 40 skal installeres, hvorpå stempel-materialet 40 injiseres, og dette materialet kan være en legering med lavt smeltepunkt slik som Woods Metal, og kjøl-ing av støpeformen 42 ved å injisere vann i en kjølekappe 42A inne i støpeformen 42. Stempelet 40 i foreliggende oppfinnelse virker på lignende måte av det andre stempel i den tredje utførelsen. Når innsettingen av kabelen 7 er fullført, oppløses de andre stempler 4 0 som er tildannet av Woods Metal, ved å pumpe vann oppvarmet til minst 75°C inn i røret hvorved de andre stempler smelter. Derved muliggjøres strøm-ning av fluid gjennom det kveilede rør 3.
Claims (4)
1. Fremgangsmåte for installering av en ledning (7) inn-vendig i et kveilerør (3), som omfatter følgende trinn: a) festing av et første stempel (11) til en første ende av ledningen (7), b) innføring av den første enden av ledningen (7) og det dertil festede første stempel (11) i kveilerøret (3), c) tilføring av fluidtrykk mot det første stempel (11) for å bevege det første stempel (11) og den dertil festede ledning (7) gjennom kveilerøret (3) mens kveilerøret (3) er oppkveilet på en transporttrommel (1), og d) festing ved adskilte intervaller langs ledningen (7), andre stempler (11A) for understøttelse av ledningen (7) inne i det kveilede rør (3) slik at transporten av ledningen (7) gjennom det kveilede rør (3) besørges av fluidtrykket, karakterisert ved at de andre stempler (11A) omfatter innretninger som muliggjør strømning av fluid gjennom de andre stempler (11A) ved tilførsel av et valgt differensialtrykk fra fluid, over de andre stempler (11A).
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at innretning for å tillate strømning av fluid gjennom de andre stempler (11A) omfatter minst en trykkbruddsskive (27) på hvert av de andre stempler (11A).
3. Fremgangsmåte ifølge krav 1, karakterisert ved at de andre stempler (11A) i alt vesentlig forsegler et ringformet rom mellom kveilerøret (3) og ledningen (7), og at hvert av de andre stempler (11A) er forsynt med minst én trykkbruddsskive (27).
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3, karakterisert ved at den dessuten omfatter et trinn med å fastholde ledningen slik at den ikke trekkes lenger inn i de andre stempler, og at betjening av fluid-pumpen inntil hydraulisk kommunikasjon er muliggjort gjennom det kveilede rør.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US08/235,547 US5429194A (en) | 1994-04-29 | 1994-04-29 | Method for inserting a wireline inside coiled tubing |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO951512D0 NO951512D0 (no) | 1995-04-20 |
NO951512L NO951512L (no) | 1995-10-30 |
NO315010B1 true NO315010B1 (no) | 2003-06-23 |
Family
ID=22885943
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO19951512A NO315010B1 (no) | 1994-04-29 | 1995-04-20 | Fremgangsmåte for installering av kabel i kveilerör |
NO20022767A NO20022767D0 (no) | 1994-04-29 | 2002-06-10 | Fremgangsmåte for å innstallere en ledning inne i et kveilerör |
Family Applications After (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20022767A NO20022767D0 (no) | 1994-04-29 | 2002-06-10 | Fremgangsmåte for å innstallere en ledning inne i et kveilerör |
Country Status (5)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US5429194A (no) |
CA (1) | CA2147900C (no) |
GB (1) | GB2288837B (no) |
NL (1) | NL1000244C2 (no) |
NO (2) | NO315010B1 (no) |
Families Citing this family (39)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5573225A (en) * | 1994-05-06 | 1996-11-12 | Dowell, A Division Of Schlumberger Technology Corporation | Means for placing cable within coiled tubing |
US5599004A (en) * | 1994-07-08 | 1997-02-04 | Coiled Tubing Engineering Services, Inc. | Apparatus for the injection of cable into coiled tubing |
GB9500954D0 (en) * | 1995-01-18 | 1995-03-08 | Head Philip | A method of accessing a sub sea oil well and apparatus therefor |
WO1997001017A1 (en) * | 1995-06-20 | 1997-01-09 | Bj Services Company, U.S.A. | Insulated and/or concentric coiled tubing |
GB9606673D0 (en) * | 1996-03-29 | 1996-06-05 | Sensor Dynamics Ltd | Apparatus for the remote measurement of physical parameters |
IT1292800B1 (it) | 1996-11-19 | 1999-02-11 | De Pablos Juan Jose Tovar | Sistema per far scendere le attrezzature di profondita' nei pozzi di idrocarburi |
NL1004747C2 (nl) * | 1996-12-11 | 1998-06-15 | Nederland Ptt | Methode en inrichting voor het inbrengen van een kabelvormig element in een op of in een houder opgewonden langgerekte buisvormige omhulling. |
JP3138771B2 (ja) * | 1996-12-11 | 2001-02-26 | コニンクリジケ ケーピーエヌ エヌブィー | ケーブル状エレメントをホルダー内またはホルダー上に巻かれたチューブ内に挿入する方法 |
US6651744B1 (en) * | 1997-11-21 | 2003-11-25 | Superior Services, Llc | Bi-directional thruster pig apparatus and method of utilizing same |
US6315498B1 (en) * | 1997-11-21 | 2001-11-13 | Superior Energy Services, Llc | Thruster pig apparatus for injecting tubing down pipelines |
US6148925A (en) * | 1999-02-12 | 2000-11-21 | Moore; Boyd B. | Method of making a conductive downhole wire line system |
US6712150B1 (en) | 1999-09-10 | 2004-03-30 | Bj Services Company | Partial coil-in-coil tubing |
US7190901B2 (en) * | 2001-07-05 | 2007-03-13 | Wave7 Optices, Inc. | Method and system for providing a return path for signals generated by legacy terminals in an optical network |
US6834722B2 (en) | 2002-05-01 | 2004-12-28 | Bj Services Company | Cyclic check valve for coiled tubing |
US20040065444A1 (en) * | 2002-07-03 | 2004-04-08 | Smith David R. | Pulsed deployment of a cable through a conduit located in a well |
CA2528473C (en) * | 2003-06-20 | 2008-12-09 | Schlumberger Canada Limited | Method and apparatus for deploying a line in coiled tubing |
US7635023B2 (en) | 2006-04-21 | 2009-12-22 | Shell Oil Company | Time sequenced heating of multiple layers in a hydrocarbon containing formation |
US7748466B2 (en) * | 2006-09-14 | 2010-07-06 | Thrubit B.V. | Coiled tubing wellbore drilling and surveying using a through the drill bit apparatus |
AU2008242801B2 (en) | 2007-04-20 | 2011-09-22 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Heating systems for heating subsurface formations |
US9194512B2 (en) | 2007-04-30 | 2015-11-24 | Mark Andreychuk | Coiled tubing with heat resistant conduit |
CA2630084A1 (en) * | 2007-04-30 | 2008-10-30 | Mark Andreychuk | Coiled tubing with retainer for conduit |
WO2009052054A1 (en) | 2007-10-19 | 2009-04-23 | Shell Oil Company | Systems, methods, and processes utilized for treating subsurface formations |
US7823657B2 (en) * | 2008-01-15 | 2010-11-02 | Abergeldie Holdings Pty Ltd/Abergeldie Plant Pty Ltd. | Drilling assembly, drilling reamer arm assembly, and methods of drilling |
WO2009129143A1 (en) | 2008-04-18 | 2009-10-22 | Shell Oil Company | Systems, methods, and processes utilized for treating hydrocarbon containing subsurface formations |
EP2334894A1 (en) * | 2008-10-13 | 2011-06-22 | Shell Oil Company | Systems and methods of forming subsurface wellbores |
US7845419B2 (en) * | 2008-10-22 | 2010-12-07 | Bj Services Company Llc | Systems and methods for injecting or retrieving tubewire into or out of coiled tubing |
WO2010118315A1 (en) | 2009-04-10 | 2010-10-14 | Shell Oil Company | Treatment methodologies for subsurface hydrocarbon containing formations |
US8816203B2 (en) | 2009-10-09 | 2014-08-26 | Shell Oil Company | Compacted coupling joint for coupling insulated conductors |
US8586867B2 (en) | 2010-10-08 | 2013-11-19 | Shell Oil Company | End termination for three-phase insulated conductors |
US9291026B2 (en) * | 2011-05-19 | 2016-03-22 | Zeitecs B.V. | Seal around braided cable |
WO2014077948A1 (en) * | 2012-11-13 | 2014-05-22 | Exxonmobil Upstream Research Company | Drag enhancing structures for downhole operations, and systems and methods including the same |
US9359834B2 (en) * | 2013-02-20 | 2016-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for installing multiple sensors in unrolled coiled tubing |
US9359833B2 (en) * | 2013-02-20 | 2016-06-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method for installing multiple fiber optic cables in coiled tubing |
CN103247975B (zh) * | 2013-05-28 | 2016-06-01 | 四川宏华石油设备有限公司 | 电缆注入回收系统 |
CA3176275A1 (en) * | 2014-02-18 | 2015-08-18 | Athabasca Oil Corporation | Cable-based well heater |
US9644435B2 (en) * | 2014-05-08 | 2017-05-09 | Baker Hughes Incorporated | Methods for injecting or retrieving tubewire when connecting two strings of coiled tubing |
US20190326735A1 (en) * | 2016-07-01 | 2019-10-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Installation of signal cables through coiled tubing using dissolvable bullets |
CA3026846C (en) | 2016-07-15 | 2022-01-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow through wireline tool carrier |
CA3053711C (en) | 2018-08-30 | 2024-01-02 | Avalon Research Ltd. | Plug for a coiled tubing string |
Family Cites Families (13)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3116793A (en) * | 1961-03-29 | 1964-01-07 | Jersey Prod Res Co | Completion and working over of wells |
US3285629A (en) * | 1963-12-11 | 1966-11-15 | Roy H Cullen | Methods and apparatus for mounting electrical cable in flexible drilling hose |
US3312282A (en) * | 1964-01-30 | 1967-04-04 | Shell Oil Co | Pumping well tools through flowlines of irregular diameter |
US3346045A (en) * | 1965-05-20 | 1967-10-10 | Exxon Production Research Co | Operation in a submarine well |
US3401749A (en) * | 1966-09-06 | 1968-09-17 | Dresser Ind | Method and apparatus for moving wire-line tools through deviated well bores |
US3394760A (en) * | 1967-03-20 | 1968-07-30 | Exxon Production Research Co | Operations in submarine and other wells |
US3496998A (en) * | 1967-12-28 | 1970-02-24 | Pan American Petroleum Corp | Bearing means for reducing wireline friction in flow line loops |
US3525401A (en) * | 1968-08-12 | 1970-08-25 | Exxon Production Research Co | Pumpable plastic pistons and their use |
GB2265684B (en) * | 1992-03-31 | 1996-01-24 | Philip Fredrick Head | An anchoring device for a conduit in coiled tubing |
US4498532A (en) * | 1983-04-18 | 1985-02-12 | Conoco Inc. | Pump down tool and check valve |
BE905265A (nl) * | 1986-08-13 | 1986-12-01 | Smet Nik | Werkwijze en inrichting voor het maken van een gat in de grond. |
US5180009A (en) * | 1991-10-28 | 1993-01-19 | William Sneed | Wireline delivery tool |
FR2683590B1 (fr) * | 1991-11-13 | 1993-12-31 | Institut Francais Petrole | Dispositif de mesure et d'intervention dans un forage, procede d'assemblage et utilisation dans un puits petrolier. |
-
1994
- 1994-04-29 US US08/235,547 patent/US5429194A/en not_active Expired - Fee Related
-
1995
- 1995-04-20 NO NO19951512A patent/NO315010B1/no not_active IP Right Cessation
- 1995-04-26 CA CA002147900A patent/CA2147900C/en not_active Expired - Fee Related
- 1995-04-27 GB GB9508615A patent/GB2288837B/en not_active Expired - Fee Related
- 1995-04-27 NL NL1000244A patent/NL1000244C2/xx not_active IP Right Cessation
-
2002
- 2002-06-10 NO NO20022767A patent/NO20022767D0/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB2288837A (en) | 1995-11-01 |
US5429194A (en) | 1995-07-04 |
NL1000244C2 (nl) | 1995-12-08 |
NL1000244A1 (nl) | 1995-10-30 |
CA2147900C (en) | 2000-07-11 |
GB2288837B (en) | 1997-08-20 |
GB9508615D0 (en) | 1995-06-14 |
CA2147900A1 (en) | 1995-10-30 |
NO20022767D0 (no) | 2002-06-10 |
NO20022767L (no) | 1995-10-30 |
NO951512D0 (no) | 1995-04-20 |
NO951512L (no) | 1995-10-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO315010B1 (no) | Fremgangsmåte for installering av kabel i kveilerör | |
US10533381B2 (en) | Wet connection system for downhole equipment | |
US10428630B2 (en) | Apparatus, system and method for live well artificial lift completion | |
US5269377A (en) | Coil tubing supported electrical submersible pump | |
US4913239A (en) | Submersible well pump and well completion system | |
EA003966B1 (ru) | Система для проведения экстренных работ в морской донной скважине | |
US20020070030A1 (en) | Wellhead with improved ESP cable pack-off and method | |
US6775894B2 (en) | Casing patching tool | |
NO20111176A1 (no) | Elektrisk neddykkbar pumpe, ror, og fremgangsmate for borehullproduksjon | |
NO320716B1 (no) | Kveilrorstreng med fordypninger for stotte av indre elementer, slik som en elektrisk kabel | |
NO336106B1 (no) | Fremgangsmåte for installering av en neddykkbar pumpesammenstilling i en brønn | |
NO315130B1 (no) | Brönn som har et brönnhode med i det minste en adkomståpning, og fremgangsmåte for montering av en ledning i en brönn med et brönnhode | |
NO303081B1 (no) | FremgangsmÕte og apparat for installering av en sandkontrollanordning i en olje/gassbr÷nn | |
NO20121431A1 (no) | Sammenkoblingsenhet som mulliggjor utplasseringen av en elektrisk dreven modulinnretning i en bronn | |
NO341806B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat for opphenting av et produksjonsrør fra en brønn | |
US6510900B2 (en) | Seal assembly for dual string coil tubing injection and method of use | |
NO335584B1 (no) | Fremgangsmåte for installasjon av en pumpeanordning fra en plattform | |
NO20101382A1 (no) | Bronnpumpeinstallasjon | |
US4379493A (en) | Method and apparatus for preventing wireline kinking in a directional drilling system | |
NO319908B1 (no) | Ledningsror for oppheng i et borehull og fremgangsmate for installering av en elektrisk kabel i et ledningsror. | |
AU2009275694B2 (en) | Load bearing assembly | |
US20190360293A1 (en) | Coiled Tubing Connector to Electrical Submersible Pump | |
CN110234836B (zh) | 带罩电潜泵 | |
US8813839B2 (en) | Method of deploying and powering an electrically driven device in a well | |
NO315129B1 (no) | Rörinjeksjonssystem for oljefelt-operasjoner |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |