NO318459B1 - Utblasningssikringsadapter og tilhorende utstyr - Google Patents
Utblasningssikringsadapter og tilhorende utstyr Download PDFInfo
- Publication number
- NO318459B1 NO318459B1 NO20003664A NO20003664A NO318459B1 NO 318459 B1 NO318459 B1 NO 318459B1 NO 20003664 A NO20003664 A NO 20003664A NO 20003664 A NO20003664 A NO 20003664A NO 318459 B1 NO318459 B1 NO 318459B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- bore
- pipe
- profile
- approx
- stack
- Prior art date
Links
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 39
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 7
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 29
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 29
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 29
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 25
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 22
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 19
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 17
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 14
- 238000013461 design Methods 0.000 description 13
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 8
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 6
- 238000011900 installation process Methods 0.000 description 6
- 238000000034 method Methods 0.000 description 5
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 4
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000009429 electrical wiring Methods 0.000 description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- 210000003954 umbilical cord Anatomy 0.000 description 3
- 101100000443 Saccharomyces cerevisiae (strain ATCC 204508 / S288c) ACC1 gene Proteins 0.000 description 2
- 101100489940 Schizosaccharomyces pombe (strain 972 / ATCC 24843) abp2 gene Proteins 0.000 description 2
- 101100108219 Zea mays ADF2 gene Proteins 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 2
- FPQQSJJWHUJYPU-UHFFFAOYSA-N 3-(dimethylamino)propyliminomethylidene-ethylazanium;chloride Chemical compound Cl.CCN=C=NCCCN(C)C FPQQSJJWHUJYPU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000012190 activator Substances 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 229940112112 capex Drugs 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- FEBLZLNTKCEFIT-VSXGLTOVSA-N fluocinolone acetonide Chemical compound C1([C@@H](F)C2)=CC(=O)C=C[C@]1(C)[C@]1(F)[C@@H]2[C@@H]2C[C@H]3OC(C)(C)O[C@@]3(C(=O)CO)[C@@]2(C)C[C@@H]1O FEBLZLNTKCEFIT-VSXGLTOVSA-N 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000004806 packaging method and process Methods 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 230000001012 protector Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 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
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/035—Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/04—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads
- E21B33/047—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads for plural tubing strings
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Paper (AREA)
- Laying Of Electric Cables Or Lines Outside (AREA)
- Liquid Crystal (AREA)
- Feeding And Controlling Fuel (AREA)
- Telephone Function (AREA)
- Protection Of Pipes Against Damage, Friction, And Corrosion (AREA)
- Cable Accessories (AREA)
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt undersjøiske kompletteringssystemer. Mer spesielt angår oppfinnelsen et undersjøisk kompletteringssystem som kan betraktes som en blanding av konvensjonelle ventiltre-arrangementer (CXT) og horisontale ventiltre-arrangementer (HXT). Mer spesielt angår oppfinnelsen et marint stigerør/røroppheng/skjøterør-arrangement med mulighet for gjennomføring av produksjonsrør og et stort antall elektriske og hydrauliske ledninger innenfor en forholdsvis liten diameter.
Oppfinnelsen angår også et arrangement der marine utblåsningssikrings/stigerør-systemer, både med "redusert boring" ("tynnhull") og konvensjonelle, kan tilkoples både skjøterøret og ventiltreet, slik at utblåsningssikringsstabelen ikke må hentes opp for å montere ventiltreet, og slik at ventiltreet ikke må settes ned sammen med eller tilkoples et konvensjonelt gjennomgangs/intervensjons-stigerør hvis dette ikke er ønskelig.
Den nedenfor beskrevne oppfinnelse har til formål å tilveiebringe et undersjøisk kompletteringssystem som kan installeres og betjenes ved å bruke et marint stigerør og en utblåsningssikrings- eller BOP-stabel {BOP = "blow-out preventer"), spesielt slike med betydelig redusert dimensjon og vekt sammenlignet med konvensjonelle systemer. Et formål er å erstatte et konvensjonelt marint stigerør med 19 tommer (ca. 0,483 m) nominell boring og tilknyttet en BOP-stabel med nominell boring 18 3/4 tommer (ca. 0,476 m) nominell boring, med et system med mindre boringsdiameter, f.eks. i området mellom 14 tommer (ca. 0,356 m) og 11 tommer (ca. 0,279 m) for det marine stigerør og BOP-stabelen. Fortrinnsvis er den indre diameter av BOP-stabelen under 12 tommer (ca. 0,305 m) . Hvis stigerørets boringsdiameter er under 12 tommer (ca. 0,305 m), vil det kreve bare 40% av fluidvolumet for å fylle det sammenlignet med konvensjonelle systemer med nominell boring på 19 tommer (ca. 0,483 m). Den mindre stigerør/BOP-stabelen og de resulterende reduserte fluidvolumkrav resulterer i en betydelig fordel for operatøren i form av vekt- og kostnadsbesparelser for stigerøret, fluidene, fluidlagrings-anlegg, osv. Disse faktorene vil til sammen øke tilgjengelig "dekkslast"-kapasitet og dekkslagringsplass for enhver rigg som benytter arrangementet ifølge oppfinnelsen, og vil lette operasjoner på dypere vann sammenlignet med dagens tilgjenge-lige arrangementer.
Samtidig er det ønskelig å romme et stort antall elektriske (E) og hydrauliske {H) ledninger gjennom røropphenget. Et for tiden tilgjengelig røroppheng som er typisk for de som benyttes ved undersjøiske kompletteringer, kan romme en produksjonsboring, en ringformet boring og opptil en elektrisk (1E) pluss fem hydrauliske (5H) ledninger. Et viktig formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe et nytt system som kan romme produksjonsrør og tilveiebringe ringrom-kommunikasjon, og å tilveiebringe et røroppheng som kan romme (ideelt) så mange som 2E pluss 7H uavhengige ledninger. Kravet til det store antall E- og H-ledninger er et resultat av ønsket om å romme nedhulls "smartbrønn"-maskinvare (smartbrønner har nedhulls anordninger slik som glidehylser, forbedrede avfølings- og styresystemer, osv., som krever ledninger til overflaten for styring av disse).
Det er også et formål med oppfinnelsen å tilveiebringe et undersjøisk system som ikke har behov for et konvensjonelt og kostbart gjennomgangs/intervensjons-stigerør. Formålet er å tilveiebringe et system som muliggjør tilgang til en brønn via en BOP-stabel/marint stigerørsystem på toppen av et undersjøisk ventiltre. Et slikt system er fordelaktig, spesielt for anvendelser på dypt vann, hvor ventiltreet kan installeres uten først å måtte ta opp og deretter gjeninn-sette BOP-stabelen. Et annet viktig formål med oppfinnelsen er å tilveiebringe et system som muliggjør fremtidig intervensjon ved å bruke en BOP-stabel/marint stigerør eller et mer konvensjonelt gjennomgangs/intervensjons-stigerør.
De karakteriserende trekk ved oppfinnelsen fremgår av det uselvstendige krav 1. Ytterligere trekk ved oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige krav 2-14.
Et nytt røroppheng/skjøterør-arrangement er tilveiebrakt som innbefatter fordelaktige egenskaper i forhold til konvensjonelle ventiltre- og horisontale ventiltre-utforminger. Det nye arrangementet tilveiebringer et skjøterør for tilkopling til et undersjøisk brønnhode under, og for en første tilkopling over en tynnhulls eller konvensjonell BOP-stabel for røroppheng-operasjoner, og deretter til et ventiltre for produksjonsoperasjoner. Røropphenget er dimensjonert for å passere gjennom boringen i en stabel med sikkerhetsventiler mot utblåsning med tynn boring og et stigerør med tynn boring til et overflatefartøy. Røropphenget er innrettet og utformet for å bli innført i og forseglet i en indre profil i skjøte-røret. Røropphenget har en sentral boring for produksjons-rørledning og opp til minst ni ledninger og tilhørende vertikalt vendende koplingsanordninger for elektriske kabler og hydrauliske fluidkanaler. Skjøterøret har en kanal i sitt legeme som kan føre fluider rundt røropphengets forseglede monteringsposisjon slik at ringrom-kommunikasjonen mellom brønnboringen (under) og BOP-stabelen eller ventiltreet (over) blir oppnådd. En fjernstyrt ventil i ringrom-kanalen muliggjør regulering av fluidstrømmen i ringrommet.
Formålene, fordelene og egenskapene ved oppfinnelsen vil tydeligere fremgå under henvisning til de vedføyde tegninger der like henvisningstall indikerer like deler, og hvor en illustrerende utførelsesform av oppfinnelsen er vist, hvor: Fig. IA, IB, 2, 3 og 4 er skjematiske skisser av forskjellige arrangementer for å tilveiebringe et ringrør, et produk-sjonsrør og rør for elektrisk (E) og hydraulisk (H) kommunikasjon via ledere som strekker seg fra et over-flatested over en undersjøisk brønn til den under-liggende brønn; Fig. 5A og 5B er skjematiske skisser av en foretrukket utførelsesform av et arrangement for å tilveiebringe et ringrør, et produksjonsrør og elektriske (E) og hydrauliske (H) rør fra et sted over den undersjøiske brønn til brønnen under, hvor røropphengets ytre diameter er minsket mens antallet E- og H-linjer er øket, og hvor det er tilveiebrakt vertikal kopling av disse til et konvensjonelt ventiltre med en eller to boringer; Fig. 6 til 8 illustrerer tidligere kjente hydrauliske og elektriske koplingsarrangementer som er mulige for kommunikasjon {via røropphenget) gjennom brønnhodet til brønnen under; Fig. 9 til 12 er skjematiske tegninger som illustrerer en foretrukket utførelsesform og en installasjonssekvens for et røroppheng/skjøterør-arrangement for et marint stigerør og en BOP-stabel med tynn boring, og hvor fig. 12A viser en forstørret skisse av den ringformede bane i skjøterøret som strekker seg omkring røropphengets påsettingssted for å danne en forbikopling, og hvor fig. 12B viser en perspektivskisse av skjøterøret med en ytre rørsløyfe for den ringformede bane; Fig. 13 og 14 er skjematiske illustrasjoner av ventiltre-installasjonsoperasjonene som omfatter fjerning av sikkerhetsventilen med trang boring fra brønnhodet, installasjon av et ventiltre med en oppadvendende BOP-adapter, og gjeninstallasjon av BOP med tynn boring på toppen av ventiltreet; Fig. 14A representerer en forstørret skisse av den ringformede bane gjennom ventiltreet, BOP-adapteren og utblåsningssikringen (BOPen) og regulering av banen med BOP-strupningsledningene og avstengningsledningene; Fig. 14B viser den ringformede bane fra brønnhodet gjennom
skjøterøret og inn i ventiltreet; Fig. 15 og 16 er skjematiske illustrasjoner hvor BOP-stabelen og BOP-adapteren er blitt fjernet fra toppen av ventiltreet og en ventiltre-plugg deretter er blitt montert i topprofilen av ventiltreet; Fig. 17 viser en konvensjonell (med standarddimensjoner) BOP-stabel og et marint stigerørsystem installert på topprofilen av ventiltreet via BOP-adapteren; og Fig. 18 illustrerer tilveiebringelsen av et konvensjonelt gjennomførings/intervensjons-stigerør festet til ventiltreets topprofil.
Figurene IA og IB illustrerer skjematisk et mulig rør-oppheng- og ventiltre-arrangement (henholdsvis TH-arrangement og XT-arrangement) for å oppfylle formålene som er beskrevet ovenfor. Fig. IA illustrerer et skjøterør til hvilket et konvensjonelt ventiltre XT er festet ved hjelp av en koplingsanordning C. Skjøterøret TS er festet til et brønn-hodehus WH. Den ytre profilen av det viste skjøterør TS er referert til som en 18 3/4 tommers spindel (betegnelsen 18 3/4 tommer (ca. 0,476 m) refererer til den nominelle boring i BOP-stabelen som normalt er tilknyttet denne profilen), men med en indre diameter på under 11 tommer (ca. 0,279 rn) eller 13 5/8 tommer (ca. 0,34 6 m} avhengig av den indre diameteren til sikkerhetsventilen (BOP) eller det marine stigerør. Et røroppheng TH er innført i den indre boring i skjøterøret TS, og røropphenget TH har et gjennomgående ringrør A, et produk-sjonsrør P og flere E- og H-åpninger eller rør. Koplingsanordningene 10 er illustrert skjematisk ved toppen av opphenget H. Fig. IB er et tverrsnitt (tatt langs linjene 1B-1B på fig. IA) av røropphenget TH på fig. IA, og viser at for et røroppheng TH med spesifiserte diametre for produksjonsboringen P og ringboringen A, kan bare noen få elektriske og hydrauliske boringer av forutbestemt diameter tilveiebringes. Fig. 2 viser skjematisk et annet arrangement som muligens kan oppfylle formålene med oppfinnelsen. Et skjøte-rør TS2 er anordnet, som omfatter en forbikopling ABP2 med ringformet boring med ventiler W2. Et røroppheng TH2 har en produksjonsboring P2 og elektriske og hydrauliske rør E2, H2. Disse rørene og boringene gjennom røropphenget kommuniserer med vertikale og horisontale koplingsanordninger 12, 14. Skjøterøret TS2 kan motta enten et konvensjonelt vertikalt ventiltre CXT eller et horisontalt ventiltre HXT. Fordelen med arrangementet på fig. 2 i forhold til det på fig. IA, er at det omfatter en ringformet forbikoplingsboring ABP2 i selve skjøterøret TS2 som gir plass til produksjonsboringen P2 og det økede antall E- og H-ledninger i røropphenget TH2 (sammenlignet med arrangementet på figurene IA, IB). Som nevnt ovenfor blir det antatt at den ytre diameter av TH2 er den samme som den for TH, det vil si under 11 tommer (ca. 0,279 m) eller 13 5/8 tommer (ca. 0,346 m) avhengig av dimensjonene på sikkerhetsventilen og det marine stigerør. Fig. 3 er en annen skjematisk illustrasjon som ligner den på fig. 2. Imidlertid er bare horisontale koplingsanordninger 16 for E- og H-kanalene tilveiebrakt. Et slikt arrangement er ufordelaktig ved at kontinuerlig vertikal kommunikasjon mellom fartøyet som installerer utstyret og elektriske og hydrauliske funksjoner nede i hullet ikke er gitt plass. Fig. 4 er en annen skjematisk illustrasjon av en mulig kombinasjon av et røroppheng TH4 og et konvensjonelt ventiltre med vertikal boring hvor et ventiltre XT4 er festet til et skjøterør TS4. Et konsentrisk røroppheng TH4 er anordnet i skjøterøret TS4 og har en eller flere ringformede boringer A4 og en produksjonsboring P4. En eller flere ventiler VA er anordnet i boringen eller boringene A4. Arrangementet på fig.
4 gir bare vertikal tilgang for styringene.
Figurene 5A og 5B viser skjematisk den foretrukne utførelsesform av et arrangement for å oppfylle de ovenfor nevnte formål. Arrangementene på figurene 5A og 5B for det beste arrangement av en CXT- og HXT-kombinasjon, hvor en ringformet forbikoplingsledning A5 med ventiler er anordnet i skjøterøret TS5, og med en produksjonsboring P5 og et øket antall E- og H-rør 18 anordnet i skjøterøret. I det foretrukne arrangement på fig. 5A er skjøterøret TS5 anordnet og utformet for gjennomføring av en borkrone på 8 1/2 tommer {ca. 0,216 m). Dets ytre topprofil bør være kompatibel med et standard 18 3/4 tommers (ca. 0,476 m) system for å motta et konvensjonelt dimensjonert CXT og en standard dimensjonert BOP, samt en BOP med trang boring. Ideelt bør det ha en boringsbeskyttelse og dens øvre indre profils (ID) diameter bør være i størrelsesorden 11 tommer (ca. 0,279 m) eller 13 5/8 tommer (ca. 0,346 m), avhengig av boringsdimensjonen til det minste utblåsningssikringssystem (BOP-system) som skal tilkoples. Ideelt opp til ni, men så mange som tolv til fjorten åpninger eller rør 18 med nominell diameter på 1,5 tommer (ca. 0,038 m) være anordnet i røropphenget TH5. Av disse åpningene kan noen være nødvendig for innretnings-formål, avhengig av den anvendte innretningsmetode.
Figurene 1 til 5 gir alternative røroppheng- og ventiltre-kombinasjoner (TH- og XT-kombinasjoner) som er undersøkt med hensyn til deres evne til å oppfylle de ovenfor angitte formål.
Arrangementet på figurene 5A og 5B gir visse fordeler vedrørende de spesielt ønskede formål. Den ringformede kommunikasjonsbane eller passasje A5 blir dirigert via røropphengets TS5 legeme og passerer "rundt" istedenfor "gjennom" røropphenget, som tilfellet er på figurene IA, IB og 4. Med andre ord er det tilveiebrakt en passasje rundt den forseglede påsettingsposisjon mellom skjøterøret TS5 og røropphenget TH5. Dette trekket gir mer plass til å romme et forholdsvis stort antall E- og H-ledninger. Som med det horisontale trearrangement (HXT) er den ringformede passasje A5, uansett om den er integrert med skjøterørlegemet eller festet til dette på en eller annen måte, vanligvis utstyrt med en eller flere ventiler VA5, VA6 for å muliggjøre fjern-isolasjon/tetning, av den ringformede strømningsbane. Mens et konvensjonelt ventiltre/kompletterings-system med "vertikal dobbelboring" (VDB) krever at en kabelplugg installeres i den ringformede boring i det konvensjonelle røroppheng (eller omkring dette) for å forsegle dette, oppnås det, ved å tilveiebringe en ventilutstyrt ringformet forbikoplingsåpning, besparelser i tid og penger i forbindelse med installasjon/opphenting av en slik plugg. Siden ventilene VA5, VA6 på fig. 5A fortrinnsvis (men ikke begrenset til) er port-ventiler, blir påliteligheten til den ringformede trykk-barriere også forbedret med arrangementet på fig. 5A sammenlignet med en kabelplugg. Det skal også bemerkes at den ringformede forbikoplingsledning A5 er anordnet som en del av en skjøterørenhet TS5 og ikke i legemet til ventiltreet som tilfellet vil være for HXTer.
Skjøterørene (TS) også kalt rørhoder, gir både fordeler og ulemper. Noen av de vanligste kjennetegn i forbindelse med skjøterør, innbefatter: (1) tilveiebringer "rene" tilpasninger av et røroppheng
(TH) ,
(2) reduserer oppstablingstoleranser til "maskin-toleranser", (3) kan utstyres med en orienteringsanordning for derved å minimalisere det rotasjonsmessige TH-toleranseområdet og eventuelt fjerne behovet for å modifisere BOP-stabler slik at de kan orientere skjøterøret TH (noe som vanligvis er nød-vendig for konvensjonelle VDB-systemer, systemer med vertikal dobbelboring), (4) kan omfatte strømningslednings/navlelednings-tilpasningsanordinger og parkeringsfasiliteter, (5) representerer en ytterligere kapitalkostnad sammenlignet med både CXT-systemer (hvor TH er direkte påsatt brønnhodet) og HXT-systemer (TH påsatt i legemet til HXT), (6) kan kreve en ekstra opphenting (dvs. installasjon av TS) sammenlignet med CXT- og HXT-systemer, og (7) krever at BOP blir fjernet fra brønnhodet slik at TS kan installeres på brønnhodet, og at BOP deretter blir påsatt TS, og slik at den nedhullskomplettering/TH deretter kan installeres.
Selv om den ovennevnte liste på ingen måte er fullstendig, viser den fordeler og ulemper ved et skjøterør/rør-oppheng (TS/TH)-arrangement sammenlignet med CXT-systemer og HXT-systemer. De siste ventiltre-karakteristikkene (5, 6, 7), representerer ulemper ved en TS-komplettering, spesielt fordi HXT-systemer gir flesteparten av fordelene med et skjøterør uten mesteparten av dets ulemper. Likevel oppveier de fordeler som tilveiebringes ved utformingen på figurene 5A, 5B de ovenfor angitte ulemper, spesielt siden virkningen av ulempene blir avhjulpet ved utformingen i henhold til oppfinnelsen.
Den viktig fordel ved arrangementet på figurene 5A og 5B er muligheten til å føre et meget stort antall E- og H-ledninger 18 gjennom røropphenget TH5 mens det kreves bare en meget liten undersjøisk boring for BOP og det marine stige-rør. F.eks. kan det tilveiebringes et røroppheng TH5 som er i stand til å henge opp et 4 1/2 tommers (ca. 0,114 m) produk-sjonsrør og gi omkring 10 (totalt) E- og H-passasjer 18 med 1 1/2 tommers (ca. 0,038 m) diameter gjennom en BOP-stabel med boring omkring 11 tommer (ca. 0,279 m) og et tilordnet marint stigerør med trang boring (12 tommer (ca. 0,305 m) ID) .
Et HXT-røropphengsystem med tilsvarende egenskaper ville sannsynligvis kreve en nominell boring i BOP på 13 5/8 tommer (ca. 0,34 6 m) og en boring i stigerøret med indre diameter omtrent 14 tommer (ca. 0,356 m). Tverrsnittsarealet til et marint stigerør med en boring på 19 tommer (ca. 0,483 m)
(typisk benyttet med BOP-stabler med boring på 18 3/4 tommers (ca. 0,476 m) boring) er 283,5 kvadrattommer (ca. 0,183 m<2>). Tverrsnittsarealene for 14 tommers (ca. 0,356 m) og 12 tommers (ca. 0,305 m) stigerør er henholdsvis 153,9 kvadrattommer (ca. 0, 099 m<2>) og 113,1 kvadrattommer (ca. 0, 073 m2) . Volumet av fluider som er nødvendige for å fylle disse stige-rørene er henholdsvis 100%, 54,3% og 39,9% ved å bruke stige-røret på 19 tommer (ca. 0,483 m) som utgangspunkt. Fluid-besparelser fører til direkte kostnadsbesparelser og indirekte besparelser i forbindelse med redusert lagrings-behov, pumpebehov, osv. Videre blir variabel "dekkslast" forbedret siden mindre stigerør, mindre fluid, mindre fluid-lagre, osv., alle veier mindre. Et stigerør med 12 tommer (ca. 0,305 m) boring krever bare 73,5% så meget fluidvolum som et 14 tommers (ca. 0,356 m) stigerør (en betydelig fordel for systemet ifølge oppfinnelsen, også sammenlignet med HXT-systemer med redusert boring). Ettersom vanndybden for under-
sjøiske kompletteringer øker, blir temaet med variabel dekkslast stadig viktigere.
Arrangementet på figurene 5A og 5B har egenskapene til et konvensjonelt ventiltre-kompletteringssystem og et HXT-kompletteringssystem (system med horisontalt ventiltre). Det er en blanding av egenskapene til et CXT og et HXT tilkoplet et brønnhode, men det ligner mest et CXT med et skjøterør.
En annen betydelig fordel ved det undersjøiske kompletteringssystemet med tynt rør på figurene 5A og 5B er den måte E- og H-ledningene 18 blir håndtert på. På området undersjøisk brønnkomplettering/intervensjon er det vanlig kjent at når (spesielt) elektriske ledninger må installeres i et borehull, er den vanligste feilen at kablene og/eller endeavslutningene blir skadet under installasjonsprosessen. Det er derfor meget ønskelig at elektrisk kretskontinuitet overvåkes under installasjonsaktiviteten (dvs. fra det tidspunkt da den elektriske nedhullskomponent blir sammenføyd med kompletteringsstrengen og til det tidspunkt da TH blir påsatt og testet) . Selv om det har vært mange tilfeller hvor et elektrisk nedhullsproblem er blitt oppdaget (dvs. tapt kommunikasjon med en nedhulls trykk- og temperaturmåler), er disse ganske enkelt blitt oversett (dvs. ikke ansett å være verdt omkostningene med å trekke opp kompletteringen for å erstatte den skadede komponenten). Dette vil sannsynligvis ikke være akseptabel praksis der hvor "smartbrønn"-komponenter er integrert med kompletteringen, siden det er involvert for mange penger og potensiell brønnproduktivitet. Det er derfor viktig at elektrisk kontinuitet kan overvåkes under den avsluttende installasjonsprosessen.
Den tradisjonelt anvendte og mest effektive fremgangs-måte for å overvåke funksjoner nede i borehullet under den avsluttende installasjonsprosess, har vært å dirigere linjer fra hver nedhullskomponent gjennom en rekke grensesnittanord-ninger hele veien tilbake til overflaten. Ved systemet ifølge oppfinnelsen, som er typisk for CXT-systemer angående elektriske ledninger, blir ledninger ført fra nedhullskomponentene langs produksjonsrøret (fastspent til dette) og avsluttet i bunnen av TH. Ledningene blir ført gjennom TH og er utstyrt med "våtanordninger" som kan overføre kraft og datasignaler for tilpasningsanordningen for TH/TH-påsettingsanordningen (THRT) under TH-installasjonen og beslektede monteringstrinn, og over TH/ventiltre-grensesnittanordningen under produk-sjons- og intervensjonsmodi, osv. Fra bunnflaten av THRT blir de elektriske ledninger typisk ført gjennom en rekke komponenter (eventuelt gjennom stempler og/eller ringformede BOP-tetningsrør, anordninger for nødfrakopling (EDC) av et under-sjøisk testtre (SSTT), E/H-reguleringsmodul osv.) inntil de til slutt blir kombinert i en ledningsbunn (E og H) som typisk kalles en navlestreng. Navlestrengen kan hensiktsmes-sig spoles inn eller ut for gjenbruk i en rekke anvendelser.
Etter at TH er blitt installert og testet, er et kompletteringsscenario i forbindelse med oppfinnelsen (et som typisk benyttes på området) opphenting av påsettingsstrengen (LS, dvs. THRT på "opp", fråkopling og opphenting av BOP-stabelen) stigerøret, og installering av ventiltreet ved vanligvis å benytte et gjennomførings/intervensjons-stigerør-system. Ventiltreet bringes i inngrep med de samme E- og H-styreledningskoplingene (som kan våttilkoples) ved toppen av TH som tidligere er tilpasset ved hjelp av THRT. Det er en spesiell egenskap ved systemet ifølge oppfinnelsen at THRT bare må frigjøres fra TH og LS må løftes opp til like over BOP-stabelen, og BOP-stabelen må bare flyttes en tilstrekkelig lateral avstand fra brønnhodet for å lette installasjon av ventiltreet på TS. Spesielt kan XT senkes med en uavhengig heiseenhet og installeres på brønnhodet ved å bruke en kabel-eller rør-streng med ROV-hjelp eller lignende, eller ventiltreet kan på forhånd ha blitt "parkert" ved en lateralt anbrakt havbunnsposisjon for tilførsel på brønnhodet ved å bruke LS og/eller f.eks. BOP-stabelen/stigerøret.
Prosedyren for installasjon av et HXT er forskjellig fra den som ofte foretrekkes, ved at ingen navlestreng benyttes som en del av TH-nedsettingsprosessen. Under en HXT-installasjon blir SCSSV(ene) typisk låst opp før utsetting av TH, en rent mekanisk eller "omgivelsestrykk"-drevet (eventuelt "trinnstyrt") THRT/TH blir anvendt, og ingen kommunikasjon med komponenter nede i borehullet blir tilveiebrakt. Når TH er blitt brakt i inngrep med (og vanligvis låst til) boringen i HXT, blir elektrisk og hydraulisk kommunikasjon mellom overflaten og borehullet opprettet via HXT ved å bruke en navlestreng som løper utenfor det marine stigerøret. Et fjernstyrt fartøy (ROV) blir vanligvis brukt til å bringe de forskjellige koplingsanordninger i inngrep med hverandre i radial retning (ikke vertikalretningen) på TH fra HXT-legemet (horisontalplanbevegelse). Når leverandøren også benytter "vinklede" tilkoplingsanordninger for de hydrauliske ledninger (f.eks. mellom en avskrådd nedre overflate av TH og en skulder i HXT-boringen) som er i passivt inngrep som en del av TH-påsettings/låseoperasjonen.
Det er den hovedsakelige horisontale/radiale orientering av koplingsanordningene for spesielt de elektriske ledningene som er typiske for et HXT-system, som har en tendens til å drive opp den nødvendige diameter i det tilknyttede røropp-heng, og dermed den nødvendige boringsdimensjon for den tilknyttede BOP-stabel og det marine stigerør som brukes til å passere dette. Det er selvsagt tenkelig at en ny utforming av HXT og/eller (de elektriske våttilkoplingsanordningene) styretilkoplingsanordningene kan utvikles som muliggjør en HXTTH-dimensjonsreduksjon (dvs. flere kontaktkoplingsanord-ninger, eller noe annet enn et horisontalt arrangement, eller begge deler, osv.}, bortsett fra HXTer for naturlige drifts-brønner som i det minste er blitt brukt til "sideåpning" av styregrensesnittene mellom TH og HXT-legemet for å unngå kompleksitet.
VDB TH-skjemaet på fig. 6 viser et konvensjonelt rør-oppheng TH6 for et VDB-kompletteringssystem. Det viser en produksjonsboring P og en ringboring A, og viser at E- og H-ledningene 18 blir ført på en hovedsakelig vertikal måte fra toppen til bunnen av røropphenget TH6. En hydraulisk koplingsanordning 20 og en elektrisk koplingsanordning 22 er vist skjematisk. HXT TH-skjemaet på fig. 7 illustrerer et røroppheng TH7 for et HXT hvor den vertikale tilpasnings-anordning for de elektriske og hydrauliske ledninger 18' ved bunnen av TH og de hovedsakelig horisontale eller radiale koplingsanordninger 20', 22', er tilkoplet ved siden av TH. Hvis det er ønskelig å romme overvåkning av den elektriske kontinuitet til utstyr nede i borehullet gjennom installasjonsprosessen som diskutert ovenfor, er det nødvendig å ha dobbelte fjernstyrbare E- og H-styregrenseflater for et HXT-system: et som "vender oppover" for inngrep med THRT, og et som "vender sideveis" eller radialt for inngrep med lednings-overføringsanordningene for HXT-legemet. Fig. 8 viser et slikt arrangement med vertikale og radiale koplingsanordninger 20"V, 20"H for en elektrisk ledningskopling og vertikale og radiale hydrauliske koplingsanordninger 22"V, 22"H som er vist skjematisk. Arrangementet på fig. 8 gjør systemet mer komplekst og øker sterkt risikoen for svikt. Videre må et ledningstilgangspunkt {vertikalt eller horisontalt) positivt deaktiveres hver gang det alternative tilgangspunkt (horisontalt eller vertikalt) er aktivt. Det er opplagt også betydelige overveielser med hensyn til kostnader og pakking i forbindelse med HXT-systemet når det skal forbedres for å tilveiebringe alle ønskede trekk. HXT TH8 som er skjematisk illustrert på fig. 8 og som har både vertikale og horisontale tilkoplinger, er typisk for et system som er tilveiebrakt for undersjøisk anvendelse i Middelhavet.
Det oppstår et spørsmål om hvorfor E- og H-rørene må komme ut sideveis for et HXT-system. Hvorfor kan ikke grense-snittet for styringene være anordnet bare på toppen av TH for tilkopling av både THRT- og HXT-ventiltre-pluggen? Et slikt arrangement har vært brukt for elektriske neddykkbare pumpe-anvendelser (ESP-anvendelser) der hvor brønnene har util-strekkelig energi til å produsere av seg selv. Begrensningene for "naturlig drevne" brønnanvendelser har å gjøre med (1) antallet testede trykkbarrierer som må være på plass før BOP-stabelen kan fjernes fra toppen av HXT, og (2) evnen til å tilveiebringe tilstrekkelig brønnregulering i det tilfellet hvor trykket innfanges under en HXT-ventiltre-plugg. Til nå har HXTer som er brukt på naturlig drevne brønner, vanligvis krevd ventiltre-plugger som kan installeres og fjernes gjennom boringen i BOP-stabelen. HXT-brønner forsynt med elektrisk neddykkbar pumpe (ESP) som ikke kan produsere uten kunstig løft, er blitt akseptert med en "ytre" ventiltre-plugg (som også letter gjennomføring av E- og H-ledninger mellom det TH- og HXT-monterte reguleringssystem). Stor kompleksitet (antall funksjoner, orientering, lekkbaner, osv.) og risiko vil bli tilføyd hvis en "indre" ventiltre-plugg også var nødvendig for å lede E- og H-styringene. I virkeligheten vil det sannsynligvis være nødvendig med to plugger, en som kan installeres gjennom BOP; en annen for å dirigere reguleringsfunksjonene over til HXT. Rørene mellom den ytre trekappe og HXT ville også være begrenset med hensyn til den vanndybde de kan operere på hvis de antas å være fleksible slanger. Ledninger som er eksponert for et ytre sjøvannstrykk har en begrenset "sammenklappingsmotstand".
Det faktum at HXTer som brukes på naturlig drevne brønner, for tiden krever en indre (innsatt gjennom BOP) ventiltre-plugg øker videre dimensjonene til HXT-systemene. Dette er fordi ventiltre-pluggen må ha en påsettingsskulder, tetningsboringer, låseprofiler, osv., som alle vanligvis er større enn diameteren til det TH som den til slutt vil være anbrakt over.
Tynnboringssystemet ifølge oppfinnelsen må derimot ikke føre noe større enn TH, THRT og påsettingsstrengen (LS) gjennom den undersjøiske BOP-stabelen. En mer eller mindre konvensjonell VDB eller alternativt et ventiltre med en boring (som begge her er kalt konvensjonelle ventiltrær, CXT) kan være installert på toppen av "tynnboringen" TS/TH i likhet med den på figurene 5A, 5B fordi profilen til skjøte-røret med "tynn boring" er en konvensjonell konfigurasjon med diameter 18 3/4 tommer (ca. 0,476 m). En tilknyttet ventiltre-plugg for CXT kan være ROV-påsatt, noe som sparer en tur mellom overflaten og det undersjøiske ventiltreet, som normalt er nødvendig for CXT-systemer. Noen fordeler ved å bruke et undersjøisk kompletteringsarrangement som ikke omfatter et HXT-tre vedrører forholdsvis mindre størrelse og lavere vekt. Disse fordelene er viktige ved utsetting fra visse dypvannsrigger. Dessuten kan CXTer "interveneres" ved å bruke enklere verktøypakker utsatt fra mindre kostbare fartøyer.
I forbindelse med den permanent installerte maskinvare (TS, TH, XT, osv.) med det tynnborede kompletteringssystemet ifølge oppfinnelsen som er skjematisk illustrert på figurene 5A, 5B er en rekke verktøy som gjør installasjonen og etter-følgende tilkopling effektiv. Installasjonssekvensen på figurene 9 til 18 illustrerer kompletterings/intervensjons-systemer og flytting av verktøy og fremgangsmåter for disse aktivitetene. Fig. 9 viser et konvensjonelt brønnhodesystem 100 som omfatter et høytrykksbrønnhodehus 102 og et tilhørende ledningshus og brønnleder 104 installert ved den undersjøiske slamlinjen 106. De indre komponentene i systemet 100 som omfatter foringsrøroppheng/foringsstrenger og tetnings-anordninger, osv., (ikke vist), er konvensjonelle i forbindelse med undersjøiske brønnhodesystemer. Fig. 10 viser et skjøterør TS10 (også kjent som et "rør-hode"), festet på toppen av det høytrykks brønnhodehus 102 ved hjelp av en koplingsanordning Cl. Koplingsanordningen Cl er fortrinnsvis en hydraulisk brønnhodekopling som oppretter en tetning og låser tilkoplingsanordningen på skjøterøret TS10 til brønnhodehuset 102. Ytre festemidler kan brukes istedenfor koplingen Cl. Skjøterøret CS10 oppviser en oppadvendende profil som typisk, men ikke nødvendigvis, stemmer overens med profilen på brønnhodehuset 102. Skjøterøret TS10 er konstruert i henhold til det arrangement som er vist på figurene 5A og 5B. Det inneholder indre profiler og strømningsbaner som blir diskutert nedenfor. Fig. 11 viser en BOP-stabel 120 med tynn boring som er påsatt, låst og tettet (ved hjelp av en hydraulisk kopling C2) på toppen av skjøterøret TS10 på fig. 10. Tynn boring betyr i denne forbindelse at den indre diameter av BOP er omkring 13 5/8 tommer (ca. 0,346 m). Koplingen C2 er anordnet og utformet for å forbinde BOP-stabelen med en nominell tynn boring på 13 5/8 tommer (ca. 0,346 m) til den (typiske) nominelle 18 3/4 tommers (ca. 0,476 m) ytre profil av skjøterøret (TS10). Formålet med BOP-stabelen 120 er primært å tilveiebringe mulighet for brønnregulering lokalt til komponentene i brønnhodesystemet. En integrert, men uavhengig avtagbar del av BOP-stabelen med tynn boring, er den nedre marine stige-rørpakken (LMRP) 122. Den sørger for hurtig frigjøring av det marine stigerør 124 fra BOP-stabelen 120 i et nødstilfelle, slik som tilfellet vil være hvis overflatefartøyet som det marine stigerøret er forbundet med, uventet skulle bevege seg bort fra den vanlige posisjonen. Inne i LMRP 122 er en "fleksibel forbindelse" 123 som avlaster bøyebelastninger på stigerøret og overgangsvinkelen i forbindelse med tilkop-lingen av det marine stigerør 124 til den betydelig stivere LMRP 122 og BOP-stabelens 120 komponenter. LMRP 122 inneholder også ekstra styremoduler, strupe- og avstengnings-ledningsavslutninger og vanligvis en ekstra ringformet sikkerhetsventil mot utblåsning. Ved å hente opp LMRP 122 kan en hvilken som helst av disse gjenstandene repareres eller erstattes hvis behovet skulle oppstå, uten at det er nødvendig å forstyrre BOP-stabelen 120. Denne egenskapen er viktig fordi BOP-stabelen kan være nødvendig for å opprett-holde styring over brønnen.
Selve det marine stigerøret 124 er den komponent i systemet som gjør det mulig å senke BOP-stabelen 120 og hente den opp fra det høytrykks brønnhodehus 102 (under boring) og skjøterøret TS10 ved havbunnen 106. Det er imidlertid også den ledning som bore- og kompletteringsfluider blir sirkulert gjennom, og gjennom hvilken alle brønnverktøy blir utsatt. Den indre diameter av det marine stigerør bestemmer i betydelig grad (spesielt på dypt vann) det volum med fluider som må håndteres av det tilhørende utsettingsfartøy, og bestemmer også den maksimale dimensjon av eventuelle elementer som kan passere gjennom stigerøret. Den indre diameter av stigerøret 124, den nedre marine stigerørpakningen 122 og BOP-stabelen 120 må være tilstrekkelig til å slippe gjennom utstyret og verktøyet som skal føres inn i boringen i skjøterøret TS10 som er utformet i likhet med skjøterøret TS5 på figurene 5A og 5B. Den lille indre boringsdiameter i skjøterøret TS10, som er gjort mulig med arrangementet av et røroppheng som har en produksjonsboring (men ingen ringboring) og et øket antall E- og H-ledninger, bestemmer den minste dimensjon som kan godtas for den indre diameter av BOP-stabelen 120 og den nedre marine stigerørpakning 122 og det marine stigerør 124. Det blir foretrukket at røropphenget TH12 (se fig. 12 og fig. 12A) har en maksimal ytre diameter på litt mindre enn 11 tommer (ca. 0,279 m), og at den indre boring i BOP-stabelen 120 og LMRP 122 er litt større, f.eks. i overkant av 11 tommer (ca. 0,27 9 m), for å kunne slippe gjennom røropphenget TH12. Den indre diameter av det marine kompletteringsstigerør 124 er fortrinnsvis omkring 12 tommer (ca. 0, 305 m) .
For et litt større system kan røropphenget TH12 alternativt ha en maksimal ytre diameter på litt mindre enn 13 5/8 tommer (ca. 0,346 m), hvor den interne boring i BOP-stabelen 120 og LMRP har en litt større dimensjon, i overkant av 13 5/8 tommer (ca. 0,346 m), og med den indre diameter av det marine stigerør 124 omkring 14 tommer (ca. 0,356 m).
Fig. 12 viser et tverrsnitt gjennom anordningen på fig.
11. Fig. 12A viser et forstørret utsnitt av fig. 12. På figurene 12A og 12B er røropphenget TH12 blitt påsatt, låst og tettet til boringen i skjøterøret TS10. Arrangementet av røroppheng/skjøterør TH12/TS10 er lik det for TH5/TS5 på de skjematiske illustrasjoner på figurene 5A, 5B. Orienteringen av røropphenget TH12 inne i skjøterøret TS10 blir oppnådd passivt ved inngrep mellom et røroppheng med en integrert kile og et skjøterør med fast kant/vertikal sliss (ikke vist). Alternativt er passive innrettingsarrangementer også kjent for fagfolk på området. For det arrangementet som er vist på fig. 12A er kilen fortrinnsvis anbrakt under røropp-hengets TH12 påsettingsskulder, men en annen posisjon for en slik kile kan vaere tilveiebrakt. Fig. 12 og det forstørrede parti på fig. 12A viser videre en ringformet bane eller passasje A12 som muliggjør kommunikasjon av fluider omkring røropphenget TH12 (dvs. fra oversiden til undersiden av det tettede påsettingssted for TH12/TS 10 og omvendt). Denne forbikoplingsbanen A12 er utstyrt med en fjernstyrt ventil V12 som muliggjør fjernstyrt lukning av passasjen A12 når det er ønskelig, uten at det er nødvendig med en tilknyttet kabeloperasjon. Fig. 12A viser tydeligst kompletterings- og påsettings-strengen LS som er ført opp til toppen av røropp-henget TH12. Påsettingsstrengen LS er typisk definert som alt over røropphenget TH12, som illustrert på fig. 12.
Som vist på fig. 12 er det undersjøiske testtreet SSTT med tilhørende nødfrakoplingslås EDCL (om nødvendig) posisjo-nert over det laveste stempelet 128 i BOP-stabelen 120 og under blind/skjaer-stempelet 130 i BOP. Et slikt arrangement er konvensjonelt. Ved å lukke det nedre stempel 128 på rør-seksjonen mellom røropphengets bevegelsesverktøy THRT og det undersjøiske testtreet, SSTT, kan brønnringrommet aksesseres via en åpning A12 ved å bruke strømningsbanene 132 i strupe-og avstengningssystemet i BOP-stabelen. Kommunikasjonsbanen er illustrert ved piler AP på fig. 12A. Alle disse system-kjennetegnene samvirker for å muliggjøre bruk av en enkel, rørbasert, tynnboret påsettingsstreng LS med en boring og et røroppheng TH12 med meget liten ytre diameter (OD). Fig. 12B er en perspektivskisse av skjøterøret TS10 som viser at den ringformede bane A12 kan omfatte en ytre rør-sløyfe A12' som et alternativ til den indre ledning som er illustrert på fig. 5A. Den ringformede forbikoplingsledningen kan også befinne seg fullstendig inne i enten en fast boltet blokk eller en blokk med flenser som er festet til siden av sir -i ott o r o\ rot- TRI f). Vpnti 1 An VI? kan uaprp fiprnstvrt . Fig. 13 illustrerer tilstanden til det undersjøiske systemet med den tynnborede BOP-stabelen 120/122 fjernet fra skjøterøret TS10 (med bunnen av påsettingsstrengen LS opp-hengt i dette) og sideforskjøvet en forholdsvis kort avstand fra toppen av skjøterøret TS10. Fig. 13 viser også at et undersjøiske ventiltre 150 og en BOP-adapter 152 er blitt installert istedenfor BOP 120 med kopling C3 som fester ventiltreet 150 til skjøterøret TS10. Koplingen C3 forbinder ventiltreet 150 med den typisk utformede profilen med dimensjon 18 3/4 tommer (ca. 0,476 m) av skjøterøret TS10. Ventiltreet 150 kan være påsatt skjøterøret TS10 ved hjelp av en kabel i samvirke med et ROV, eller på borerør eller produksjonsrør, eller også ved å bruke BOP-stabelen 120 og/eller påsettingsstrengen LS selv som transportanordninger. Legg merke til at for det tilfellet hvor en konvensjonelt dimensjonert BOP-stabel blir brukt istedenfor det tynnborede systemet, er det også tenkelig at BOP-stabelen kan "parkeres" på toppen av et passende havbunnsanlegg (typisk en forhånds-innsatt anordning eller et annet brønnhodearrangement) og LMRP brukt som transportverktøy. Fig. 13 visere videre en BOP-adapter 152 som er fjern-bart festet til toppen av det konvensjonelle ventiltreet 150, fortrinnsvis montert på toppen av ventiltreet 150 mens det var på fartøyet forut for utsettingen. Formålet med dette er å tilpasse den øvre profil 300 av et ellers konvensjonelt ventiltre (f.eks. et klemnav på 13 5/8 tommer (ca. 0,346 m) eller en lignende profil sammenlignet med en vanlig topp-tilkopling på 18 3/4 tommer (ca. 0,476 m)) for en tilpas-ningsanordning 302 med den større koplingen C2, typisk 18 3/4 tommer (ca. 0,476 m), på bunnen av den tynnborede BOP-stabelen 120, eller BOP-stabelens LMRP 122 (med koplingen C2', f.eks.) eller en standard BOP-stabel 160 eller dens LMRP 170 (se fig. 17). BOP-adapteren 152 har med andre ord en bunnprofil med en typisk nominell utforming på 13 5/8 tommer (ca. 0,34 6 m), og en topprofil 302 med nominell utforming på 18 3/4 tommer (ca. 0,476 m). Fig. 13 illustrerer den tynnborede BOP-stabelen 120 før den tilkoples det konvensjonelle ventiltreet 150 ved hjelp av BOP-adapteren 152. BOP-adapteren 152 har en indre profil som passer sammen med den øvre, indre profil av røropphenget TH12 slik at røropphengets kjøreverktøy THRT på påsettingsstrengen LS kan brukes til å "tilbakebinde" produksjonsboringen i ventiltreet 150. Med andre ord omfatter den indre profilen i BOP-adapteren 152 en sentral produksjonsboring og i det minste flere "falske" E- og H-mottak som stemmer overens med de i røropphenget, og omfatter også en ringformet passasje. BOP-adapteren 152 er anordnet og utformet for å tilveiebringe alle de nødvendige tilpasninger/føringer, slik som en gjeninnføringstrakt uten føringsliner (GLL), om nødvendig (ikke vist). Fig. 14 og de forstørrede utsnitt på figurene 14A, 14B viser den tynnborede BOP-stabelen 120 og påsettingsstrengen LS etter inngrep av koplingen C2 på toppen av BOP-adapteren 152 og derved til gjeninnføringstrakten 151 med dimensjon 13 5/8 tommer (ca. 0,346 m) på ventiltreet 150. Det fysiske forhold mellom påsettingsstrengens LS komponenter og BOP-stabelen 120 er identiske med disse forholdene på fig. 12 (orientering, elevasjon, osv.). Regulering av den ringformede boringen skjer ved hjelp av strupe- og avstengningsledninger 132 i BOP-stabelen 120 via den ringformede åpningen A12 på fig. 12A og på figurene 14 og 14B. Legg merke til at for det scenarium hvor en konvensjonelt dimensjonert LMRP 170 er tilpasset BOP-adapteren 152, vil det måtte tilveiebringes mottak og passende kanaler for strupe- og avstengningsledningene. BOP-adapteren 152 muliggjør et slikt identisk fysisk arrangement sammen med forskjellige andre fordeler. Disse fordelene er angitt nedenfor.
(1) BOP-stabelen 120 og påsettingsstrengen LS behøver ikke tas opp til overflaten for å muliggjøre
utsetting/installasjon av treet 150, som vist på fig. 13. Denne fordelen representerer betydelige kostnadsbesparelser
på grunn av den innsparte "triptid" (sannsynligvis > $1 million fot/vanndybde). (2) Fordi BOP-adapteren 152 befinner seg mellom toppen av ventiltreet 150 og bunnen av BOP-koplingen C2 (eller LMRP-koplingen C2'), må pakningen ved ventiltreets 150 øvre profil ikke modifiseres for å romme den større koplingen for en 18 3/4 tommer (ca. 0,476 m) BOP-stabel eller LMRP for å oppnå fordelen ved å eliminere en opphenting av BOP-stabel 120 for å muliggjøre installasjon av ventiltreet 150. (3) Intet spesielt kompletteringsstigerør er nødvendig for å installere eller intervenere ventiltreet 150. En slik konvensjonell løsning kan likevel benyttes til installasjon eller eventuell etterfølgende" intervensjon eller en opp-hentings øvelse ved en enkel foregående bruk av BOP-adapteren 152. Ventiltreets vanlige topprofil vil med andre ord ikke bli endret. (4) Vanlig (lettvekts) produksjonsrør/foringsrør kan brukes til å utsette røropphenget TH12, fordi påsettings-strengen LS ikke nødvendigvis må benyttes utenfor det tynnborede marine stigerør 124 (eller et konvensjonelt marint stigerør). Dette resulterer i en fordel bestående av at røropphenget TH12 kan installeres ved hjelp av "hivkompensa-sjon" på dypt vann, siden den lettere påsettingsstrengen ikke vil overskride kapasiteten til typiske kompensatorer (mens de fleste utpekte stigerør-påsettingsstreng-utforminger vil). (5) En og samme BOP-adapter 152 kan benyttes til å lette tilpasningen med en konvensjonell (typisk 18 3/4 tommer (ca. 0,476 m)) BOP-stabel og/eller LMRP, hvis en tynnboret BOP-stabel 120 ikke er tilgjengelig. Dette medfører at det er tilveiebrakt en tilstrekkelig sterk bunnkopling/XT-topprofil-kopling. Fig. 15 viser tilstanden til den undersjøiske brønnen etter at påsettingsstrengen LS, BOP-stabelen 120, det marine stigerør 125 og BOP-adapteren 152 er blitt hentet opp fra toppen av ventiltreet 150. BOP-adapteren 152 blir hentet opp under den samme opphentingsturen som ved fjerning av BOP-stabelen 120 for å spare en tur. Det er derfor ikke nødvendig med noen spesiell opphentingstur (eller verktøy) for BOP-adapteren 152. Den er allerede montert på ventiltreet 150, likevel kan den hentes opp samtidig som BOP-stabelen 120 eller 160 (se fig. 17 og diskusjonen nedenfor) og etterlate ventiltreet 150 tilkoplet skjøterøret TS10. Opphenting av ventiltreet 150 ifølge en løsning, er ganske enkelt det omvendte av installasjonsprosessen. BOP-adapteren 152 kan festes til bunnen av en passende BOP-stabel 120 eller LMRP 122, og BOP-adapteren 152 kan deretter forbindes med ventiltreet 150. Etter at passende trykkbarrierer er blitt opprettet i borehullet, kan ventiltreet 50 tas opp. En rekke andre midler kan også anvendes for å sikre brønnen og hente opp ventiltreet (innbefattet bruk av et konvensjonelt kompletterings/intervensjons-stigerørsystem). Fig. 16 viser en ventiltre-plugg 158 montert på toppen av ventiltreets 150 gjeninnføringsprofil 300 som en konvensjonell, ekstra barriere til ventiltreets ventiler og som en "kritisk overflate"-beskytter. Fig. 17 er hovedsakelig lik fig. 14, med den betydelige forskjell at BOP-stabelen 160 er vist som en konvensjonell dypvannsversjon med nominell dimensjon 18 3/4 tommer (ca. 0,476 m). BOP-adapteren 152 er forbundet med den større BOP-stabel 160 via koplingen C4 som er festet til profilen med dimensjon 18 3/4 tommer (ca. 0,476 m) ved toppen av adapteren. Spesielt tilveiebringer BOP-adapteren 152 en felles topprofil for tilkopling av både trangborede og konvensjonelle BOP-stabler. Fig. 18 er et alternativt arrangement for ventiltreet 150 som er festet til et tranboret skjøterør/røroppheng TS10/TH12 uten at BOP-adapteren er festet til dette for tilpasning med et tradisjonelt kompletterings/intervensjons-stigerør for bruk til sjøs. Et ventiltre-kjøreverktøy TRT fester en nedre gjennomgangsstigerør-pakning (LWRP) og nød-frakoplings-pakning EDP til ventiltreet 150. På grunn av den
fleksibilitet som tilveiebringes ved hjelp av BOP-adapteren, er det få begrensninger med hensyn til mulige intervensjoner.
Det følgende er en oppsummering av fordelaktige trekk ved kompletteringssystemet med tynn boring: (1) Arrangementet av et skjøterør/røroppheng TS5/TH5 på figurene 5A og 5B muliggjør bruk av en BOP 120 og et marint stigerør 124, begge med tynn boring, for å minimalisere behovene for stigerørfluid. Følgelig kreves det mindre fluid-volumer, noe som resulterer i mindre lagerplass, mindre vekt som skal håndteres, mer tilgjengelig plass på fartøysdekket og lastekapasitet for andre behov. Alternativt gir det mulighet til å redusere nødvendig fartøystørrelse for utførelse av ønskede operasjoner, osv., alt dette bidrar til å senke felt-operatørens kostnader. (2) Røroppheng/skjøterør-arrangementet (TH5/TS5-arrangementet) ifølge oppfinnelsen rommer et forholdsvis stort antall elektriske (E) og hydrauliske (H) styreledninger gjennom et røroppheng med meget liten diameter, noe som igjen stemmer med begrensningene i form av den lille diameteren til stigerørsystemet. Det forholdsvis store antall ledninger tilfredsstiller både aktuelle og fremtidige (utvidede) behov i forbindelse med "smartbrønner". (3) På grunn av den vertikale orientering av styre-ledningene 18 i røropphenget TH5, kan funksjoner nede i borehullet overvåkes med hensyn på integritet under installasjonsprosessen. Dette arrangementet gjør det mulig å rette eventuelle skaderelaterte feil hurtig og effektivt så snart de inntreffer, noe som er et krav i forbindelse med "smart-brønn"-anvendelser. Fordi ventiltreet 150 er installert på toppen av røropphenget TH12 etter dets montering i skjøte-røret TS10, kan de samme styregrensesnittanordninger som brukes under monteringsoperasjonen av røropphenget, benyttes i forbindelse med produksjon. Følgelig er det færre potensielle feilpunkter sammenlignet med tradisjonelle, horisontale ventiltre-utforminger (HXT-utforminger) som gir sammenlignbar funksjonalitet. (4} BOP-adapterarrangementet 152 ifølge oppfinnelsen letter tilpasning av både tynnborede (11 tommer (ca. 0,27 9 m) eller 13 5/8 tommer (ca. 0,346 m) boring) BOP-stabler 120 og LMRPer 122, og konvensjonelle (18 3/4 tommer (ca. 0,476 m) ) BOP-stabler 160 og LWRPer 170 med toppen av ventiltreet, samtidig som behovet for å tilveiebringe en stor (typisk 18 3/4 tommer (ca. 0,476 m) nominell utforming) gjeninnførings-profil ved toppen av ventiltreet elimineres. BOP-adapteren 152 fjerner de tilpasningsproblemer som vanligvis er forbundet med å tilveiebringe nok rom til å motta en "hensikts-messig BOP-stabel", spesielt for anvendelser uten førings-liner (GLL). En typisk topptilpasning med dimensjon 18 3/4 tommer (ca. 0,476 m) på et ventiltre ville resultere i en betydelig økning i omrisset (og dermed vekten, håndterings-vanskelighet, osv.) av ventiltreet (spesielt for GLL-anvendelser), hvis de tradisjonelle krav ble påført at styremoduler og strupings/aktivator-modeller, osv., skal kunne være vertikalt opphentbare ved hjelp av GLL-anordninger. (5) Røropphenget TH5 er karakterisert ved en konsentrisk produksjonsboring (ingen ringformet ledning gjennom dette) og ved konsentrisk anordnede, konvensjonelle vertikalt orien-terte elektriske (E) og hydrauliske (H) koplingsanordninger for tilpasning til styrefunksjoner. Skulle omstendighetene tilsi (slik som ønske om å tilveiebringe flere komplette-ringsstrenger eller spesielle/ikke konvensjonelle E/H-ledningskoplingsprofiler), kan de kjennetegn ved røropphenget som er beskrevet ovenfor, endres. Fordi ringrom-ledningen ikke dirigeres gjennom røropphenget TH5, kan flere modifikasjoner av dirigeringen av E- og H-ledningene og/eller deres koplingsanordninger foretas. Så lenge ringrom-ledningen ikke blir rutet gjennom TH, kan slike modifikasjoner antas å være innbefattet i oppfinnelsen. (6) Røroppheng/skjøterør-arrangementet (TH5/TS5-arrangementet) ifølge oppfinnelsen representerer en blanding av det vertikale ventiltre (med vertikalboring) og kompletteringssystemer med horisontalt ventiltre. {7) Det undersjøiske arrangementet som er beskrevet ovenfor, muliggjør bruk av flere eller færre konvensjonelle ventiltrær med vertikal dobbelboring eller enkeltboring, som har dimensjonsmessige og vektmessige fordeler sammenlignet med horisontale ventiltrær, spesielt for anvendelser uten føringsliner. De forbedrede konstruksjonstrekk, slik som en ROV-utsatt ventiltre-plugg (se ventiltre-pluggen 158 på fig. 16) og optimaliserte installasjonsprosedyrer, gir disse "konvensjonelle" ventiltrær med trang boring ytterligere fordeler sammenlignet med HXT-konstruksjoner. F.eks. kan et konvensjonelt ventiltre "interveneres" ved bruk av en enklere verktøypakke utsatt fra et mindre kostbart fartøy. (8) BOP-adapteren som er skissert på figurene 13, 14 og 14A gir mulighet til å bruke BOP-stabelen/det marine stigerør og påsettingsstrengen (basert på standard produksjonsrør) i både røropphengets tilkoplingsmodus på fig. 12 og ventiltreets tilkoplingsmodus på figurene 14, 14A og 14B. Denne muligheten fjerner behovet for å hente opp BOP-stabelen 120 (eller den større BOP-stabel 160 hvis denne benyttes) for å muliggjøre installasjon av ventiltreet ved bruk av et spesielt åpent kompletterings/intervensjons-stigerør (C/I-stige-rør). Systemet beholder derimot også mulighet for tilpasning av et konvensjonelt C/I-stigerør hvis det skulle være ønskelig (se fig. 18). Fleksibiliteten i forbindelse med den siste egenskap (som muliggjør intervensjoner til lavere kostnader), kombinert med kostnadsbesparelsene i forbindelse med den første egenskap (tidsbesparelser ved opphentingsoperasjoner pluss kapitalkostnadsbesparelser (CAPEX-besparelser) er hovedfordeler ved BOP-adapteren 152 ifølge oppfinnelsen. (9) Røroppheng/skjøterør-arrangementet på figurene 5A og 5B ifølge oppfinnelsen omfatter et skjøterør for å motta rør-opphenget, og i hvilket det er anordnet en kanal for ringformet kommunikasjon "rundt" istedenfor "gjennom" røropp-henget. Dette trekket muliggjør en betydelig størrelses-reduksjon av røropphenget. Den ringformede "forbikoplingskanalen" A5 blir ført forbi en eller flere (men vanligvis en) fjernstyrte (drevne eller manuelle/ROV-opererte, osv.) ventiler VA5, VA6 som er innbefattet enten i et stykke med TS-legemet eller festet til dette. Denne ventilen VA5 (f.eks.) gjør det mulig å lukke den ringformede kanalen uten at det er nødvendig å bruke kabler til operasjonen. Dette resulterer i kostnadsbesparelser og en relativ forbedring sett fra mange perspektiver, ikke minst at det muliggjør bruk av et virkelig enboret stigerør (dvs. at det ikke er nødven-dig med noen "avledning", enkel rørledning kan eventuelt godtas, osv.). I røropphengets intervensjonsmodus blir ringformet kommunikasjon oppnådd i samvirke med BOP-stabelens strupe- og avstengningsledninger uten at det er nødvendig å innbefatte spesielle stempler i BOP eller stole på de ringformede sikkerhetsventiler mot utblåsning til høytrykks-tetning. I ventiltreets intervensjonsmodus blir ringformet kommunikasjon oppnådd på samme måte (med mindre en spesiell, tradisjonell type åpent kompletterings/intervensjons-stigerør blir anvendt), selv om det i denne modus vil være et ventiltre 150 anbrakt mellom skjøterøret TS10 og BOP-stabelen 120, 160 (se figurene 14A, 14B og 17). Ventiltreet 150 tilveiebringer en ringformet strømningskanal fra sin bunnflate til sin øvre gjeninnføringsprofil (via en eller flere ventiler), ikke vist, i et stykke med ventiltre-blokken eller festet til siden av denne. Se kanalen 200 i ventiltreet 150 og den tilknyttede kanal 202 i BOP-adapteren 152 på figurene 13, 14, 14A, 17 og 18. Ringrom-forbikoplingskanalen A12 omkring rør-opphenget befinner seg fullstendig inne i skjøterøret TS10, i motsetning til ventiltre-legemet som tilfellet er for horisontale ventiltre-utforminger. Alle fordeler som vanligvis oppnås med skjøterør, er innbefattet i arrangementet ifølge oppfinnelsen. (10) Spesielle håndteringsoperasjoner som skissert på figurene 12, 12A, 13, 14, 14A og 14B, kan spare BOP-stabel/stigerør- og kompletteringsstigerør-turer mellom havbunnen og overflaten, sammenlignet med konvensjonelle operasjoner.
Claims (14)
1. Undersjøisk anordning,
karakterisert ved: en utblåsningssikringsadapter (152) som har et hovedlegeme med topp- og bunnender, hvor bunnenden er anordnet og utformet for tilkopling til en standard gjeninnføringsmuffe i et ventiltre (XT, 150), og toppenden har en topprofil (302) egnet for tilkopling av borings- eller kompletteringsutstyr med en nominell borings-konfigurasjon på ca. 0,476 m (18 3/4 tommer).
2. Anordning ifølge krav 1,
karakterisert ved at gjeninnføringsmuffen er betydelig mindre enn en profil med nominell borings-konfigurasjon på ca. 0,476 m (18 3/4 tommer).
3. Anordning ifølge krav 1,
karakterisert ved at gjeninnføringsmuffen er en spennmuffe med diameter på ca. 0,346 m (13 5/8 tommer).
4. Anordning ifølge krav 1,
karakterisert ved et standard ventiltre (XT, 150) koplet til bunnenden av utblåsningssikringsadapteren (152) .
5. Anordning ifølge krav 4,
karakterisert ved en utblåsningssikringsstabel (120) med tynn boring festet til topprofilen ved toppenden, hvor den tynne boring er definert som en betydelig mindre diameter enn en standard boring i en 18 3/4 tommers (ca. 0,476 m) utblåsningssikringsstabel (160).
6. Anordning ifølge krav 4,
karakterisert ved at en standard 18 3/4 tommers (ca. 0,476 m) utblåsningssikringsstabel (160) er festet til topprofilen ved toppenden.
7. Anordning ifølge krav 4,
karakterisert ved en nedre marin stigerør-pakning (LMRP, 122) med tynn boring festet til topprofilen ved toppenden, hvor den tynne boringen er definert som en betydelig mindre diameter enn en standard boring i en 18 3/4 tommers (ca. 0,476 m) utblåsningssikringsstabel (160).
8. Anordning ifølge krav 4,
karakterisert ved en standard 18 3/4 tommers (ca. 0,476 m) nedre marin stigerørpakning (LMRP, 122) festet til topprofilen ved toppenden.
9. Anordning ifølge krav 1,
karakterisert ved at en utblåsningssikringsstabel (120) med tynn boring festet til topprofilen ved toppende, hvor den tynne boring er definert som en betydelig mindre diameter enn en standard boring i en 18 3/4 tommers (ca. 0,476 m) utblåsningssikringsstabel (160).
10. Anordning ifølge krav 1,
karakterisert ved at en standard 18 3/4 tommers (ca. 0,476 m) utblåsningssikringsstabel (160) er festet til topprofilen ved toppenden.
11. Anordning ifølge krav 1,
karakterisert ved en nedre marin stigerør-pakning (LMRP, 122) med tynn boring festet til topprofilen ved toppenden, hvor den tynne boring er definert som en betydelig mindre diameter enn en standard boring i en 18 3/4 tommers (ca. 0,476 m) utblåsningssikringsstabel (160).
12. Anordning ifølge krav 1,
karakterisert ved en standard 18 3/4 tommers (ca. 0,476 m) nedre marin stigerørpakning (LMRP, 122) festet til topprofilen ved toppenden.
13. Anordning ifølge krav 1,
karakterisert ved at toppenden av hovedlegemet omfatter en indre profil innrettet og utformet for å motta et røroppheng-føringsverktøy (THRT).
14. Anordning ifølge krav 4,
karakterisert ved: et skjøterør (TS) som har en toppende forbundet med en bunn-ende av ventiltreet (XT, 150), at skjøterøret (TS) har en indre skjøterørprofil som er anordnet og utformet for å motta et røroppheng (TH) og et føringsverktøy gjennom en tidligere tilkoplet utblåsningssikringsstabel (120, 160), idet skjøterørprofilen definerer en røroppheng- og føringsverktøydybde i skjøterøret (TS) med hensyn til utblåsningssikringsstabelen (120, 160) når skjøte-rørets føringsverktøy setter på et røroppheng (TH) i skjøte-røret (TS) , idet toppenden av hovedlegemet til utblåsningssikringsadapteren (152) omfatter en utblåsningssikringsadapter (152) med indre profil som er anordnet og utformet for å ha samme føringsverktøydybde med hensyn til utblåsningssikringsstabelen (120, 160) når den er tilkoplet toppenden av utblåsningssikringsadapteren (152), som røroppheng- og føringsverktøydybden.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US6129397P | 1997-10-07 | 1997-10-07 | |
PCT/US1998/021192 WO1999018329A1 (en) | 1997-10-07 | 1998-10-07 | Slimbore subsea completion system and method |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20003664L NO20003664L (no) | 2000-06-05 |
NO20003664D0 NO20003664D0 (no) | 2000-07-17 |
NO318459B1 true NO318459B1 (no) | 2005-03-21 |
Family
ID=22034846
Family Applications (5)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20001035A NO331355B1 (no) | 1997-10-07 | 2000-03-01 | Undersjoisk bronnanordning |
NO20003666A NO319931B1 (no) | 1997-10-07 | 2000-07-17 | Undersjoisk bronnavslutningsarrangement og fremgangsmate for a avslutte en undersjoisk bronn |
NO20003663A NO322545B1 (no) | 1997-10-07 | 2000-07-17 | Fremgangsmate for avslutning av en undersjoisk bronn |
NO20003665A NO20003665D0 (no) | 1997-10-07 | 2000-07-17 | Røroppheng og tilhørende utstyr |
NO20003664A NO318459B1 (no) | 1997-10-07 | 2000-07-17 | Utblasningssikringsadapter og tilhorende utstyr |
Family Applications Before (4)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20001035A NO331355B1 (no) | 1997-10-07 | 2000-03-01 | Undersjoisk bronnanordning |
NO20003666A NO319931B1 (no) | 1997-10-07 | 2000-07-17 | Undersjoisk bronnavslutningsarrangement og fremgangsmate for a avslutte en undersjoisk bronn |
NO20003663A NO322545B1 (no) | 1997-10-07 | 2000-07-17 | Fremgangsmate for avslutning av en undersjoisk bronn |
NO20003665A NO20003665D0 (no) | 1997-10-07 | 2000-07-17 | Røroppheng og tilhørende utstyr |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (3) | US6227300B1 (no) |
EP (1) | EP1021637B1 (no) |
AU (1) | AU9791898A (no) |
BR (1) | BR9812854A (no) |
NO (5) | NO331355B1 (no) |
WO (1) | WO1999018329A1 (no) |
Families Citing this family (132)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EP0572732B1 (en) | 1992-06-01 | 1998-08-12 | Cooper Cameron Corporation | Wellhead |
GB2345927B (en) * | 1999-02-11 | 2000-12-13 | Fmc Corp | Subsea completion system with integral valves |
US6394194B1 (en) * | 1999-04-26 | 2002-05-28 | Abb Vetco Gray Inc. | Method and apparatus for a drill cutting injection system |
US7111687B2 (en) * | 1999-05-14 | 2006-09-26 | Des Enhanced Recovery Limited | Recovery of production fluids from an oil or gas well |
GB9911146D0 (en) * | 1999-05-14 | 1999-07-14 | Enhanced Recovery Limited Des | Method |
GB2348655B (en) * | 1999-08-24 | 2001-05-09 | Fmc Corp | Subsea tree coupling for mudline suspension system |
GB2358204B (en) * | 2000-01-14 | 2002-09-18 | Fmc Corp | Subsea completion annulus monitoring and bleed down system |
DE60111372D1 (de) * | 2000-03-24 | 2005-07-14 | Fmc Technologies | Tubingaufhängung mit annulusbohrung |
US7025132B2 (en) * | 2000-03-24 | 2006-04-11 | Fmc Technologies, Inc. | Flow completion apparatus |
GB2361725B (en) | 2000-04-27 | 2002-07-03 | Fmc Corp | Central circulation completion system |
GB2362398B (en) * | 2000-05-16 | 2002-11-13 | Fmc Corp | Device for installation and flow test of subsea completions |
US6488093B2 (en) | 2000-08-11 | 2002-12-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Deep water intervention system |
GB0027269D0 (en) * | 2000-11-08 | 2000-12-27 | Donald Ian | Recovery of production fluids from an oil or gas well |
US6516861B2 (en) * | 2000-11-29 | 2003-02-11 | Cooper Cameron Corporation | Method and apparatus for injecting a fluid into a well |
GB0100565D0 (en) * | 2001-01-10 | 2001-02-21 | 2H Offshore Engineering Ltd | Operating a subsea well |
US20020117305A1 (en) * | 2001-02-23 | 2002-08-29 | Calder Ian Douglas | Cuttings injection and annulus remediation systems for wellheads |
GB2376487B (en) | 2001-06-15 | 2004-03-31 | Schlumberger Holdings | Power system for a well |
US6805200B2 (en) * | 2001-08-20 | 2004-10-19 | Dril-Quip, Inc. | Horizontal spool tree wellhead system and method |
US6659181B2 (en) | 2001-11-13 | 2003-12-09 | Cooper Cameron Corporation | Tubing hanger with annulus bore |
US7044227B2 (en) * | 2001-12-10 | 2006-05-16 | Vetco Gray Inc. | Subsea well injection and monitoring system |
US20030121667A1 (en) * | 2001-12-28 | 2003-07-03 | Alfred Massie | Casing hanger annulus monitoring system |
NO332026B1 (no) * | 2002-01-30 | 2012-05-29 | Vetco Gray Inc | Undersjoisk bronnhodemontasje og framgangsmate for komplettering og produksjon av en undersjoisk bronn. |
AU2003263874A1 (en) * | 2002-08-16 | 2004-03-03 | Dril-Quip, Inc. | Horizontal spool tree wellhead system and method |
WO2004025074A1 (en) * | 2002-08-22 | 2004-03-25 | Fmc Technologies, Inc. | Apparatus and method for installation of subsea well completion systems |
GB2408535B (en) * | 2002-09-13 | 2007-06-13 | Dril Quip Inc | Method and apparatus for blow-out prevention in subsea drilling/completion systems |
GB2410278B (en) * | 2002-10-18 | 2006-02-22 | Dril Quip Inc | Open water running tool and lockdown sleeve assembly |
US6966383B2 (en) * | 2002-12-12 | 2005-11-22 | Dril-Quip, Inc. | Horizontal spool tree with improved porting |
US6955223B2 (en) * | 2003-01-13 | 2005-10-18 | Helmerich & Payne, Inc. | Blow out preventer handling system |
US6966381B2 (en) * | 2003-04-09 | 2005-11-22 | Cooper Cameron Corporation | Drill-through spool body sleeve assembly |
NO322829B1 (no) * | 2003-05-22 | 2006-12-11 | Fmc Kongsberg Subsea As | Gjenopptagbar plugg, ventiltre med plugg og fremgangsmate for bronnintervensjon i bronn med minst en plugg |
ATE482324T1 (de) | 2003-05-31 | 2010-10-15 | Cameron Systems Ireland Ltd | Vorrichtung und verfahren zur rückgewinnung von flüssigkeiten aus einem bohrloch und/oder zum einspritzen von flüssigkeiten in ein bohrloch |
US20040262010A1 (en) * | 2003-06-26 | 2004-12-30 | Milberger Lionel J. | Horizontal tree assembly |
MXPA06000579A (es) * | 2003-07-17 | 2006-07-03 | Bhp Billiton Petroleum Pty Ltd | Ensamblaje de un soporte de tuberia submarina para un pozo de aceite o gas. |
AU2003904183A0 (en) * | 2003-08-08 | 2003-08-21 | Woodside Energy Limited | Method for completion or work-over of a sub-sea well using a horizontal christmas tree |
US7011159B2 (en) * | 2003-09-16 | 2006-03-14 | Hydril Company, L.P. | Compact mid-grip fastener |
US7296629B2 (en) * | 2003-10-20 | 2007-11-20 | Fmc Technologies, Inc. | Subsea completion system, and methods of using same |
US7121346B2 (en) | 2003-11-18 | 2006-10-17 | Cameron International Corporation | Intervention spool for subsea use |
BRPI0508049B8 (pt) | 2004-02-26 | 2016-10-11 | Cameron Systems Ireland Ltd | sistema de conexão para equipamento submerso de interface de fluxo |
BRPI0400926B1 (pt) * | 2004-04-01 | 2015-05-26 | Petroleo Brasileiro Sa | Sistema de módulo de bombeio submarino e método de instalação do mesmo |
GB0517906D0 (en) * | 2004-09-02 | 2005-10-12 | Vetco Gray Inc | Tubing running equipment for ofshore rig with surface blowout preventer |
EP1807602B1 (en) * | 2004-10-06 | 2010-07-07 | FMC Technologies, Inc. | Universal connection interface for subsea completion systems |
US7823648B2 (en) * | 2004-10-07 | 2010-11-02 | Bj Services Company, U.S.A. | Downhole safety valve apparatus and method |
US8167046B2 (en) * | 2004-12-22 | 2012-05-01 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus to hydraulically bypass a well tool |
GB2421525B (en) * | 2004-12-23 | 2007-07-11 | Remote Marine Systems Ltd | Improvements in or relating to sub-sea control and monitoring |
US7424917B2 (en) * | 2005-03-23 | 2008-09-16 | Varco I/P, Inc. | Subsea pressure compensation system |
US7225877B2 (en) * | 2005-04-05 | 2007-06-05 | Varco I/P, Inc. | Subsea intervention fluid transfer system |
NO324579B1 (no) * | 2005-12-08 | 2007-11-26 | Fmc Kongsberg Subsea As | Plugg trekkeverktoy |
MY148792A (en) * | 2005-12-22 | 2013-05-31 | Transocean Offshore Deepwater | Dual-bop and common riser system |
WO2007085046A1 (en) * | 2006-01-24 | 2007-08-02 | Well Ops Sea Pty Ltd | Bore selector |
US7607485B2 (en) * | 2006-01-26 | 2009-10-27 | Vetco Gray Inc. | Tubing hanger and wellhead housing with mating tubing annulus passages |
WO2007103707A2 (en) * | 2006-03-02 | 2007-09-13 | Shell Oil Company | Systems and methods for using an umbilical |
US7699110B2 (en) * | 2006-07-19 | 2010-04-20 | Baker Hughes Incorporated | Flow diverter tool assembly and methods of using same |
US7699099B2 (en) * | 2006-08-02 | 2010-04-20 | B.J. Services Company, U.S.A. | Modified Christmas tree components and associated methods for using coiled tubing in a well |
GB2440940B (en) * | 2006-08-18 | 2009-12-16 | Cameron Internat Corp Us | Wellhead assembly |
GB0618001D0 (en) | 2006-09-13 | 2006-10-18 | Des Enhanced Recovery Ltd | Method |
GB0625191D0 (en) | 2006-12-18 | 2007-01-24 | Des Enhanced Recovery Ltd | Apparatus and method |
GB0625526D0 (en) | 2006-12-18 | 2007-01-31 | Des Enhanced Recovery Ltd | Apparatus and method |
US7913754B2 (en) * | 2007-01-12 | 2011-03-29 | Bj Services Company, U.S.A. | Wellhead assembly and method for an injection tubing string |
AU2008206518B2 (en) * | 2007-01-12 | 2011-06-09 | Bj Services Company | Wellhead assembly and method for an injection tubing string |
US7743832B2 (en) * | 2007-03-23 | 2010-06-29 | Vetco Gray Inc. | Method of running a tubing hanger and internal tree cap simultaneously |
US20090071656A1 (en) * | 2007-03-23 | 2009-03-19 | Vetco Gray Inc. | Method of running a tubing hanger and internal tree cap simultaneously |
US8011436B2 (en) * | 2007-04-05 | 2011-09-06 | Vetco Gray Inc. | Through riser installation of tree block |
US7921917B2 (en) * | 2007-06-08 | 2011-04-12 | Cameron International Corporation | Multi-deployable subsea stack system |
US20090038804A1 (en) * | 2007-08-09 | 2009-02-12 | Going Iii Walter S | Subsurface Safety Valve for Electric Subsea Tree |
GB2469215B (en) * | 2007-12-12 | 2011-12-14 | Cameron Int Corp | Function spool |
GB2471596B (en) * | 2008-03-28 | 2012-11-21 | Cameron Int Corp | Wellhead hanger shoulder |
CA2660219C (en) * | 2008-04-10 | 2012-08-28 | Bj Services Company | System and method for thru tubing deepening of gas lift |
US8122964B2 (en) * | 2008-05-29 | 2012-02-28 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Subsea stack alignment method |
US8322429B2 (en) * | 2008-05-29 | 2012-12-04 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Interchangeable subsea wellhead devices and methods |
US8100181B2 (en) * | 2008-05-29 | 2012-01-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Surface controlled subsurface safety valve having integral pack-off |
DK178357B1 (da) * | 2008-06-02 | 2016-01-11 | Mærsk Olie Og Gas As | Juletræ til brug i en brønd |
US9027668B2 (en) | 2008-08-20 | 2015-05-12 | Foro Energy, Inc. | Control system for high power laser drilling workover and completion unit |
US9089928B2 (en) | 2008-08-20 | 2015-07-28 | Foro Energy, Inc. | Laser systems and methods for the removal of structures |
US9138786B2 (en) | 2008-10-17 | 2015-09-22 | Foro Energy, Inc. | High power laser pipeline tool 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 |
US9080425B2 (en) | 2008-10-17 | 2015-07-14 | Foro Energy, Inc. | High power laser photo-conversion assemblies, apparatuses and methods of use |
US9244235B2 (en) | 2008-10-17 | 2016-01-26 | Foro Energy, Inc. | Systems and assemblies for transferring high power laser energy through a rotating junction |
US9242309B2 (en) | 2012-03-01 | 2016-01-26 | Foro Energy Inc. | Total internal reflection laser tools and methods |
US9669492B2 (en) | 2008-08-20 | 2017-06-06 | Foro Energy, Inc. | High power laser offshore decommissioning tool, system 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 |
US8424617B2 (en) | 2008-08-20 | 2013-04-23 | Foro Energy Inc. | Methods and apparatus for delivering high power laser energy to a surface |
US9664012B2 (en) | 2008-08-20 | 2017-05-30 | Foro Energy, Inc. | High power laser decomissioning of multistring and damaged wells |
WO2010062652A2 (en) * | 2008-10-28 | 2010-06-03 | Cameron International Corporation | Subsea completion with a wellhead annulus access adapter |
US8240387B2 (en) * | 2008-11-11 | 2012-08-14 | Wild Well Control, Inc. | Casing annulus tester for diagnostics and testing of a wellbore |
WO2010080273A1 (en) * | 2008-12-18 | 2010-07-15 | Cameron International Corporation | Full bore system without stop shoulder |
US8127852B2 (en) * | 2008-12-23 | 2012-03-06 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Interchangeable subsea wellhead devices and methods |
GB0901807D0 (en) * | 2009-02-04 | 2009-03-11 | Expro North Sea Ltd | Landing string assembly |
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 |
US8783360B2 (en) * | 2011-02-24 | 2014-07-22 | Foro Energy, Inc. | Laser assisted riser disconnect and method of use |
US8783361B2 (en) | 2011-02-24 | 2014-07-22 | Foro Energy, Inc. | Laser assisted blowout preventer and methods of use |
CN102713141B (zh) * | 2009-12-24 | 2017-07-28 | 普拉德研究及开发股份有限公司 | 用于模块化井下工具的电动液压接口 |
GB2479552B (en) * | 2010-04-14 | 2015-07-08 | Aker Subsea Ltd | Subsea wellhead providing controlled access to a casing annulus |
US8479828B2 (en) | 2010-05-13 | 2013-07-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellhead control line deployment |
US8807223B2 (en) | 2010-05-28 | 2014-08-19 | David Randolph Smith | Method and apparatus to control fluid flow from subsea wells |
CA2808214C (en) | 2010-08-17 | 2016-02-23 | Foro Energy Inc. | Systems and conveyance structures for high power long distance laser transmission |
US8881829B2 (en) * | 2010-10-07 | 2014-11-11 | David B. Redden | Backup wellhead blowout prevention system and method |
US8657012B2 (en) * | 2010-11-01 | 2014-02-25 | Vetco Gray Inc. | Efficient open water riser deployment |
WO2012064380A2 (en) * | 2010-11-08 | 2012-05-18 | Cameron International Corporation | Gasket test protector sleeve for subsea mineral extraction equipment |
NO334106B1 (no) * | 2011-01-11 | 2013-12-09 | Aker Subsea As | Borbeskytter for en rørhenger samt anvendelse av denne |
EP2678512A4 (en) | 2011-02-24 | 2017-06-14 | Foro Energy Inc. | Method of high power laser-mechanical drilling |
WO2012116155A1 (en) | 2011-02-24 | 2012-08-30 | Foro Energy, Inc. | Electric motor for laser-mechanical drilling |
US8857520B2 (en) * | 2011-04-27 | 2014-10-14 | Wild Well Control, Inc. | Emergency disconnect system for riserless subsea well intervention system |
NO334816B1 (no) * | 2011-04-28 | 2014-06-02 | Aker Subsea As | Havbunns brønnsammenstilling |
US8631875B2 (en) | 2011-06-07 | 2014-01-21 | Baker Hughes Incorporated | Insert gas lift injection assembly for retrofitting string for alternative injection location |
US9670755B1 (en) * | 2011-06-14 | 2017-06-06 | Trendsetter Engineering, Inc. | Pump module systems for preventing or reducing release of hydrocarbons from a subsea formation |
US20130000918A1 (en) * | 2011-06-29 | 2013-01-03 | Vetco Gray Inc. | Flow module placement between a subsea tree and a tubing hanger spool |
US9376881B2 (en) * | 2012-03-23 | 2016-06-28 | Vetco Gray Inc. | High-capacity single-trip lockdown bushing and a method to operate the same |
BR112015004458A8 (pt) | 2012-09-01 | 2019-08-27 | Chevron Usa Inc | sistema de controle de poço, bop a laser e conjunto de bop |
US8960306B2 (en) * | 2012-12-21 | 2015-02-24 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Annular blowout preventer and lower marine riser package connector unit |
US11156053B2 (en) * | 2013-03-15 | 2021-10-26 | Safestack Technology L.L.C. | Riser disconnect package for lower marine riser package, and annular-release flex-joint assemblies |
US9650855B2 (en) * | 2013-03-15 | 2017-05-16 | Safestack Technology L.L.C. | Riser disconnect package for lower marine riser package, and annular-release flex-joint assemblies |
US9631446B2 (en) | 2013-06-26 | 2017-04-25 | Impact Selector International, Llc | Impact sensing during jarring operations |
US9279308B2 (en) | 2013-08-20 | 2016-03-08 | Onesubsea Llc | Vertical completion system including tubing hanger with valve |
US9140091B1 (en) * | 2013-10-30 | 2015-09-22 | Trendsetter Engineering, Inc. | Apparatus and method for adjusting an angular orientation of a subsea structure |
US9611717B2 (en) | 2014-07-14 | 2017-04-04 | Ge Oil & Gas Uk Limited | Wellhead assembly with an annulus access valve |
US10309190B2 (en) | 2014-07-23 | 2019-06-04 | Onesubsea Ip Uk Limited | System and method for accessing a well |
USD749644S1 (en) * | 2014-10-28 | 2016-02-16 | David B. Redden | Subsea dual housing assembly |
US9765593B2 (en) | 2014-12-03 | 2017-09-19 | Ge Oil & Gas Uk Limited | Configurable subsea tree master valve block |
NO341605B1 (no) * | 2014-12-05 | 2017-12-11 | Vetco Gray Scandinavia As | Landestreng for landing av en produksjonsrørhenger i et produksjonsløp i et brønnhode |
US9951602B2 (en) | 2015-03-05 | 2018-04-24 | Impact Selector International, Llc | Impact sensing during jarring operations |
US9828824B2 (en) * | 2015-05-01 | 2017-11-28 | Hydril Usa Distribution, Llc | Hydraulic re-configurable and subsea repairable control system for deepwater blow-out preventers |
US10132135B2 (en) * | 2015-08-05 | 2018-11-20 | Cameron International Corporation | Subsea drilling system with intensifier |
US10221687B2 (en) | 2015-11-26 | 2019-03-05 | Merger Mines Corporation | Method of mining using a laser |
US11187052B2 (en) * | 2016-12-08 | 2021-11-30 | Kinetic Pressure Control Ltd. | Explosive disconnect |
CN110036178A (zh) * | 2016-12-08 | 2019-07-19 | 动压控制有限责任公司 | 爆炸性断开 |
US9945202B1 (en) | 2017-03-27 | 2018-04-17 | Onesubsea Ip Uk Limited | Protected annulus flow arrangement for subsea completion system |
GB202011951D0 (en) | 2020-07-31 | 2020-09-16 | Baker Hughes Energy Tech Uk Limited | Tubing head spool and method of drilling a well using the tubing head spool |
US11719065B2 (en) * | 2020-11-13 | 2023-08-08 | Onesubsea Ip Uk Limited | Configurable coupling assembly |
BR102020026776A2 (pt) | 2020-12-28 | 2022-07-12 | Aker Solutions Do Brasil Ltda | Adaptador para conectar árvore de natal concêntrica com base de produção excêntrica |
RU2756756C1 (ru) * | 2020-12-30 | 2021-10-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" | Комбинированная подводная фонтанная арматура |
US20230130315A1 (en) * | 2021-10-27 | 2023-04-27 | Baker Hughes Energy Technology UK Limited | Methane hydrate production equipment and method |
Family Cites Families (18)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3635435A (en) | 1970-03-16 | 1972-01-18 | Lamson & Sessions Co | Breakaway support for rear vision mirror |
US3653435A (en) * | 1970-08-14 | 1972-04-04 | Exxon Production Research Co | Multi-string tubingless completion technique |
US4147221A (en) | 1976-10-15 | 1979-04-03 | Exxon Production Research Company | Riser set-aside system |
US4491176A (en) * | 1982-10-01 | 1985-01-01 | Reed Lehman T | Electric power supplying well head assembly |
US4607691A (en) * | 1984-07-06 | 1986-08-26 | Combustion Engineering, Inc. | Non-orienting, multiple ported, cylindrical pressure transfer device |
GB2166775B (en) * | 1984-09-12 | 1987-09-16 | Britoil Plc | Underwater well equipment |
GB8801850D0 (en) | 1988-01-28 | 1988-02-24 | British Petroleum Co Plc | Tubing hanger shut-off mechanism |
GB9014237D0 (en) * | 1990-06-26 | 1990-08-15 | Framo Dev Ltd | Subsea pump system |
FR2672935B1 (fr) | 1991-02-14 | 1999-02-26 | Elf Aquitaine | Tete de puits sous-marine. |
EP0572732B1 (en) | 1992-06-01 | 1998-08-12 | Cooper Cameron Corporation | Wellhead |
US5372199A (en) | 1993-02-16 | 1994-12-13 | Cooper Industries, Inc. | Subsea wellhead |
GB2286840B (en) * | 1994-02-10 | 1997-09-03 | Fmc Corp | Safety valve for horizontal tree |
US5503230A (en) * | 1994-11-17 | 1996-04-02 | Vetco Gray Inc. | Concentric tubing hanger |
US5671812A (en) * | 1995-05-25 | 1997-09-30 | Abb Vetco Gray Inc. | Hydraulic pressure assisted casing tensioning system |
US5566758A (en) * | 1995-06-07 | 1996-10-22 | Forester; Buford G. | Method and apparatus for drilling wells in to geothermal formations |
GB9514526D0 (en) * | 1995-07-15 | 1995-09-13 | Expro North Sea Ltd | Lightweight intervention system for use with horizontal tree with internal ball valve |
US5971077A (en) * | 1996-11-22 | 1999-10-26 | Abb Vetco Gray Inc. | Insert tree |
US5868204A (en) * | 1997-05-08 | 1999-02-09 | Abb Vetco Gray Inc. | Tubing hanger vent |
-
1998
- 1998-10-07 EP EP98952151A patent/EP1021637B1/en not_active Expired - Lifetime
- 1998-10-07 WO PCT/US1998/021192 patent/WO1999018329A1/en active IP Right Grant
- 1998-10-07 BR BR9812854-0A patent/BR9812854A/pt active IP Right Grant
- 1998-10-07 AU AU97918/98A patent/AU9791898A/en not_active Abandoned
- 1998-10-07 US US09/168,301 patent/US6227300B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2000
- 2000-03-01 NO NO20001035A patent/NO331355B1/no not_active IP Right Cessation
- 2000-07-17 NO NO20003666A patent/NO319931B1/no not_active IP Right Cessation
- 2000-07-17 NO NO20003663A patent/NO322545B1/no not_active IP Right Cessation
- 2000-07-17 NO NO20003665A patent/NO20003665D0/no not_active Application Discontinuation
- 2000-07-17 NO NO20003664A patent/NO318459B1/no not_active IP Right Cessation
- 2000-10-09 US US09/685,650 patent/US6408947B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-10-09 US US09/685,831 patent/US6715554B1/en not_active Expired - Lifetime
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO319931B1 (no) | 2005-10-03 |
NO20003664D0 (no) | 2000-07-17 |
EP1021637B1 (en) | 2004-02-11 |
NO322545B1 (no) | 2006-10-23 |
US6227300B1 (en) | 2001-05-08 |
EP1021637A1 (en) | 2000-07-26 |
NO20001035L (no) | 2000-06-05 |
EP1021637A4 (en) | 2002-07-24 |
NO20003663D0 (no) | 2000-07-17 |
NO20001035D0 (no) | 2000-03-01 |
WO1999018329A1 (en) | 1999-04-15 |
US6715554B1 (en) | 2004-04-06 |
NO331355B1 (no) | 2011-12-05 |
NO20003665L (no) | 2000-06-05 |
NO20003664L (no) | 2000-06-05 |
US6408947B1 (en) | 2002-06-25 |
NO20003665D0 (no) | 2000-07-17 |
NO20003666D0 (no) | 2000-07-17 |
AU9791898A (en) | 1999-04-27 |
NO20003666L (no) | 2000-06-05 |
NO20003663L (no) | 2000-06-05 |
BR9812854A (pt) | 2000-08-08 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO318459B1 (no) | Utblasningssikringsadapter og tilhorende utstyr | |
US5819852A (en) | Monobore completion/intervention riser system | |
AU2009276614B2 (en) | Subsea well intervention systems and methods | |
EP0709545A2 (en) | Deep water slim hole drilling system | |
US9127524B2 (en) | Subsea well intervention system and methods | |
US20130168101A1 (en) | Vertical subsea tree assembly control | |
US20130056219A1 (en) | Subsea test tree control system | |
NO20140319A1 (no) | En undervanns brønnhodesammenstilling, undervannsinstallasjon som benytter nevnte brønnhodesammenstilling, og en fremgangsmåte for komplettering av en brønnhodesammenstilling | |
US20190195032A1 (en) | Riser gas handling system and method of use | |
US10240424B2 (en) | Christmas tree | |
EP3400363A1 (en) | Device and method for installing or removing a subsea christmas tree | |
US20210324698A1 (en) | Method of and system for connecting to a tubing hanger | |
EP1350919B1 (en) | A blow out preventer adapter for subsea well completion | |
EP3414421A1 (en) | Device and method for enabling removal or installation of a horizontal christmas tree |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |