NO324019B1 - Fremgangsmate og apparat til bruk ved isolasjon av et reservoar av produksjonsfluid i en formasjon. - Google Patents
Fremgangsmate og apparat til bruk ved isolasjon av et reservoar av produksjonsfluid i en formasjon. Download PDFInfo
- Publication number
- NO324019B1 NO324019B1 NO20030447A NO20030447A NO324019B1 NO 324019 B1 NO324019 B1 NO 324019B1 NO 20030447 A NO20030447 A NO 20030447A NO 20030447 A NO20030447 A NO 20030447A NO 324019 B1 NO324019 B1 NO 324019B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- valve
- stated
- pressure
- fluid
- control
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 70
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 37
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims description 36
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 12
- 230000003071 parasitic effect Effects 0.000 claims description 45
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000007789 gas Substances 0.000 claims description 10
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 9
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 8
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 8
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 8
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 6
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 claims description 6
- 230000036316 preload Effects 0.000 claims description 5
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 3
- NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N methane clathrate Chemical compound C.C.C.C.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O.O NMJORVOYSJLJGU-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 26
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 12
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 3
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/08—Valve arrangements for boreholes or wells in wells responsive to flow or pressure of the fluid obtained
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
- E21B21/085—Underbalanced techniques, i.e. where borehole fluid pressure is below formation pressure
-
- 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
- E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Check Valves (AREA)
- Supply Devices, Intensifiers, Converters, And Telemotors (AREA)
- Valves And Accessory Devices For Braking Systems (AREA)
Description
FREMGANGSMÅTE OG APPARAT TIL BRUK VED ISOLASJON AV ET RESERVOAR AV PRODUKSJONSFLUID I EN FORMASJON
Denne oppfinnelse vedrører brønnkontroll, og spesielt en fremgangsmåte og et apparat for bruk ved kontroll av tilgang til og strømning til og fra en underjordisk brønn.
I lete- og produksjonssektoren av olje- og gassindustrien, bores borehull for å få tilgang til underjordiske hydrokar-bonførende formasjoner. Oljen eller gassen i produksjonsfor-mas j onen befinner seg under trykk, og for å forhindre en ukontrollert utstrømning av olje eller gass fra formasjonen til overflaten, det vil si en "blow-out" (ukontrollert ut-blåsing) , har det vært vanlig å fylle borehullet over formasjonen med et fluid som har tilstrekkelig tetthet til at det hydrostatisk trykk som fremskaffes ved hjelp av fluidsøylen, holder oljen eller gassen tilbake i formasjonen. Man har imidlertid innsett at denne praksisen kan føre til skade på formasjonen og i betydelig grad kan redusere formasjonens produktivitet. Dette problem har i den senere tid blitt aktu-elt etter hvert som det bores dypere og lengre borehull og det hydrostatiske trykk av borefluid eller "slam" øker, og videre etter som de trykk som kreves for å sirkulere borefluid og dra med seg borekaks på tradisjonelt vis, øker.
Én følge av disse erfaringer og funn har vært utviklingen av teknologi og fremgangsmåter som muliggjør "underbalansert" boring, det vil si en boreoperasjon hvor trykket fra boreflu-
idet er lavere enn formasjonsfluidtrykket, slik at olje og gass kan strømme fra formasjonen og blande seg med boreflui-det. Fluidene beveger seg sammen til overflaten og blir skilt ved overflaten. I mange tilfeller har bruken av underbalansert boring gitt en markant økning i brønnens produktivitet.
Ett problem som knytter seg til underbalansert boring, er imidlertid de forholdsvis høye fluidtrykk man får ved overflaten. Dette gjør at man blir mer avhengig av tetningsanord-ninger ved overflaten, og øker generelt vanskeligheten med å kontrollere brønnen. Den tradisjonelle søyle av fluid med høy tetthet er ikke tilstede, og dersom det oppstår problemer, kan det ta tid å pumpe tyngre fluid ned i brønnen for å "drepe" eller kontrollere brønnen, noe som trolig også vil føre til skade på formasjonen, muligens i en slik grad at brønnen må forlates.
Det knytter seg også et problem til det å sammenstille en
borestreng eller lignende som skal kjøres inn i slike brønner eller i en hvilken som helst brønn hvor trykket ved overflaten er forholdsvis høyt. I slike brønner vil det forholdsvis høye fluidtrykk (som kan være på opp til flere hundre atmo-sfærer) ha en tendens til å skyve borestrengen opp og ut av brønnen, slik at sammenstillingen av en slik streng blir en vanskelig og potensielt farlig operasjon. Denne vanskelighet vedvarer til vekten av strengen er høy nok til å motvirke trykkraften.
I kanadisk patent 2 269 876 foreslås det at man kan unngå eller overvinne i det minste noen av disse vanskeligheter ved å plassere en klappventil i en nedre del av en brønn, hvor ventilen stenger når trykkreftene som virker fra undersiden av ventilen, er større en trykkreftene som virker fra oversiden av ventilen. Dette gir begrensninger for plasseringen av ventilen, som for å være effektiv må plasseres nær trykkbalansepunktet i brønnen, det vil si det punkt hvor den oppadvirken-de fluidtrykkraft, eller reservoartrykket, er lik den nedad-virkende trykkraft fra trykkhøyden som frembringes ved hjelp av fluidsøylen i borehullet. Videre vil ventilen, selv om den kan bidra til å forhindre ukontrollert utstrømning fra en formasjon, ikke tjene til å beskytte en formasjon mot skade eller forurensning i det tilfellet at trykket over ventilen øker. I en slik situasjon vil et forhøyet trykk over ventilen ha en tendens til å åpne ventilen. Likeledes vil testing av ventilen by på problemer, ettersom et høyere testtrykk vil ha en tendens til å åpne ventilen, og dermed kan man ikke med sikkerhet bruke noe høyere trykk enn reservoartrykket, ettersom et høyere trykk vil kunne føre til fare for skade på formasjonen.
Det er blant formålene med utførelser av den foreliggende oppfinnelse å eliminere eller avhjelpe disse ulemper.
Ifølge ett aspekt av den foreliggende oppfinnelse er det anordnet en fremgangsmåte for isolasjon av et reservoar av produksjonsfluid i en formasjon, hvor fremgangsmåten omfatter: anordning av en ventil i et borehull som krysser en produk-sjonsformas jon, og hvor det hydrostatiske trykk i borehullet ved formasjonen normalt er lavere enn formasjonstrykket, idet ventilen i utgangspunktet er åpen; plassering av ventilen ved eller under trykkbalansepunktet; anvendelse av et valgt førs-te styretrykk for å stenge ventilen, idet det første styretrykk i kombinasjon med et høyere styretrykk under ventilen opprettholder ventilen stengt; og styring av ventilen fra overflaten, slik at ventilen vil bevege seg fra en stengt konfigurasjon og til en åpen konfigurasjon kun ved en forhåndsbestemt trykkforskjell derover.
Oppfinnelsen vedrører også et apparat for bruk ved isolasjon av et reservoar av produksjonsfluid i en formasjon, idet apparatet omfatter: - en ventil tilpasset til plassering i et borehull som krysser en produksjonsformasjon, og hvor det hydrostatiske trykk i borehullet ved reservoaret normalt er lavere enn formasjonstrykket; - en første ventilstyreanordning som gjør det mulig å styre ventilen fra overflaten; og - en andre ventilstyreanordning som gjør det mulig å styre ventilens bevegelse fra en stengt og til en åpen konfigurasjon som en reaksjon på en forhåndsbestemt trykkforskjell over ventilen.
Ventilen styres fortrinnsvis på en slik måte at den kun vil åpne seg ved ingen eller liten trykkforskjell over ventilen. Dermed vil det når ventilen åpner seg, være en liten eller ingen strømning gjennom ventilen etter hvert som trykket ut-lignes. Dersom ventilen åpnes under trykkforskjell, kan dette føre til hurtig gjennomstrømning gjennom ventilen etter som den åpner seg, med økt sannsynlighet for erosjon og skade på ventilen. I underbalanserte og strømmende brønner gjør dette det mulig for ventilen å holde trykk fra én eller begge sider og reduserer risikoen for formasjonsskade eller forurensning til et minimum når trykket over ventilen er høyere enn trykket under ventilen. Videre kan denne egenskap benyttes for å redusere risikoen for ukontrollert utstrømning av fluid fra formasjonen til et minimum der hvor trykket på undersiden av ventilen er høyere enn trykket på oversiden av ventilen.
Ventilen styres fortrinnsvis fra overflaten ved hjelp av fluidtrykk, idet den gass- eller væskeformige styrefluidtilfør-sel er isolert fra brønnfluidene, for eksempel i styreledninger eller i et parasittisk ringrom. En fagmann vil være kjent med at det med begrepet "parasittisk" menes ekstra, midlertidig, sekundært eller "vanligvis ikke brukt". Ventilen kan innbefatte et styrefluidstempel, hvor anvendelse av styrefluid mot dette vil ha en tendens til å lukke ventilen. Ventilen reagerer videre fortrinnsvis også på brønnfluid-trykk, og spesielt på brønnfluidtrykkdifferansen over ventilen, slik at den stengte ventil vil forbli stengt eller vil åpne seg som en reaksjon på et valgt styretrykk kombinert med en valgt trykkdifferanse. Ventilen kan innbefatte et stempel som står i forbindelse med fluid under ventilen og et stempel som står i forbindelse med fluid over ventilen. Anvendelse av trykk mot det førstnevnte stempel kan ha en tendens til å stenge ventilen, mens anvendelse av trykk mot det sistnevnte stempel kan ha en tendens til å åpne ventilen. I en foretrukket utførelse vil et valgt første styretrykk stenge ventilen. Et slik første styretrykk kombinert med et høyere trykk under ventilen vil ha en tendens til å holde ventilen stengt. Videre vil en økning av styretrykket holde ventilen stengt som en reaksjon på et høyere trykk over ventilen. Dette gjør det også mulig å bringe det anvendte styretrykk til en bestemt verdi, redusere trykkdifferansen over ventilen til et minimum og deretter variere styrefluidtrykket for å muliggjøre åpning av ventilen.
Ventilen er fortrinnsvis en kuleventil. Ventilen kan imidlertid også være en klappventil eller en hvilken som helst type ventil som er hensiktsmessig for anvendelsen.
Ventilen omfatter fortrinnsvis to ventilstengeelementer, hvor disse kan være to kuleventiler, to klappventiler eller til og med en kombinasjon av ulike ventiltyper. Ventilene kan ha se-parate betjeningsmekanismer. Ventilstengeelementene kan stenges samtidig eller etter hverandre, og fortrinnsvis stenges det nederste ventilelement først. Dette gjør det mulig å trykkteste ventilene hver for seg. Sekvensiell stenging kan oppnås ved for eksempel å anordne ventilelementene i kombinasjon med respektive fjærpakker med ulike forhåndsbelastninger .
Ventilen kjøres fortrinnsvis inn i et foret borehull på et mellomliggende eller parasittisk foringsrør og avgrenser således et parasittisk ringrom mellom det eksisterende forings-rør og det parasittiske f6ringsrør, gjennom hvilket ringrom styretrykk kan kommuniseres til ventilen. Det parasittiske f6ringsrør tettes mot det borehullsforende f6ringsrør ved eller under ventilen, typisk ved bruk av en pakning eller annen tetningsanordning. Det parasittiske ringrom kan brukes til å føre fluider, for eksempel for å muliggjøre injeksjon av nitrogen i brønnen under ventilen. Et ekstra foringsrør kan for eksempel henges opp under ventilen for å forlenge det parasittiske ringrom, og en nitrogeninjeksjonsventil for pumpe åpen/pumpe stengt kan anordnes for selektiv isolasjon av det parasittiske ringrom fra brønnhullsringrommet. I andre utfø-relser kan det parasittiske ringrom benyttes for å føre gass eller flytende løftegass eller fluid til et punkt i brønnen over ventilen eller til og med mellom et par ventiler. Én eller flere énveisventiler kan anordnes, og som kan tilpasses til åpning ved et parasittrykk som overstiger det som kreves for å stenge ventilen, eller utføre trykktester over ventilen. En slik anordning kan brukes for å sirkulere ut en søyle av brønndrepingsfluid før ventilen åpnes eller alternativt for å injisere en fluidplugg før ventilen åpnes, eller for å injisere metanol fra det parasittiske ringrom for å forhindre gasshydratdannelse.
Ventilen kan være konfigurert for å låses i åpen stilling, for eksempel ved å plassere en hylse i den åpne ventil. Ventilen kan være konfigurert for å muliggjøre gjennompum-ping, det vil si at ventilen ved tilstrekkelig høyt trykk ovenfra kan beveges, for eksempel roteres delvis i tilfelle av en kuleventil, for å muliggjøre fluidstrømning rundt den nominelt stengte ventil.
Ventilstengeelementene er fortrinnsvis kuleventiler. Alternativt er ventilstengeelementene klappventiler.
Ventilstengeelementene kan fortrinnsvis betjenes hver for seg.
Disse og andre aspekter av den foreliggende oppfinnelse vil nå bli beskrevet gjennom eksempel under henvisning til de ledsagende tegninger, hvor: Figur 1 er en skjematisk illustrasjon av et apparat for bruk ved isolasjon av et reservoar i henhold til en foretrukket utførelse av den foreliggende oppfinnelse, vist plassert i en brønn; Figur 2 er en forstørret snittegning av ventiler i apparatet på figur 1; og Figur 3 er enda en forstørret snittegning av én av ventilene i apparatet på figur 1.
Det henvises først til figur 1 av tegningene, hvilken figur er en skjematisk illustrasjon av et apparat 10 for bruk ved isolasjon av et reservoar i henhold til en foretrukket utfø-relse av den foreliggende oppfinnelse, hvor apparatet 10 er vist plassert i en brønn 12. Den viste brønn har tre hoved-seksjoner; en borehullseksjon med en diameter på 17 H tommer (444,5 mm) foret med et foringsrør med en diameter på 13 <3>/8 tommer (339,7 mm), en hullseksjon med en diameter på 12 V£ tommer (311,2 mm) foret med et fåringsrør med en diameter på
9 5/8 tommer (244,5 mm), og en hullseksjon med en diameter på
8 % tommer (215,9 mm) fåret med et foringsrør med en diameter på 7 tommer (177,8 mm). Fagfolk vil selvsagt se at disse di-mensjoner kun er eksempelvise, og at apparatet 10 kan benyttes i en lang rekke brønnkonfigurasjoner. Apparatet 10 befinner seg i den største første brønnseksjon og omfatter øvre og nedre ventiler 14, 16. Som vil bli beskrevet, er det kun små forskjeller mellom ventilene 14, 16. Ventilene er montert på rør 18 som strekker seg fra overflaten, gjennom en roterende utblåsingssikring (UBIS) 20, en ringromssikring 22 og en standard UBIS 24. En mellomliggende rørkopling 26 forbinder ventilene 14, 16 med hverandre, og en ytterligere rørseksjon 28 strekker seg fra den nedre ventil 16 gjennom 9 <5>/8 tom-mers -f 6ringsrøret for å gå i inngrep med og tette mot øvre ende av 7 tommers-f6ringsrøret. Således dannes et isolert ringrom 30 mellom ventiler 14, 16 og rør 18, 28 og det omgi-vende foringsrør. Dette vil bli omtalt som det parasittiske ringrom 3 0.
Apparatet 10 vil bli beskrevet med hensyn til en underbalansert boreoperasjon, og i en slik anvendelse vil en rørformet borestreng strekke seg fra overflaten gjennom ventiler 14, 16 og rør 18, 28.
Det henvises nå også til figur 2 av tegningene, hvilken figur er en forstørret snittegning av ventilene 14, 16, vist hver for seg. Det vil også henvises til figur 3 av tegningene, hvilken figur er en forstørret snittegning av den nedre ventil 16. Ettersom de eneste forskjellene mellom ventilene 14, 16 er forhåndsbelastningen av ventilens lukkef jaer og anordningen av åpninger for ventilstyrefluid, vil kun én av ventilene 16 bli beskrevet i detalj, som et eksempel på begge. Ventilen 16 er en kuleventil og innbefatter derfor en kule 34 som befinner seg i et i det vesentlige sylindrisk ventilhus 36, og i dette eksempel oppviser endene av huset 36 første-klasses hannkoplinger 38 for kopling til rørseksjon 18 og kopling 26.
Kulen 34 er montert i en kulehylse 40 som kan beveges aksialt i ventilhuset 36 for å åpne eller stenge ventilen. Ventilen 16 er vist i stengt stilling. Over hylsen 40 befinner1 det seg et øvre stempel 42 som reagerer på fluidtrykk i røret 18 over ventilen 14, hvilket trykk kommuniseres via en åpning 43. Videre befinner det seg en drivfjær 44 mellom stemplet 42 og en øvre plate 46 som er fast i forhold til ventilhuset 36. Føl-gelig vil fjæren 44 og fluidtrykket over kulen 34 tendere til å bevege ventilkulen 34 til åpen stilling.
Under hylsen 40 befinner det seg et nedre stempel 48 som sammen med ventilhuset 36, avgrenser to stempelflater, én 50 i fluidforbindelse med det parasittiske ringrom 30 via en åpning 51, og den andre 52 i forbindelse via en åpning 53 med røret under ventilene 14, 16, det vil si reservoartrykket.
Ved bruk, og ved fravær av ethvert trykk påført ventilene 14, 16 via det parasittiske ringrom 30, vil fjærene 44 drive ventilkulene 34 til åpen stilling, for derved å muliggjøre strømning gjennom ventilene 14, 16. Dersom det derimot er ønskelig å stenge ventilen, økes trykket i det parasittiske ringrom 30 slik at kraften som utøves mot parasittstemplene 50, øker. Forhåndsbelastningen av fjæren 44 i den nedre ventil 16 velges slik at den er lavere enn forhåndsbelastningen av fjæren 44 i den øvre ventil 14, slik at den nedre ventil 16 stenges først. Slik kan effektiviteten av tetningen som anordnes ved hjelp av den nedre ventil 16, kontrolleres. En videre økning i trykket i det parasittiske ringrom 30 vil deretter også stenge den øvre ventil 14.
Ventilkulene 34 er innrettet for å tillate kutting eller av-skjæring av lette bærende deler som for eksempel glattkabel, kabel eller kveilrør som går gjennom apparatet 10, slik at man i en nødsituasjon kan stenge ventilene hurtig uten å måtte trekke en bærende del ut av borehullet.
Med ventilene 14, 16 stengt er reservoaret nå isolert fra den øvre seksjon av brønnen. Dette muliggjør ulike operasjoner,
herunder opphenting, sammenstilling og innkjøring av verk-tøyer, innretninger og bærestrenger for disse over apparatet 10, eller sirkulasjon av fluider i den øvre ende av røret 18 for, for eksempel, å fylle røret 18 med et fluid med høyere eller lavere tetthet.
I det tilfellet at reservoartrykket under ventilene 14, 16 er høyere enn trykket i røret 18 over ventilene 14, 16, vil reservoartrykket som virker mot stemplene 52, ha en tendens til å holde ventilene 14, 16 stengt og altså forhindre en ukontrollert utstrømning av formasjonsfluider fra reservoaret.
I det tilfellet at trykkdifferansen er omvendt, det vil si at trykkraften over ventilene 14, 16 er større enn reservoartrykket som virker under ventilene 14, 16, kan parasittrykket økes for å øke ventilens lukkekraft som virker mot stemplene 50, for å motvirke ventilens åpningstrykk som virker mot stemplene 42.
Det øvre stempels 42 flate er lik parasitt- og reservoar-stemplenes 50, 52 flater kombinert, mens parasittstemplet 50 er større enn reservoarstemplet 52. Dersom det er ønskelig å åpne ventilen fra en stengt stilling, oppnås dette altså normalt ved å øke trykket i det parasittiske ringrom 30 til et punkt hvor parasittrykket i alt vesentlig tilsvarer reservoartrykket. Deretter økes trykket.i røret 18, og etter hvert som rørtrykket nærmer seg reservoartrykket, vil kreftene som virker mot stemplene 42 nå et nivå tilsvarende de motsatt virkende krefter mot de nedre stempler 48, slik at fjærene 44 vil tendere til å åpne ventilene når parasittrykket luftes ut ved overflaten.
Så lenge parasittrykket luftes ut, vil fjærene 44 holde ventilene i åpen stilling.
Med denne anordning ville det kunne være mulig å åpne ventilene når rørtrykket over ventilene 14, 16 var lavere enn reservoartrykket, dersom parasittrykket ikke ble økt slik at det er større enn eller likt reservoartrykket. Dette ville imidlertid føre til at ventilene 14, 16 ble åpnet med en trykkforskjell, og den påfølgende hurtige gjennomstrømning av fluid gjennom ventilene ville gi en økt sannsynlighet for erosjon og skade på ventilene og oppstrøms utstyr.
I det tilfeliet at én av eller begge ventilene ikke kan åpnes og det er ønskelig f.eks. å "drepe" brønnen, vil ventilkulene 34 ved anvendelse av tilstrekkelig rørtrykk fra overflaten bli skjøvet nedover i en slik grad at brønndrepingsfluid kan strømme rundt kulene 34 og deretter ut av gjennompumpingsåp-ninger 54 anordnet i de nedre kuleseter 56.
Dersom det er ønskelig, kan én eller flere énveisventiler anordnes i røret 28 eller ventilhuset 36. Det kan for eksempel anordnes én eller flere énveis trykkavlastningsventiler over den øvre ventil 14, hvor denne eller disse er konfigurert for å føre gass eller fluid fra det parasittiske ringrom og inn i røret 18. En slik ventil plassert umiddelbart over eller mellom ventilene 14, 16, kan for eksempel brukes til å sirkulere ut en søyle av brønndrepingsfluid før åpning av ventilen, eller til å injisere en fluidplugg før åpning av ventilene. En slik ventil vil også kunne brukes til å injisere metanol fra det parasittiske ringrom 30 oppå den øvre ventil for å forhindre gasshydratdannelse. Alternativt vil en énveisventil kunne inkorporeres mellom ventilene 14, 16. En slik ventil eller ventiler ville selvsagt kun åpne seg som en reaksjon på et parasittiske ringromstrykk som overstiger det som er nød-vendig for å stenge ventilen, for å foreta en trykktest ovenfra en stengt ventil, eller for å bære en søyle av brønndre-pingsf luid over ventilene.
I den viste utførelse kan anordningen av det parasittiske ringrom også med fordel brukes for f.eks. å muliggjøre injeksjon av nitrogen i brønnen under apparatet 10. Et nitrogenin-jeksjonspunkt vil f.eks. kunne anordnes på røret 28 under apparatet 10. Injeksjonspunktet ville selvsagt måtte isoleres fra rørboringen ved bruk av en nitrogeninjeksjonsventil for pumpe åpen/pumpe stengt.
Ut fra ovenstående beskrivelse vil det være tydelig for fagfolk at det ovenfor beskrevne apparat gir en sikker og praktisk fremgangsmåte for isolasjon av et reservoar, og ventile-nes evne til å holde trykk både ovenfra og nedefra er en betydelig fordel for operatøren og representerer en praktisk ordning og ekstra sikkerhet ved underbalansert boring, ved balansert boring eller i miljøer med strømmende brønner/ lett-intervensjon, særlig ved utplassering av boresammenstil-linger, intervensjonssammenstillinger, brønnoverhalingssam-menstillinger, komplettering, f6ringsrør, slissede foringsrør eller sandfiltre.
Fagfolk på området vil også innse at den viste utførelse kun er et eksempel på den foreliggende oppfinnelse, og at den kan gjøres til gjenstand for ulike modifikasjoner og forbedringer uten å avvike fra oppfinnelsens ramme. For eksempel kan man i stedet for å styre betjeningen av ventilene 14, 16 via det
parasittiske ringrom 30, strekke tradisjonelle styreledninger fra overflaten for å tilføre ventilene styrefluid. Videre kan
man i stedet for å anordne ventiler i egne hus, anordne en felles hussammenstilling for begge ventiler. Ovennevnte ven-tilanordninger er primært avhengige av metall-metalltetninger mellom kulene og ventilsetene, og i andre utførelser kan det selvsagt også anordnes elastomertetninger. Ventilene som vi-ses og beskrives ovenfor, er i form av kuleventiler, men fagfolk vil forstå at klappventiler også kan benyttes, spesielt klappventiler kan holdes stengt som en reaksjon både på trykk ovenfra og nedenfra.
Claims (49)
1. Fremgangsmåte for å isolere et reservoar av produksjonsf luid i en formasjon, karakterisert ved at fremgangsmåten innbefatter: anordning av en ventil (14, 16) i et borehull som krysser en produksjonsformasjon, og hvor det hydrostatiske trykk i borehullet ved formasjonen normalt er lavere enn formasjonstrykket, idet ventilen (14, 16) i utgangspunktet er åpen; plassering av ventilen (14, 16) ved eller under trykkbalansepunktet; anvendelse av et valgt første styretrykk for å stenge ventilen (14, 16), idet det første styretrykk i kombinasjon med et høyere styretrykk under ventilen (14, 16) opprettholder ventilen stengt; og styring av ventilen (14, 16) fra overflaten, slik at ventilen (14, 16) vil bevege seg fra en stengt konfigurasjon og til en åpen konfigurasjon kun ved en forhåndsbestemt trykkforskjell derover.
2. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at ventilen (14, 16) beveges fra en åpen konfigurasjon og til en stengt konfigurasjon ved anvendelse av et styretrykk mot denne.
3. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at ventilen (14, 16) styres slik at den kun vil åpne seg når det er liten eller ingen trykkdifferanse over ventilen (14, 16).
4. Fremgangsmåte som angitt i krav 3, karakterisert ved at borehullet befinner seg i en underbalansert eller strømmende brønn (12).
5. Fremgangsmåte som angitt i et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at den stengte ventil (14, 16) styres for å holde høyere trykk over ventilen (14, 16).
6. Fremgangsmåte som angitt i et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at den stengte ventil (14, 16) styres for å holde høyere trykk under ventilen (14, 16).
7. Fremgangsmåte som angitt i et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at den stengte ventil (14, 16) styres for å holde trykk fra begge sider.
8. Fremgangsmåte som angitt i et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at ventilen (14, 16) styres fra overflaten ved hjelp av fluidtrykk.
9. Fremgangsmåte som angitt i et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at tilførselen av styrefluid er forsynt fra overflaten og til ventilen (14, 16) gjennom minst én styreledning.
10. Fremgangsmåte som angitt i et hvilket som helst av krav 1 til 8, karakterisert ved at til-førselen av styrefluid er forsynt fra overflaten og til ventilen (14, 16) gjennom et parasittisk ringrom (30) .
11. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at den innbefatter det å anvende et høyere trykk under ventilen (14, 16) for å holde ventilen (14, 16) stengt uten vedvarende anvendelse av nevnte styretrykk.
12. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at den innbefatter det å øke nevnte styretrykk for å holde ventilen (14, 16) stengt som en reaksjon på et høyere trykk over ventilen (14, 16).
13. Fremgangsmåte som angitt i krav 1, karakterisert ved at den innbefatter det å bringe det anvendte styretrykk til en bestemt verdi, redusere trykkforskjellen over ventilen (14, 16) til et minimum, og så variere styrefluidtrykket for å åpne ventilen (14, 16) .
14. Fremgangsmåte som angitt i et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at den innbefatter anordning av to lignende ventiler (14, 16) i borehullet.
15. Fremgangsmåte som angitt i krav 14, karakterisert ved at den videre innbefatter samtidig stenging av ventilene (14, 16).
16. Fremgangsmåte som angitt i krav 14, karakterisert ved at den videre innbefatter sekvensiell stenging av ventilene (14, 16).
17. Fremgangsmåte som angitt i krav 16, karakterisert ved at den videre innbefatter det å stenge den nederste ventil (16) først.
18. Fremgangsmåte som angitt i krav 17, karakterisert ved at den innbefatter trykktesting av den nederste ventil (16) etter stenging av denne, og deretter trykktesting av den øvre ventil (14) etter stenging av denne.
19. Fremgangsmåte som angitt i et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at den innbefatter det å kjøre ventilen (14, 16) inn i et fåret borehull på et mellomliggende- eller parasittisk fåringsrør for derved å avgrense et parasittisk ringrom (30) mellom det eksisterende foringsrør og det parasittiske fåringsrør.
20. Fremgangsmåte som angitt i krav 19, karakterisert ved at den videre innbefatter det å tette det parasittiske foringsrør mot det borehullsforende foringsrør ved eller under ventilen (14, 16) .
21. Fremgangsmåte som angitt i krav 20, karakterisert ved at den videre innbefatter innfø-ring av fluider i borehullet under ventilen (14, 16) gjennom det parasittiske ringrom (30).
22. Fremgangsmåte som angitt i krav 21, karakterisert ved at fluidet er nitrogen og nitroge-net injiseres i borehullet under ventilen (14, 16).
23. Fremgangsmåte som angitt i krav 20 eller 21, karakterisert ved at den videre innbefatter opphenging av et ekstra foringsrør under ventilen (14, 16) for å forlenge det parasittiske ringrom (30).
24. Fremgangsmåte som angitt i krav 20, karakterisert ved at den videre innbefatter det å føre gass, flytende løftegass eller fluid til et punkt i borehullet over ventilen (14, 16).
25. Fremgangsmåte som angitt i et hvilket som helst av krav 20 til 24, karakterisert ved at den videre innbefatter anordning av minst én énveisventil mellom det parasittiske ringrom (30) og borehullet og åpning av énveisventilen som en reaksjon på et parasittrykk som overstiger det som kreves for å betjene ventilen (14, 16) eller utføre trykkprøvinger på ventilen (14, 16).
26. Fremgangsmåte som angitt i krav 25, karakterisert ved at den videre innbefatter det å sirkulere ut en søyle av brønndrepingsfluid over ventilen (14, 16) via det parasittiske ringrom (30) og énveisventilen, før ventilen (14, 16) åpnes.
27. Fremgangsmåte som angitt i krav 25, karakterisert ved at den videre innbefatter injeksjon av en fluidplugg via det parasittiske ringrom (30) og énveisventilen, før ventilen (14, 16) åpnes.
28. Fremgangsmåte som angitt i krav 25, karakterisert ved at den videre innbefatter injeksjon av metanol fra det parasittiske ringrom (30) for å forhindre gasshydratdannelse.
29. Fremgangsmåte som angitt i et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at den videre innbefatter låsing av ventilen (14, 16) i åpen stilling.
30. Apparat (10) til bruk ved isolasjon av et reservoar av produksjonsf luid i en formasjon, karakterisert ved at apparatet (10) innbefatter: en ventil (14, 16) tilpasset til plassering i et borehull som krysser en produksjonsformasjon, og hvor det hydrostatiske trykk i borehullet ved formasjonen normalt er lavere enn formasjonstrykket; en første ventilstyreanordning som gjør det mulig å styre ventilen fra overflaten; og en andre ventilstyreanordning som gjør det mulig å styre ventilens (14, 16) bevegelse fra en stengt og til en åpen konfigurasjon som en reaksjon på en forhåndsbestemt trykkforskjell over ventilen (14, 16).
31. Apparat som angitt i krav 30, karakterisert ved at den første ventilstyreanordning er anvendelig til å bevege ventilen (30) fra den åpne konfigurasjon og til den stengte konfigurasjon.
32. Apparat som angitt i krav 30, karakterisert ved at ventilen (14, 16) er tilpasset til å holde trykk fra minst én side.
33. Apparat som angitt i krav 32, karakterisert ved at ventilen (14, 16) er tilpasset til å holde trykk fra begge sider.
34. Apparat som angitt i et hvilket som helst av krav 30 til 33, karakterisert ved at den første ventilstyreanordning reagerer på styrefluidtrykk.
35. Apparat som angitt i krav 34, karakterisert ved at det er kombinert med minst én sty-ref luidf ørende styreledning som strekker seg mellom apparatet (10) og overflaten. -
36. Apparat som angitt i krav 34, karakterisert ved at det er kombinert med et parasittisk foringsrør som avgrenser et styrefluidførende parasittisk ringrom (30).
37. Apparat som angitt i et hvilket som helst av kravene 30 til 36, karakterisert ved at den første fluidstyreanordning innbefatter et styrefluidstempel (42), hvor anvendelse av styrefluid mot dette tenderer til å aktivere ventilen (14, 16).
38. Apparat som angitt i et hvilket som helst av kravene 30 til 37, karakterisert ved at den andre fluidstyreanordning innbefatter et stempel (48) som står i forbindelse med fluid under ventilen (14, 16) og et stempel (42) som står i forbindelse med fluid over ventilen (14, 16).
39. Apparat som angitt i krav 38, karakterisert ved at den andre fluidstyreanordning er anordnet slik at anvendelse av trykk mot stemplet som står i forbindelse med fluid under ventilen, tenderer til å stenge ventilelementet (34).
40. Apparat som angitt i krav 38 eller 39, karakterisert ved at den andre fluidstyreanordning er anordnet slik at anvendelse av trykk mot stemplet som står i forbindelse med fluid over ventilen, tenderer til å åpne ventilen (14, 16).
41. Apparat som angitt i et hvilket som helst av kravene 30 til 40, karakterisert ved at ventilen (14, 16) er en kuleventil.
42. Apparat som angitt i et hvilket som helst av kravene 30 til 40, karakterisert ved at ventilen (14, 16) er en klappventil.
43. Apparat som angitt i et hvilket som helst av kravene 30 til 42, karakterisert ved at ventilen (14, 16) omfatter to ventilstengeelementer (34).
44. Apparat som angitt i et hvilket som helst av kravene 30 til 41, karakterisert ved at ventilen (14, 16) innbefatter to kuleventiler.
45. Apparat som angitt i et hvilket som helst av kravene 30 til 41, eller 42, karakterisert ved at ventilen (14, 16) innbefatter to klappventiler.
46. Apparat som angitt i et hvilket som helst av kravene 43, 44 eller 45, karakterisert ved at ventilene (14, 16) har individuelle betjeningsmekanismer.
47. Apparat som angitt i krav 46, karakterisert ved at ventilene (14, 16) innbefatter respektive ventilelementer kombinert med respektive fjærpakker (44) med forskjellige forhåndsbelastninger.
48. Apparat som angitt i et hvilket som helst av kravene 30 til 47, karakterisert ved at ventilen (14, 16) er konfigurert for å kunne låses i åpen stilling.
49. Apparat som angitt i et hvilket som helst av kravene 30 til 48, karakterisert ved at ventilen (14, 16) er konfigurert slik at den tillater gjen-nompumping i stengt konfigurasjon.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB0025515A GB2368079B (en) | 2000-10-18 | 2000-10-18 | Well control |
PCT/GB2001/004619 WO2002033215A2 (en) | 2000-10-18 | 2001-10-17 | Dual valve well control in underbalanced wells |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20030447D0 NO20030447D0 (no) | 2003-01-29 |
NO20030447L NO20030447L (no) | 2003-03-21 |
NO324019B1 true NO324019B1 (no) | 2007-07-30 |
Family
ID=9901521
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20030447A NO324019B1 (no) | 2000-10-18 | 2003-01-29 | Fremgangsmate og apparat til bruk ved isolasjon av et reservoar av produksjonsfluid i en formasjon. |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US7204315B2 (no) |
EP (1) | EP1327051B1 (no) |
AU (2) | AU2002210679A8 (no) |
CA (1) | CA2413745C (no) |
DE (1) | DE60126302T2 (no) |
GB (1) | GB2368079B (no) |
NO (1) | NO324019B1 (no) |
WO (1) | WO2002033215A2 (no) |
Families Citing this family (38)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2003062589A1 (en) | 2002-01-17 | 2003-07-31 | Presssol Ltd. | Two string drilling system |
US6854534B2 (en) * | 2002-01-22 | 2005-02-15 | James I. Livingstone | Two string drilling system using coil tubing |
AU2003260217A1 (en) | 2002-07-19 | 2004-02-09 | Presssol Ltd. | Reverse circulation clean out system for low pressure gas wells |
AU2003260210A1 (en) | 2002-08-21 | 2004-03-11 | Presssol Ltd. | Reverse circulation directional and horizontal drilling using concentric coil tubing |
US7055598B2 (en) * | 2002-08-26 | 2006-06-06 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid flow control device and method for use of same |
US7350590B2 (en) * | 2002-11-05 | 2008-04-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Instrumentation for a downhole deployment valve |
US7451809B2 (en) * | 2002-10-11 | 2008-11-18 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for utilizing a downhole deployment valve |
US7178600B2 (en) * | 2002-11-05 | 2007-02-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for utilizing a downhole deployment valve |
US7255173B2 (en) * | 2002-11-05 | 2007-08-14 | Weatherford/Lamb, Inc. | Instrumentation for a downhole deployment valve |
US7836946B2 (en) | 2002-10-31 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotating control head radial seal protection and leak detection systems |
US7343983B2 (en) * | 2004-02-11 | 2008-03-18 | Presssol Ltd. | Method and apparatus for isolating and testing zones during reverse circulation drilling |
US20050178586A1 (en) * | 2004-02-12 | 2005-08-18 | Presssol Ltd. | Downhole blowout preventor |
CA2507105A1 (en) * | 2004-05-13 | 2005-11-13 | Pressol Ltd. | Casing degasser tool |
WO2006015277A1 (en) * | 2004-07-30 | 2006-02-09 | Baker Hughes Incorporated | Downhole inflow control device with shut-off feature |
US7926593B2 (en) | 2004-11-23 | 2011-04-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotating control device docking station |
US8826988B2 (en) | 2004-11-23 | 2014-09-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Latch position indicator system and method |
US7798229B2 (en) * | 2005-01-24 | 2010-09-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual flapper safety valve |
US7762336B2 (en) * | 2006-06-12 | 2010-07-27 | Weatherford/Lamb, Inc. | Flapper latch |
US7673689B2 (en) * | 2006-06-12 | 2010-03-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Dual flapper barrier valve |
US8196649B2 (en) * | 2006-11-28 | 2012-06-12 | T-3 Property Holdings, Inc. | Thru diverter wellhead with direct connecting downhole control |
CA2581581C (en) * | 2006-11-28 | 2014-04-29 | T-3 Property Holdings, Inc. | Direct connecting downhole control system |
US7997345B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-08-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Universal marine diverter converter |
US8286734B2 (en) | 2007-10-23 | 2012-10-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Low profile rotating control device |
US8844652B2 (en) | 2007-10-23 | 2014-09-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Interlocking low profile rotating control device |
US8322432B2 (en) | 2009-01-15 | 2012-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Subsea internal riser rotating control device system and method |
US9359853B2 (en) | 2009-01-15 | 2016-06-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Acoustically controlled subsea latching and sealing system and method for an oilfield device |
US8347983B2 (en) | 2009-07-31 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with a high pressure rotating control device |
US8424611B2 (en) * | 2009-08-27 | 2013-04-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Downhole safety valve having flapper and protected opening procedure |
US8347982B2 (en) | 2010-04-16 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | System and method for managing heave pressure from a floating rig |
US9175542B2 (en) | 2010-06-28 | 2015-11-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Lubricating seal for use with a tubular |
WO2012040235A2 (en) | 2010-09-20 | 2012-03-29 | Weatherford/Lamb, Inc. | Remotely operated isolation valve |
US8978750B2 (en) | 2010-09-20 | 2015-03-17 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Signal operated isolation valve |
US9371918B2 (en) * | 2011-09-30 | 2016-06-21 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Ball valve float equipment |
GB2495502B (en) * | 2011-10-11 | 2017-09-27 | Halliburton Mfg & Services Ltd | Valve actuating apparatus |
GB2497913B (en) | 2011-10-11 | 2017-09-20 | Halliburton Mfg & Services Ltd | Valve actuating apparatus |
GB2497506B (en) | 2011-10-11 | 2017-10-11 | Halliburton Mfg & Services Ltd | Downhole contingency apparatus |
GB2495504B (en) | 2011-10-11 | 2018-05-23 | Halliburton Mfg & Services Limited | Downhole valve assembly |
US9359864B2 (en) | 2013-11-06 | 2016-06-07 | Team Oil Tools, Lp | Method and apparatus for actuating a downhole tool |
Family Cites Families (50)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US448216A (en) * | 1891-03-17 | Spark-arrester | ||
US664441A (en) * | 1900-04-14 | 1900-12-25 | Clara B A Smith | Garment-stay. |
US2587539A (en) * | 1946-09-07 | 1952-02-26 | Seaman Henry | Hydraulically balanced valve system |
US3724501A (en) * | 1971-01-21 | 1973-04-03 | Jackson Inc B | Undersea well test tree control valve and system |
US3799269A (en) | 1972-04-03 | 1974-03-26 | Macco Oil Tool Co Inc | Safety means for well flow control |
US3868995A (en) * | 1973-06-15 | 1975-03-04 | Baker Oil Tools Inc | Sub-surface safety valve |
US3967647A (en) * | 1974-04-22 | 1976-07-06 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea control valve apparatus |
US4116272A (en) * | 1977-06-21 | 1978-09-26 | Halliburton Company | Subsea test tree for oil wells |
US4197879A (en) | 1977-10-03 | 1980-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | Lubricator valve apparatus |
US4368871A (en) | 1977-10-03 | 1983-01-18 | Schlumberger Technology Corporation | Lubricator valve apparatus |
US4144937A (en) * | 1977-12-19 | 1979-03-20 | Halliburton Company | Valve closing method and apparatus for use with an oil well valve |
US4201363A (en) * | 1978-07-17 | 1980-05-06 | Otis Engineering Corporation | Tubing retrievable surface controlled subsurface safety valve |
US4306623A (en) * | 1979-08-06 | 1981-12-22 | Baker International Corporation | Valve assembly for a subterranean well conduit |
FR2557664B1 (fr) * | 1983-12-28 | 1986-08-29 | Flopetrol | Vanne de securite, en particulier pour fermer un puits de petrole |
US4619325A (en) * | 1985-01-29 | 1986-10-28 | Halliburton Company | Well surging method and system |
SE8800939L (sv) * | 1988-03-15 | 1989-09-16 | Plockmatic International Ab | Anordning foer uppmatning av ark i en arkplockningsmaskin |
US4896722A (en) * | 1988-05-26 | 1990-01-30 | Schlumberger Technology Corporation | Multiple well tool control systems in a multi-valve well testing system having automatic control modes |
US4880060A (en) * | 1988-08-31 | 1989-11-14 | Halliburton Company | Valve control system |
US4903775A (en) * | 1989-01-06 | 1990-02-27 | Halliburton Company | Well surging method and apparatus with mechanical actuating backup |
US4926945A (en) | 1989-09-07 | 1990-05-22 | Camco, Incorporated | Subsurface well safety valve with curved flapper and method of making |
US5022427A (en) * | 1990-03-02 | 1991-06-11 | Otis Engineering Corporation | Annular safety system for gas lift production |
US5251702A (en) * | 1991-07-16 | 1993-10-12 | Ava International Corporation | Surface controlled subsurface safety valve |
US5285850A (en) * | 1991-10-11 | 1994-02-15 | Halliburton Company | Well completion system for oil and gas wells |
GB9413142D0 (en) | 1994-06-30 | 1994-08-24 | Exploration And Production Nor | Completion lubricator valve |
US5564502A (en) | 1994-07-12 | 1996-10-15 | Halliburton Company | Well completion system with flapper control valve |
US5503229A (en) * | 1994-09-09 | 1996-04-02 | Camco International Inc. | Equalizing subsurface safety valve |
US5657523A (en) * | 1995-11-02 | 1997-08-19 | Industrial Technology Research Institute | Positioning mechanism of turret index |
US5848646A (en) | 1996-01-24 | 1998-12-15 | Schlumberger Technology Corporation | Well completion apparatus for use under pressure and method of using same |
US5971353A (en) * | 1996-04-09 | 1999-10-26 | Barber Industries, Inc. | Dump/stop valve for surface controlled subsurface safety valve |
GB2313610B (en) | 1996-05-29 | 2000-04-26 | Baker Hughes Inc | Method of performing a downhole operation |
US5865254A (en) | 1997-01-31 | 1999-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole tubing conveyed valve |
US6230807B1 (en) * | 1997-03-19 | 2001-05-15 | Schlumberger Technology Corp. | Valve operating mechanism |
US5848848A (en) * | 1997-06-06 | 1998-12-15 | Comtec Information Systems, Inc. | Battery powered printer system with self-contained high power solid state battery voltage switching |
GB2326892B (en) | 1997-07-02 | 2001-08-01 | Baker Hughes Inc | Downhole lubricator for installation of extended assemblies |
GB2346638B (en) * | 1997-10-17 | 2002-06-19 | Camco Int | Equalizing subsurface safety valve with injection system |
US6302210B1 (en) * | 1997-11-10 | 2001-10-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Safety valve utilizing an isolation valve and method of using the same |
US6157974A (en) * | 1997-12-23 | 2000-12-05 | Lsi Logic Corporation | Hot plugging system which precharging data signal pins to the reference voltage that was generated from voltage detected on the operating mode signal conductor in the bus |
US6209663B1 (en) | 1998-05-18 | 2001-04-03 | David G. Hosie | Underbalanced drill string deployment valve method and apparatus |
CA2269876C (en) * | 1998-05-18 | 2005-12-27 | Gulf Technologies International, L.C. | Underbalanced drill string deployment valve method and apparatus |
NO306033B1 (no) * | 1998-06-05 | 1999-09-06 | Ziebel As | Anordning og fremgangsmate til innbyrdes uavhengig styring av reguleringsinnretninger for regulering av fluidstrom mellom et hydrokarbonreservoar og en bronn |
US6152229A (en) * | 1998-08-24 | 2000-11-28 | Abb Vetco Gray Inc. | Subsea dual in-line ball valves |
US6152232A (en) | 1998-09-08 | 2000-11-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | Underbalanced well completion |
US6167974B1 (en) | 1998-09-08 | 2001-01-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method of underbalanced drilling |
US6142226A (en) | 1998-09-08 | 2000-11-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Hydraulic setting tool |
BR9916550A (pt) | 1998-09-21 | 2001-11-13 | Camco Int | Válvula de segurança excêntrica de subsuperfìciepara controle do fluxo de fluido em um condutode poço |
EG22117A (en) * | 1999-06-03 | 2002-08-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method and apparatus for controlling pressure and detecting well control problems during drilling of an offshore well using a gas-lifted riser |
US6250383B1 (en) | 1999-07-12 | 2001-06-26 | Schlumberger Technology Corp. | Lubricator for underbalanced drilling |
US6227299B1 (en) | 1999-07-13 | 2001-05-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flapper valve with biasing flapper closure assembly |
US6644411B2 (en) | 2001-04-18 | 2003-11-11 | Kvaerner Oilfield Products, Inc. | Tubing hanger with flapper valve |
US6962215B2 (en) | 2003-04-30 | 2005-11-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Underbalanced well completion |
-
2000
- 2000-10-18 GB GB0025515A patent/GB2368079B/en not_active Expired - Fee Related
-
2001
- 2001-10-17 US US10/296,295 patent/US7204315B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2001-10-17 AU AU2002210679A patent/AU2002210679A8/xx not_active Abandoned
- 2001-10-17 CA CA002413745A patent/CA2413745C/en not_active Expired - Fee Related
- 2001-10-17 DE DE60126302T patent/DE60126302T2/de not_active Expired - Lifetime
- 2001-10-17 AU AU2002210679A patent/AU2002210679A1/en not_active Abandoned
- 2001-10-17 EP EP01978579A patent/EP1327051B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-10-17 WO PCT/GB2001/004619 patent/WO2002033215A2/en active IP Right Grant
-
2003
- 2003-01-29 NO NO20030447A patent/NO324019B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2413745A1 (en) | 2002-04-25 |
GB0025515D0 (en) | 2000-11-29 |
DE60126302D1 (de) | 2007-03-15 |
DE60126302T2 (de) | 2007-11-22 |
AU2002210679A1 (en) | 2002-04-29 |
WO2002033215A3 (en) | 2002-08-29 |
EP1327051B1 (en) | 2007-01-24 |
GB2368079A (en) | 2002-04-24 |
US7204315B2 (en) | 2007-04-17 |
CA2413745C (en) | 2005-11-15 |
US20030150621A1 (en) | 2003-08-14 |
EP1327051A2 (en) | 2003-07-16 |
WO2002033215A8 (en) | 2006-08-17 |
WO2002033215A2 (en) | 2002-04-25 |
GB2368079B (en) | 2005-07-27 |
AU2002210679A8 (en) | 2006-11-09 |
NO20030447D0 (no) | 2003-01-29 |
NO20030447L (no) | 2003-03-21 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO324019B1 (no) | Fremgangsmate og apparat til bruk ved isolasjon av et reservoar av produksjonsfluid i en formasjon. | |
EP1270870B1 (en) | Blow out preventer testing apparatus | |
EP1101012B1 (en) | Mechanism for dropping a plurality of balls into tubulars used in drilling, completion and workover of oil, gas and geothermal wells, and method of using same | |
US9540894B2 (en) | Tubing hanger running tool with integrated landing features | |
CA2445870C (en) | Automatic tubing filler | |
EP0204619A2 (en) | Subsea master valve for use in well testing | |
NO321349B1 (no) | Stromningsstyring og isolasjon i en borebronn | |
US8668004B2 (en) | Tubing hanger running tool with integrated pressure release valve | |
US4350205A (en) | Work over methods and apparatus | |
NO304475B1 (no) | Elektrisk aktivert klargj°ringssystem for en br°nn til produksjon av hydrokarboner med en produksjonsr°rstreng i en br°nnf¶ring samt fremgangsmÕte derved | |
NO310785B1 (no) | Kabelhode | |
US9051824B2 (en) | Multiple annulus universal monitoring and pressure relief assembly for subsea well completion systems and method of using same | |
NO346343B1 (no) | Modul-havbunnskomplettering | |
US20030094285A1 (en) | Valve assembly | |
EP2898178B1 (en) | Method for initiating fluid circulation using dual drill pipe | |
NO304035B1 (no) | FremgangsmÕte for Õ installere en foringsr°rhenger og en ringromstetning, og et tetningsinstallasjonsverkt°y for slik installasjon | |
NO342075B1 (no) | Forbikoplingsenhet og fremgangsmåte for innsprøytning av fluid rundt et brønnverktøy | |
NO330789B1 (no) | Anordning og fremgangsmate for mekanisk avstengningsventil i en bronn | |
EP0595907B1 (en) | Improved sub-sea test tree apparatus | |
US3732925A (en) | Apparatus for conducting operations in a well through a normally closed valve | |
NO316038B1 (no) | Gjenvinning av brönnverktöy under trykk | |
US11668150B2 (en) | Valve assembly for controlling fluid communication along a well tubular | |
GB2047772A (en) | Apparatus and method for isolating an underground zone containing a fluid notably for the workover of an oil well | |
GB2388140A (en) | Downhole isolation valve |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |