NO324255B1 - Spolbar, ettergivende leder og kveilror for innforing av et injektorkveilror i en bronn - Google Patents
Spolbar, ettergivende leder og kveilror for innforing av et injektorkveilror i en bronn Download PDFInfo
- Publication number
- NO324255B1 NO324255B1 NO20013363A NO20013363A NO324255B1 NO 324255 B1 NO324255 B1 NO 324255B1 NO 20013363 A NO20013363 A NO 20013363A NO 20013363 A NO20013363 A NO 20013363A NO 324255 B1 NO324255 B1 NO 324255B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- conductor
- sel
- well
- injector
- wellhead
- Prior art date
Links
- 239000004020 conductor Substances 0.000 title claims description 49
- 238000003780 insertion Methods 0.000 title claims description 5
- 230000037431 insertion Effects 0.000 title claims description 5
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 claims description 76
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 42
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 26
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 8
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 4
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 4
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 4
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims description 4
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 claims description 3
- 239000002783 friction material Substances 0.000 claims description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 34
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 25
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 14
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 14
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 14
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 10
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 8
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 8
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 8
- 230000004044 response Effects 0.000 description 8
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 8
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 7
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 6
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 6
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 6
- 239000000835 fiber Substances 0.000 description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 4
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 4
- 239000000463 material Substances 0.000 description 4
- 238000013459 approach Methods 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 206010016256 fatigue Diseases 0.000 description 3
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 3
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 3
- 101100191136 Arabidopsis thaliana PCMP-A2 gene Proteins 0.000 description 2
- 229910052582 BN Inorganic materials 0.000 description 2
- PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N Boron nitride Chemical compound N#B PZNSFCLAULLKQX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N Carbon Chemical compound [C] OKTJSMMVPCPJKN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 101100048260 Saccharomyces cerevisiae (strain ATCC 204508 / S288c) UBX2 gene Proteins 0.000 description 2
- 229910052799 carbon Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000004519 grease Substances 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 2
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 2
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 2
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 229920000049 Carbon (fiber) Polymers 0.000 description 1
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000004593 Epoxy Substances 0.000 description 1
- 229910000640 Fe alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- 229920000271 Kevlar® Polymers 0.000 description 1
- 229910001069 Ti alloy Inorganic materials 0.000 description 1
- RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N Titanium Chemical compound [Ti] RTAQQCXQSZGOHL-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 239000004917 carbon fiber Substances 0.000 description 1
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 description 1
- 239000011651 chromium Substances 0.000 description 1
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000011109 contamination Methods 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003733 fiber-reinforced composite Substances 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 210000000494 inguinal canal Anatomy 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 239000004761 kevlar Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 238000001228 spectrum Methods 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 229910052719 titanium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010936 titanium Substances 0.000 description 1
- 210000003954 umbilical cord Anatomy 0.000 description 1
- 229910052720 vanadium Inorganic materials 0.000 description 1
- LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N vanadium atom Chemical compound [V] LEONUFNNVUYDNQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 without limitation Inorganic materials 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/01—Risers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/068—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells
- E21B33/076—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/01—Risers
- E21B17/015—Non-vertical risers, e.g. articulated or catenary-type
-
- 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
- E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
- E21B19/22—Handling reeled pipe or rod units, e.g. flexible drilling pipes
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH 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
- E21B33/08—Wipers; Oil savers
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)
- Earth Drilling (AREA)
- Springs (AREA)
- Fuel-Injection Apparatus (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelsen vedrører en ettergivende leder for adkomst til sjøbunnsinstallasjoner slik som sjøbaserte olje- eller gassbrønner, systemer som benytter lederne, fremgangsmåter for utdeling av kveilrør med den ettergivende lederen til en slik installasjon og fremgangsmåter for tilvirkning og bruk av samme.
Mer spesifikt vedrører oppfinnelsen en spolbar, ettergivende leder i henhold til ingressen i krav 1, samt en fremgangsmåte for innføring av kveilrør i henhold til ingressen til krav 16.
Etter innføring i en oljebrønn, har kveilrør et stort mangfold bruksområder slik som boring, logging og produksjonsforøkning i henhold til kjent teknikk. Kveilrør kan bli trukket ut av en brønn umiddelbart etter en brønnbehandling, eller det kan bli permanent etterlatt i brønnen som en del av brønnkompletteringen. Når kveilrør blir benyttet, er det nødvendig å tilveiebringe en ringformet brønntetting der kveilrøret går inn i brønnen. Denne tettingen blir ofte betegnet som pakkboks eller slamskrape, og dens funksjon er å tilveiebringe en dynamisk, trykktett tetting rundt kveilrøret for å forhindre lekkasje av brønnfluider fra oljebrønnen i punktet hvor kveilrøret går inn i oljebrønnen. Tidligere kjente fremgangsmåter og anordninger har plassert den ringformede brønntettingen nær injektoren, typisk bare noen få tommer vekk, for det hovedformål å unngå buklingssvikt for kveilrøret mellom injektoren og den ringformede tettingen.
I henhold til den kjente teknikk krever oljebrønner på land en smøreinnretning. Dette er en innretning som kan være mange titall fot stor og er midlertidig festet til brønnhodet eller treet til brønnen. Injektoren må bli holdt på plass over denne smøreinnretningen, nær den ringformede brønntettingen. En vesentlig krankraft eller holdekonstruksjon kreves for å løfte og holde injektoren på plass. Å tilveiebringe slike kraner eller konstruksjoner øker kostnadene, kompleksitetene og varigheten av kveilrørsoperasjoner.
I henhold til den tidligere kjente teknikk ligner undervannsoljebrønner med overflatebrønnhoder oljebrønner på land ved at de krever at injektoren blir løftet og holdt på plass over smøreinnretningen og nær den ringformede brønntettingen. En ytterligere ulempe er at injektoren må bli løftet fra et flytende fartøy opp på anlegget som har overflatebrønnhodene. Mange fralandsplattformer har ikke installert kraner som er passende for denne oppgaven, og kostnadene for midlertidig å tilveiebringe slike kraner kan utelukke en økonomisk bruk av kveilrør.
I henhold til den tidligere kjente teknikk kan kveilrør bli benyttet i tilfellet med undervannsoljebrønner med midlertidige overflatebrønnhoder. Ved visse tilfeller er et borefartøy koblet til undervannsoljebrønnen med et midlertidig stigerør. Dette skjer under borefasen til en undervannsoljebrønn. En smøreinnretning er noen ganger festet til det midlertidige overflatebrønnhodet, og ved slike tilfeller må injektoren bli overført fra et flytende fartøy, løftet og holdt ovenfor smøreinnretningen nær den ringformede brønntettingen. Siden borefartøyet flyter fritt uten forankring, må injektoren være hivkompensert.
Undervannoljebrønner, med undervannsbrønnhoder som ikke har noen type plattformkonstruksjon på overflaten over brønnen, fås generelt adkomst til fra et boreskip eller halvt nedsenkbart borfartøy. I henhold til den tidligere kjente teknikk krever kveilrørsadkomst fra slike fartøy at det trykksatte borehullet blir midlertidig forlenget ved bruk av et fast stigerør under strekk fra brønnhodet til fartøyet og tilknyttet stort hivkompensasjons- og stigerørshåndteringsutstyr. Dette tillater da den ringformede brønntettingen å være nær injektoren. Eksempler på slik kjent teknikk er US-patent nr. 4.423.983 som beskriver et fast eller stivt marint stigerør som strekker seg fra et undervannsanlegg til en flytende konstruksjon plassert i det vesentlige direkte ovenfor, og US-patent nr. 4.470.722 som beskriver et marint produksjonsstigerør for bruk mellom et undervannsanlegg (produksjonsmanifold, brønnhode etc.) og et halvt nedsenkbart produksjonsfartøy. Annen relatert tidligere kjent teknikk inkluderer US-patent nr. 4.176.986 som beskriver et fast marinboringsstigerør med variable oppdriftskanner. Boreskip eller halvt nedsenkbare borefartøyer og tilknyttet utstyr påkrevd for strekksatte faste stigerør har en høy daglig kostnad. For eksempel kan rutinemessig kveilrørsadkomst utført på en undervannsbrønn ha en vesentlig daglig kostnad på mer enn hundre tusen dollar pr. dag.
I et forsøk på å utelukke behovet for strekksatte faste stigerør og stigerørshivkompensasjonssystemer har tidligere kjent teknikk som benytter bøyelige stigerør i stedet for faste stigerør blitt fremlagt. Eksempler på slik kjent teknikk er US-patent nr. 4.556.340 og US-patent nr. 4.570.716 som beskriver bruk av bøyelige stigerør eller kanaler mellom et undervannsanlegg og et flytende produksjonsanlegg; og US-patent nr. 4.281.716 som beskriver et bøyelig stigerør for å underlette vertikal adkomst til en undervannsbrønn for å utføre kabelvedlikehold. Annen relatert kjent teknikk inkluderer US-patent nr. 4.730.677 som beskriver en fremgangsmåte og et system for å yte service på undervannsbrønner med et bøyelig stigerør, og US-patent nr. 5.671.811 som beskriver en rørsammenstilling for å yte service på et undervannsbrønnhode ved å injisere et indre kontinuerlig kveilrør i et ytre kontinuerlig kveilrør. Det denne tidligere kjente teknikk har felles er forlengelsen av det trykksatte borehullet fra brønnhodet til det flytende anlegget for å tillate den ringformede brønntettingen, for enten kabel eller kveilrør, å være ovenfor vannoverflaten eller nær injektoren.
Skade, svikt eller nødsfrakobling av et stigerør forbundet mellom et undervannsbrønnhode og et flytende fartøy, eller av rør mellom et anlegg med overflatebrønnhoder og et flytende fartøy, kan skape sikkerhetsrisiki og en forurensningsrisiko hvis det er trykksatte brønnfluider inne i stigerøret eller rørene. Disse risikofaktorene er av signifikant betydning, og blir ofte nevnt som grunnen for ikke å utføre en bestemt oljefeltoperasjon. Disse bekymringene blir øket hvis det flytende fartøyet blir holdt i posisjon ved hjelp av dynamisk posisjonering i stedet for angrep. Et slikt fartøy kan ved uhell bevege seg "off station" og nå den geometriske eller konstruksjonsmessige grense for stigerøret svært raskt, innenfor noen få tiendedels sekunder, avhengig av vanndybden. Bekymringer om utmattingssvikt oppstår også hvis dette stigerøret eller røret er en homogen stålkonstruksjon som blir utsatt for både trykk og varierende belastninger grunnet den relative bevegelsen mellom brønnhodet og det flytende fartøyet og grunnet miljøkrefter.
Tidligere kjente fremgangsmåter og systemer for å få adkomst til undervannsbrønner med kabel eksisterer som ikke benytter for midlertidig å forlenge et trykksatt brønnhull opp til et flytende fartøy. I stedet kan en undervannssmøreinnretning bli benyttet som kobles direkte til et undervannstre eller brønnhode. En undervannssmøreinnretning er en frittstående konstruksjon på et undervannstre. Den er generelt 22,7 til 45,4 m stor med en ringformet brønntetting ved toppen som tillater en kabel å gå inn fra omgivelsestrykk og inn i en smøreinnretning som befinner seg ved brønntrykk. Toppen av undervannssmøreinnretningen forblir under vann i en tilstrekkelig dybde til å tillate trekk av et flytende støttefartøy som holder en kabelvinsj og tilhørende støtteutstyr. Undervannssmøreinnretningene kan være ekspedert fra fartøy som ikke er boreskip eller halvt nedsenkbare borefartøy og således tilveiebringe fleksibilitet for å bruke fartøy med en lavere daglig kostnad og andre fordelaktige egenskaper slik som rask mobiliseringstid tilbudt av dynamisk posisjonerte fartøy. Eksempler på denne tidligere kjente teknikk er US-patent nr. 4.993.492 som beskriver en fremgangsmåte for innsetting av kabelutstyr i en undervannsbrønn ved bruk av en
undervannskabelsmøreinnretning; og US-patent nr. 4.825.953 som beskriver et kabelbrønnvedlikeholdssystem for undervannsbrønner som benytter en
undervamssrnøreinnretning. Spekteret av oppgaver som kan bli utført i en brønn ved bruk av bare kabel blir øket i stor grad ved bruk av kveilrør sammen med kabel.
En tidligere kjent fremgangsmåte beskrevet i US-patent nr. 4.899.823 holder injektoren på plass over en undervannssmøreinnretning som er koblet til et undervannsbrønnhode. Injektoren blir plassert under vann for å plassere den i tett nærhet til den ringformede brønntettingen. En ulempe med denne tilnærmingen er at siden injektoren er stor og tung, kan bare relativt korte undervannssmøreinnretninger bli benyttet. Ellers kan for store bøyemomenter bli påført undervannsbrønnhodet i tilfelle bølger, strømninger eller andre krefter som virker på injektoren. En relativt kort smøreinnretning begrenser omfanget av kveilrørsoperasjoner nede i hullet til de som kan bli utført med bare relativt korte verktøystrenger.
Av ytterligere kjent teknikk skal det videre vises til US 5,244,046, US 4,091,867 og US 5,819,852, hvor førstnevnte publikasjon beskriver en kveilrørsystem med en injektor og smøreinnretning montert på brønnhodet.
Det vil således representere et fremskritt innen teknikken å tilveiebringe et system for innføring av kveilrør i en oljebrønn ved bruk av en injektor som er fjern fra den ringformede brønntettingen. Å tilveiebringe en anordning som øker avstanden mellom injektoren og den ringformede brønntettingen fra noen få tommer og opp til hundrevis eller tusenvis av fot, gjør et spekter av nye fremgangsmåter og systemer mulig for å innføre kveilrør i et mangfold av oljebrønner, som var enten for risikable eller upraktiske inntil nå. Oljebrønner på land, undervannsbrønner med undervannsbrønnhoder, undervannsoljebrønner med overflatebrønnhoder, oljebrønner på fralandsplattformer og oljebrønner som fremdeles er i borefasen, kan alle ha nytte av anordningen, fremgangsmåtene og systemene som har fjerntliggende kveilrørsinj ektormuligheter.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører et system som er konstruert for vesentlig å øke avstanden mellom en injektor for kveilrør eller lignende bøyelig materiale eller anordninger og en oljebrønn eller annen lignende installasjon. I tilfellet med trykksatte installasjoner slik som en olje- eller gassbrønn på sjøbunnen, kan systemet i henhold til den foreliggende oppfinnelse inkludere en trykktetting tilknyttet en fjerntliggende ende av anordningen, mens i tilfellet med installasjoner hvor brønnhuUet blir forlenget ved bruk av et produksstigerør til et sted fjernt fra sjøbunnen slik som overflaten, kan anordningen inkludere en trykktetting i inngangspunktet til stigerøret.
Den foreliggende oppfinnelsen inkluderer en spolbar ettergivende leder (også kalt "SEL") innbefattende et hult, kontinuerlig eller skjøtt rør med en første ende for fraskillbart å tilkobles en installasjon og en andre ende for fraskillbart å tilkobles en installasjonsserviceanordning. Fortrinnsvis er SEL'en i stand til å motstå strekk og kompresjonskrefter over ca. 22.700 kg, og spolbar på en trommel for enkel transport og anvendelses- og gjenvinningshastighet.
SEL'en er tilstrekkelig lang til å anta en ettergivende form mellom en injektor og en installasjon slik som en smøreinnretning festet til et undervannsbrønnhode. Den ettergivende formen underletter en dynamisk bøying som muliggjør relativ bevegelse mellom injektoren og smøreinnretningen og unngår behovet for hivkompensasjon av enten selve SEL'en eller injektoren. En ønsket ettergivende form kan bli oppnådd ved bruk av bøyebegrensere, oppdriftselementer, vekter og/eller ballastelementer festet til SEL'en og plassert langs dens lengde. Fordi SEL'en kan dynamisk bøyes, er fartøy som innbefatter stigerørsstrekk- og hivkompensasjonssystemer ikke påkrevd for undervannsbrønnhodeoperasj oner.
SEL'en kan være tilveiebrakt med en indre anti-friksjonsinnretning for å redusere eller minimalisere strekk og trykk for kveilrøret mellom injektoren og den ringformede brønntettingen.
SEL'en kan også innbefatte en nødsfrakobling og en kveilrørkutter mellom den ringformede brønntettingen og injektoren slik at SEL'en med kveilrøret i seg kan bli relativt umiddelbart frakoblet smøreinnretningen og etterlate den ringformede brønntettingen tilkoblet smøreinnretningen.
Om ønskelig, kan ringrommet mellom kveilrøret og SEL'en være fylt med et trykksatt smørende medium ved å innbefatte en andre ringformet tetting ved injektor enden av den spolbare, ettergivende SEL'en.
SEL'en inkluderer også en ringformet tetting mot brønntrykket og brønnfluidene ved smøreinnretningsenden, og har ikke brønnfluider på innssiden som dermed reduserer eller minimaliserer følgene av svikt eller skade sammenlignet med rør som inneholder trykksatte brønnfluider. Derfor kan SEL'en bli benyttet uten hensyn til innholdet av trykk eller brønnfluider. Fordi den ringformede brønntettingen til SEL'en er ved smøreinnretningen, kan et undervannssmøreinnretningssystem bli benyttet for adkomst til undervannsbrønner med kveilrør mens injektoren forblir på det flytende fartøyet.
SEL'en kan også innbefatte et ytre og indre rør med et ringformet rom derimellom og åpninger for å sirkulere et fluid gjennom det ringformede rommet. SEL'en kan også innbefatte dynamiske kraftsensorer koblet til dynamisk kraftkompensasjonsapparatur plassert langs lengden av SEL'en for å imøtegå sidekrefter (dvs. påføre en lik og motsatt kraft i en valgt posisjon eller posisjoner) når SEL'en er koblet til installasjonen. SEL'en kan også innbefatte dynamiske kraftsensorer plassert langs lengden av SEL'en, men spesielt ved brønnhodeenden av SEL'en, koblet til en dynamisk reposisjoneringsanordning tilknyttet et fartøy for å imøtegå sidekrefter som virker på brønnhodet (dvs. å bevege fartøyet for å påføre en lik og motsatt kraft) når SEL'en er koblet til installasjonen.
Den foreliggende oppfinnelsen vedrører også et system som inkluderer en SEL, kveilrør eller lignende apparatur, en smøreinnretning og et injektoranlegg inkludert en injektor, en lederspole, en kveilrørsspole og tilknyttet utstyr for å operere injektoren og spolene. Systemet underletter vertikal adkomst til en dyp oljebrønn og innføring av kveilrør eller lignende materiale eller anordning i denne. Systemet kan innbefatte en utblåsningssikring, smøreinnretningsseksjon, brønnhodekonnektor og en lederkonnektor for å festes til SEL'en. En ende av SEL-anordningen er fraskillbart forbundet med en smøreinnretningslederkonnektor og den andre enden er fraskillbart koblet til injektoranlegget, nær en injektor. Injektoranlegget kan være et kjøretøy, et flytende fartøy, en borerigg eller annet egnet anlegg.
Systemet kan også inkludere et kveilrørsverktøy som kan være koblet til en ende av kveilrøret når det kommer ut av snrøeinnretningsenden av SEL'en, men før SEL'ens innfesting til smøreinnretningen. Alternativt, hvis den indre diameteren og laiamningen til SEL'en tillater dette, kan kveilrørsverktøyet også være koblet til kveilrøret før innføring i SEL'en. Verktøystrengen (kveilrørsverktøy og kveilrør) er konstruert til å entre smøreinnretningen før SEL'ene blir fraskillbart tilkoblet smøreinnretningen.
Den foreliggende oppfinnelsen vedrører videre en fremgangsmåte for adkomst til en installasjon med en ettergivende SEL, hvor fremgangsmåten inkluderer fraskillbart å koble en ende av en SEL til installasjonen og den andre enden av SEL'en til et fjerntliggende anlegg. En bøyelig anordning kan så bli matet gjennom SEL'en inn i installasjonen. Til slutt inkluderer fremgangsmåten fraskilling av SEL'en.
Den foreliggende oppfinnelsen vedrører videre en fremgangsmåte for innføring av
kveilrør eller annen bøyelig, kontinuerlig eller skjøtt rør eller anordning i et brønnhode, hvor fremgangsmåten inkluderer å feste en smøreinnretning til et brønnhode; fraskillbart koble en ende av SEL'en til smøreinnretningen og den andre enden til et injektoranlegg. Injektoranlegget kan inkludere en injektor, en lederspole, en kveilrørsspole og tilknyttede kontrollanordninger. Kveilrøret blir så innført i SEL'en ved hjelp av injektorens avspoling av røret fra sin lagringstrommel eller spole, tvinging av kveilrøret gjennom injektoren og så inn i SEL'en. Fremgangsmåten kan inkludere å koble et kveilrørsverktøy til kveilrøret straks det har kommet ut av smøreinmetningsenden av SEL'en og før SEL'en blir festet til smøreinnretningen. Alternativt, hvis den indre diameteren og krumningen til SEL'en tillater dette, kan kveilrørsverktøyet så bli koblet til kveilrøret før innføring i SEL'en. Kveilrøret med verktøyet koblet til dette (verktøystrengen) blir så innført direkte i smøreinnretningen. Verktøystrengen blir så innført i oljebrønnen gjennom injektoren. De ovenfor nevnte fremgangsmåter kan bli reversert for å gjenvinne alle gjenstandene fra oljebrønnen.
Den foreliggende oppfinnelsen vedrører også en SEL for å lede kveilrør inn i et stigerør innbefattende et hult, kontinuerlig eller skjøtt rør med en første ende fraskillbart tilkoblet et stigerør slik som en olje- eller gassbrønn og en andre ende for fraskillbart å kobles til en installasjonsserviceanordning. Fortrinnsvis er SEL'en i stand til å motstå sprekk- og kompresjonskrefter over ca. 22.700 kg og spolbar på en trommel for enkel transport og anvendelseshastighet og -gjenvinning.
Den foreliggende oppfinnelsen vedrører også et kveilrørssystem til bruk sammen med stigerør. Dette systemet innbefatter en streng av kveilrør, en kveilrørinjektor som kan samvirke med en brønnboringstetting og en SEL, et hult, kontinuerlig eller skjøtt rør, inkludert en første ende med en valgfri konnektor for fraskillbart å kontakte en installasjon slik som en olje- eller gassbrønn plassert i en proksimal ende av et stigerør og en andre ende for fraskillbart å tilkobles injektoren. SEL'en med kveilrøret på innsiden strekker seg fra en proksimal ende av stigerøret til brønnhodet i den fjerntliggende enden av stigerøret. Dette systemet er spesielt velegnet for stigerør laget av uarmert bøyelig rør, hvor SEL'en er reaktivt koblet til kveilrøret. Fordi SEL'en er reaktiv med kveilrøret, rommer SEL'en kompresjonskreftene forbundet med kveilrørsoperasjoner, spesielt ekstraksjon, uten skade på det uarmerte bøyelige røret. Den foreliggende oppfinnelsen vedrører også fremgangsmåter for utføring av kveilrørsoperasjoner gjennom et stigerør, spesielt et uarmert bøyelig stigerør, uten skade på stigerøret grunnet kompresjonskrefter som generelt blir imøtegått under kveilrørsekstraksjon. Fremgangsmåten inkluderer innføring av kveilrør i en SEL i henhold til den foreliggende oppfinnelsen, innføring av den kombinerte konstruksjonen gjennom en proksimal eller overflateende av stigerøret inntil en arbeidsende av kveilrøret kontakter brønnhodet, injisere den kombinerte konstruksjonen i brønnhodet og fjerne den kombinerte konstruksjonen fra stigerøret etter komplettering av en kveilrørsoperasj on.
Den spolbare, ettergivende lederen samt fremgangsmåten for innføring av kveilrør i henhold til oppfinnelsen er kjennetegnet ved de i karakteristikken til krav 1 og 16 angitte trekk.
Fordelaktige utførelsesformer av oppfinnelsen fremgår av de uselvstendige kravene.
Oppfinnelsen kan bli bedre forstått med henvisning til den følgende detaljerte beskrivelse sammen med de vedlagte illustrative tegninger i hvilke like elementer har samme nummerering: Fig. 1 til 5 har til hensikt å vise en sekvens av operasjoner; Fig. 1 viser deler av et flytende fartøy som har styreledninger koblet til et undervannsbrønnhode eller tre; Fig. 2 viser en bunnstakksammenstilling til en undervannssmøreinnretning og en kontrollnavlestreng som blir senket med heisvire, for å kobles til et brønnhode, fra et flytende fartøy; Fig. 3 viser en toppsmøreinnretningssammenstilling til en undervannssmøreinnretning som blir senket med heisvire, for å kobles til en bunnstakksammenstilling til en undervannssmøreinnretning, fra et flytende fartøy; Fig. 4 viser en spolbar ettergivende ledersammenstilling ("SEL") kveilrør og en kveilrørverktøystreng som blir senket fra et flytende fartøy ved bruk av to injektorer i serie, styrt av et fjernoperert kjøretøy, for å kobles til en undervannssmøreinnretning; Fig. 5 viser SEL'en og kveilrørssystemet koblet til en undervannssmøreinnretning og brønnhode med SEL'en i sin ettergivende modus, klar for kveilrørsoperasjoner nede i hullet; Fig. 6A viser undervannssmøreinnretningsenden til et generelt arrangement av SEL'en som har kveilrør gjennom seg og en kveilrørsverktøystreng på enden og en bøyebegrenser og oppdriftsblokker; Fig. 6B viser injektorenden av et generelt arrangement av SEL'en som har kveilrør gjennom seg og en bøyebegrenser; Fig. 7 viser et tverrsnittsriss av en del av hovedlegemet til SEL'en oppvisende en anti-friksjonsinnsats; Fig. 8 viser situasjonen etter en nødsfrakobling av SEL'en og kveilrørssystemet; Fig. 9 viser et generelt arrangement av et kveilrørssystem på en transporteringstilhenger forbundet med en SEL til en smøreinnretning og et brønnhode på land klart for kveilrørsoperasjoner nede i hullet; Fig. 10 viser et generelt arrangement av et kveilrørssystem på dekket til en fralandsplattform eller borerigg forbundet med en SEL til en smøreinnretning ovenfor et overflatetre klart for operasjoner nede i hullet; og Fig. 11 viser et generelt arrangement av et kveilrørssystem på et flytende fartøy forbundet av en SEL til en smøreinnretning over et overflatetre på en separat fralandsplattform eller borerigg klar for operasjoner nede i hullet. Fig. 12 viser en sensor tilknyttet en fjerntliggende ende av en SEL i henhold til den foreliggende oppfinnelse og tilknyttet sensoranalyse- og kommunikasjons-hardware og software for detektering, kvalifisering og kommunisering av sidekraftinformasjon til en kraftkompensasjonsanordning tilknyttet den proksimale enden av SEL'en eller til et fartøys responssystem for reposisjonering av fartøyet som svar på sidekraftinformasjonen; og Fig. 13 viser et generelt arrangement av et uarmert stigerør med en SEL med kveilrør deri innsatt i stigerøret og som strekker seg til brønnhodet fra et fartøy eller en plattform tilknyttet en proksimal ende av stigerøret.
Oppfinneren har funnet ut at et system for injisering av kveilrør i oljebrønner kan bli konstruert ved bruk av en spolbar ettergivende leder ("SEL") som unngår behovet for å løfte og holde en kveilrørsinjektor vertikalt over en smøreinnretning eller undei^armssmøreinnretning nær den ringformede brønntettingen for dermed vesentlig å redusere kostnaden som kreves for adkomst til oljebrønnene med kveilrøret. Den foreliggende oppfinnelse kan minimalisere risikoen for skade, svikt eller nødsfrakobling ved å unngå bruk av et stigerør eller lignende rør som forlenger det trykksatte brønnhullet opp til støttefartøyet eller -kjøretøyet. Den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer en kanal for kveilrør som utvider kapasiteten til undervanns smøreinnretningsfremgangsmåter og - systemer til å inkludere kveilrør i tillegg til kabler. Denne oppfinnelsen kan også tilveiebringe et kveilrørsinnsettingssystem som ikke krever hivkompensasjon. Oppfinnelsen tilveiebringer også et system for å utføre kveilrørsoperasjoner gjennom et stigerør og spesielt gjennom et stigerør som har begrenset toleranse mot kompresjon slik som et uarmert bøyelig stigerør.
Den foreliggende oppfinnelsen vedrører generelt en SEL inkludert en bøyelig, hul konstruksjon slik som rør, en første ende med en valgfri konnektor og en andre ende med en konnektor hvor SEL'en er konstruert for å være fraskillbart tilkoblet ved sin første ende til et installasjonsserviceanlegg og valgfritt ved sin andre ende til en fjerntliggende installasjon. Installasjonene inkluderer enhver installasjon hvor fjernservicing eller operasjoner kan bli utført ved adkomst til installasjonen gjennom den hule SEL'en. Foretrukne installasjoner inkluderer olje- og gassbrenner, geoterme brønner eller lignende installasjoner.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører også et system inkludert et installsjonsserviceanlegg med en SEL spolet opp på en spole innbefattende en bøyelig, hul kanal inkludert en første ende med en første endekonnektor og en andre ende med en andre endekonnektor, en anordning for å lede den første enden av SEL'en til en installasjon slik at SEL'en kan bli tilkoblet installasjonen og tilknyttet utstyr for å spole eller spole av SEL'en og operere et fjeraoperert kjøretøy, hvor installasjonen kan bli nådd gjennom SEL'en.
Den foreliggende oppfinnelsen er også rettet mot et kveilrørsleveringssystem inkludert et installasjonsserviceanlegg med en SEL innbefattende en fleksibel, hul kanal inkludert en første ende med en første endekonnektor og en andre ende med en andre endekonnektor spolet opp på en SEL-spole eller -trommel, en anordning for å lede den første enden av SEL'en til en installasjon slik at SEL'en kan bli tilknyttet installasjon, kveilrør spolet opp på en kveilrørsspole eller -trommel, en kveilrørsinjektor tilkoblet SEL'en ved sin andre ende for å injisere kveilrør inn i SEL'en, og tilknyttet utstyr og spole eller spole av SEL'en og kveilrøret og å operere et fjernoperert kjøretøy, hvor installasjonen kan bli nådd gjennom SEL'en.
Den foreliggende oppfinnelsen vedrører generelt fremgangsmåter tilknyttet bruk av en SEL for adkomst til fjerne installasjoner, spesielt fralands- eller undervannsoljebrønner. Fremgangsmåten inkluderer å koble en første ende med en første endekonnektor av SEL'en til en mottakskonnektor tilknyttet et brønnhode til en oljebrønn og innsette en anordning inn i og gjennom SEL'en til brønnhodet.
Oppfinnelsen vedrører også en fremgangsmåte for innsetting av kveilrør i et hull til en brønn inkludert å koble en første ende med en første endekonnektor av en SEL til en mottakskonnektor tilknyttet et brønnhode til brønnen, innsette kveilrør i en andre ende av SEL'en og gjennom SEL'en, og innsette kveilrøret i hullet til brønnen gjennom brønnhodet. Generelt skjer innføringen i brønnhodet gjennom en smøreinnretning eller undervannssmøreinnretning for nedsenkede fralandsbrønner.
Undervannssmøreinnretninger er tidligere kjente brønnintervensjonssystemer konstruert for sikker adkomst til en undervanns, trykksatt olje- eller gassbrønn med en
verktøystreng på enden av kabelen. Kabelen blir generelt manipulert med en kabelvinsj på et flytende fartøy, slik det er velkjent innen området. En undervannssmøreinnretning forhindrer lekkasje av brønnfluider i punktet hvor kabelen entrer smøreinnretningen ved hjelp av en dynamisk, ringformet brønntetting rundt kabelen. I tillegg til å tilveiebringe et middel for å innføre en kanal eller utstyr i et brønnhode, kan en smøreinnretning også inkludere ulike andre innretninger for trykkontroll i både normale moduser og nødsoperasjonsmoduser, hvorav alle kan bli konfigurert på ulike måter. Et mangfold mulige konfigurasjoner for en undervannssmøreinnretning for en kabelbrønnintervensjon er velkjent innen området. Fordelen med undervannssmøreinnretninger er at andre fartøy enn borefartøy kan bli benyttet for brønnadkomst fordi et strekksatt stigerør, som kommuniserer brønnfluidene fra brønnhodet til overflaten, ikke er påkrevd.
Forut for denne oppfinnelsen ble undervannssmøreinnretninger benyttet primært for undervannskabeloperasjoner i brønner. Den foreliggende oppfinnelsen er rettet mot en måte i hvilken en undervannssmøreinnretning kan bli benyttet for å understøtte undervannskveilrørsoperasjoner i brønner eller andre brønnoperasjoner som krever adkomst via en hul, ettergivende kanal. Evnen til å bruke kveilrør øker i stor grad typene operasjonene som kan bli utført i en olje- eller gassbrønn fordi den hule boringen kan bli benyttet til å pumpe fluider med signal- og kraftledere innsatt. I tillegg kan kveilrør motstå kompresjonskrefter som tillater det å bli skjøvet inn i områder av brønner som ikke kan bli nådd ved bruk av gravitasjonsavhengige kabelfremgangsmåter.
En kabel er helt utsatt for sjøvann mellom det flytende fartøyet og undervannssmøreinnretningen og rommes ikke i et stigerør. Kabelen blir kjørt ned i brønnen med gravitasjon som virker på vekten av kabelen og med en tynget verktøystreng tilkoblet ved sin bunnende. Vekten av kabelen og verktøystrengen er tilstrekkelig til å overvinne ekstrusjonskreftene forårsaket av trykket i brønnen ved kabelens ringformede brønntetting ved toppen av undervannssmøreinnretningen. Under brønnintervensjonsoperasjoner er kabelen enten i strekk eller slakk.
Ulikt kabler, er vekten av kveilrør og en tynget verktøystreng vanligvis utilstrekkelig til å overvinne ekstrusjonskreftene, som således gjør bruk av kveilrør i brønner via enkel gravitasjonsmotivert adkomst upraktisk. Derfor blir en injektor vanligvis benyttet for å skyve kveilrøret inn i brønnen inntil det er en tilstrekkelig kombinert vekt av kveilrør og verktøystreng i brønnen til å gjøre det mulig for gravitasjonen å tilveiebringe den drivende kraften. Det følger at kveilrør utsettes for kompresjon mellom injektoren og den ringformede brønntettingen. Fordi kveilrør generelt er relativt spinkelt, er avstanden mellom injektoren og den ringformede brønntettingen relativt kort, vanligvis noen få tommer, for å unngå bukling grunnet virkningen av kompresjonskreftene. De tidligere kjente fremgangsmåtene krever således at et stigerør er tilveiebrakt mellom brønnen og det flytende fartøyet. Dette stigerøret inneholder de trykksatte brønnfluidene og fører til at den ringformede brønntettingen blir nær injektoren.
Til forskjell fra tidligere kjent teknikk gjør foreliggende oppfinnelse det mulig for den ringformede brønntettingen å være mange hundre eller tusen fot fra injektoren uten behov for et stigerør mellom undervannssmøreinnretningen og det flytende fartøyet. I stedet for et stigerør blir en SEL benyttet som er rørformet og har en tilstrekkelig tett toleransepasning rundt kveilrøret til å forhindre kveilrøret fra å bukles på det nivået for kompresjonsbelastninger som kreves for å overvinne ekstrusjons- og friksjonskreftene ved den ringformede brønntettingen. Fordi det ikke er noen trykksatte brønnfluider inne i SEL'en, må ikke SEL-konstruksjonen motstå brønntrykkene eller å tette mot lekkasje av brønnfluider.
En opplagt ulempe med SEL'en er at dens innvendige diameter sannsynligvis er tett opp til størrelsen av den utvendige diameteren til kveilrøret som den vil lede. Generelt blir kveilrør benyttet med et mangfold verktøy festet til enden av kveilrøret for å utføre et bredt spekter av oppgaver, og disse verktøystrengene har typisk en større diameter enn selve kveilrøret og ofte større enn den indre diameteren til SEL'en. Det er derfor normalt ikke mulig å kjøre kveilrøret med kveilrørsverktøystrengen festet gjennom SEL'en som i tilfellet med stigerørssystemer i henhold til den tidligere kjente teknikk. Imidlertid kan SEL'er med store diametre bli konstruert for å romme kveilrør med verktøystrengen festet.
Denne ulempen kan bli overvunnet med å koble kveilrørsverktøystrengen til kveilrøret etter at kveilrøret har blitt innsatt hele veien gjennom SEL'en. En tilnærming er å før-innføre kveilrøret i SEL'en og spole den kombinerte konstruksjonen på og av en enkel spole. SEL'ene sammen med det før-innsatte kveilrøret med den festede kveilrørsverktøystrengen, kan så bli raskt senket ned til, og gjenvunnet opp fra undeivarmssmøreinnretningen ved helt enkelt å benytte en enkelt spole, en injektor og fremgangsmåter som ligner de for håndtering av brørinintervensjons kveilrørsoperasjoner, kjent for fagpersoner innen området, hvor en injektor griper og beveger kveilrør, og spolen helt enkelt lagrer kveilrøret. Ved bruk av to injektorer i serie, griper og beveger injektorene SEL'en inntil SEL'en med det før-innsatte kveilrøret har passert fullstendig gjennom injektorene inntil injektorene er i stand til å gripe kveilrøret som strekker seg ut av SEL'en. Straks undervannssmøreinnretningsenden av SEL'en, med før-innsatt kveilrør, har blitt spolt av fra lagringsspolen og passert gjennom begge injektorer, kan kveilrørsverktøystrengen bli festet til kveilrøret forut for senking av sammenstillingen ned til undervannssmøreinnretningen.
Fordi SEL'en i henhold til den foreliggende oppfinnelse er konstruert til å festes til installasjoner slik som oljebrønner og tilveiebringe fjern inngang til disse med anordninger slik som kveilrør, vil utstyret festet til toppen av brønnhodet slik som en smøreinnretning være utsatt for strekk- og sidekrefter. Brønnhodet, smøreinnretningen og brønnhullet er konstruert for relativt høye strekknivåer, men er ikke konstruert for relativt høye sidekraftnivåer, spesielt når disse kreftene blir øket grunnet miljø- og andre krefter som virker på SEL'en. Slike miljøkrefter er ofte tilstede i undervannsinstallasjoner hvor SEL'en kan traversere hundrevis til tusenvis av fot med sjø til ulike strømmer som har ulike hastigheter og retninger i ulike dybder. I tillegg kan fartøyet til hvilket den andre enden av SEL'en er festet bevege seg i forhold til den faste undervannsinstallasjonen. Alle disse faktorene medvirker til å produsere høye sidekrefter på smøreinnretningen og brønnhodet.
For å løse disse sidekreftene har oppfinneren funnet ut at ved å feste et sidekraftkompensasjonssystem til undervannsenden av SEL'en eller til toppstakken til smøreinnretningen, kan sidekreftene som virker på srnøreinnretningen og brønnhodet grunnet SEL'en bli redusert eller i det vesentlige redusert. Et foretrukket kompensasjonssystem inkluderer en kraftsensorsammenstilling for å bestemme en retning og størrelsesorden for sidekreftene som virker på smøreinnretningen nær dens forbindelse med SEL'en. En kraftgenererende sammenstilling blir festet til SEL'en nær smøreinnretningsforbindelsen eller festet til toppstakken til smøreinnretningen nær SEL-forbindelsen. Sensorsammenstillingens målinger blir omdannet til styresignaler for å tvinge genereringssammenstillingen. Styresignalene får den kraftgenererende sammenstillingen til å generere en kraft som er i det vesentlige lik og i det vesentlige motsatt av kraften følt av sensorsammenstillingen.
Med "i det vesentlige lik som", mener oppfinneren at skyvkraften bør være tilstrekkelig til å redusere sidekreftene som virker på smøreinnretningen, brønntreet eller brønnhodet til innenfor sidekrafttoleransene til smøreinnretningen og/eller brønnhodet eller brønntreet. Fortrinnsvis bør størrelsesordningen og retningen til skyvekraften være innenfor ca. 20% av størrelsesordenen og retningen til kraften følt av sensoren, spesielt innenfor ca. 10%, og helst innenfor ca. 5%. Selvfølgelig er det ultimate målet å nøyaktig motvirke kraften som virker på smøreinnretningen, brønntreet og/eller brønnhodet.
Samvirkbare med skyverne eller kraftgeneratorene i den øvre delen av smøreinnretningen eller den nedre enden av SEL'en, kan kraftsensorer og kommunikasjonsutstyr være festet til smøreinnretningen, brønnhodet og/eller SEL'en kan ha kraft. Sensorene kan bestemme størrelsesordenen og retningen til eventuelle sidekrefter som virker på smøreinnretningen, brønnhodet og/eller SEL'en, og kommunikasjonsutstyr kan overføre informasjonen til overflatefartøyet som så kan bevege seg for å minimalisere eller forskyve den følte kraften. Størrelsen og retningen til fartøybevegelsen vil relateres til størrelsen og retningen til den følte kraften. Bevegelsen til fartøyet kan være konstruert til å redusere, minimalisere eller forskyve den følte kraften. Fartøyet kan være utstyrt med computer-software-programmer som vil styre posisjonen til fartøyet. Motorer, skyvere, hjelpekraftenheter, taubåter og lignende kan bli styrt til å forflytte fartøyet en viss grad som svar på en følt sidekraft, avvente den neste overføringen av følte kraftdata eller overvåke den kontinuerlig følte kraften og justere posisjonen til fartøyet for å oppnå en ønsket kraft på SEL'en, smøreinnretningen og brønnhodet.
SEL'en kan ha kraftsensorer fordelt langs sin lengde slik at utstyr på fartøyet kan bestemme egenskapene til kreftene som virker på SEL-smøreinnretningsforbindelsen så vel som krefter som virker på SEL'en over dens lengde. Ved å benytte data fra disse sensorene, kan en computer ikke bare bestemme retningen fartøyet bør beveges og hvor mye det bør bevege seg, men også informasjon vedrørende størrelsesordenen og retningen til strømmer som virker på SEL'en over dens lengde. Mellomliggende sensorer langs lengden av SEL'en kan bli anordnet for å måle strekkreftene og sidekreftene, som kan bli løst eller summert til strekkrefter og sidekrefter for å underlette kraftstyring.
Smøreinnretningen benyttet i sammen med SEL'en i henhold til den foreliggende oppfinnelsen kan være konstruert for å tolerere høyere sidekrefter. Smøreinnretningen kan fortykkes ved sin bunn og avskrå til å bli tynnere ved toppen hvor den er forbundet med SEL'en. Tykkelsesforskjellene til smøreinnretningen og lengden til smøreinnretningen kan bli justert slik at smøreinnretningen kan gjennomgå sideavbøyninger uten å gå på akkord med styrken til den trykksatte brønnen. Alternativt kan smøreirmretningen være utstyrt med en svivelkobling eller konnektor mellom brønnhodet og SEL-konnektoren. Svivelkoblingen eller konnektoren vil gjøre det mulig for smøreinnretningen å rotere eller virvle som resultat av sidekrefter. I tillegg kan smøreinnretningen benyttet sammen med SEL'en i henhold til den foreliggende oppfinnelse inkludere en eller alle disse kraftkompensasjonsanordningene ved behov.
Egnede kraftgeneratorer inkluderer, uten begrensning, all apparatur som genererer en kraft av en gitt størrelsesorden slik som anordninger med propeller eller andre rotasjonsinnretninger eller anordninger som har vann- eller luftstråler eller lignende. Slik apparatur inkluderer skyvere ("thrusters").
Egnede SEL-materialer inkluderer, uten begrensning, kontinuerlige metall- eller komposittrør, "open weave" metall- eller komposittrør, Bouden-kabel, uarmert bøyelig rør, spiralviklet metall- eller komposittrør, skjøtt metall- eller komposittrør hvor skjøtene er i stand til å motstå strekk og trykk over 80 KJPS, eller blandinger eller kombinasjoner av disse. Foretrukne metaller er jernlegeringer inkludert, uten begrensning, rustfritt stål, krumstål, krum, vanadiumstål eller annet lignende stål, titan eller titanlegeringer eller blandinger eller kombinasjoner av disse. Foretrukne kompositter er fiberforsterkede kompositter slik som fiberforsterkede harpikser hvor fiberet er metall, karbon, bornitritt eller andre lignende fibre som er i stand til å motstå strekk og trykk over 80 KIPS. For kontinuerlige metalledere er den foretrukne SEL'en solid stålrør med en ytre diameter mellom ca. 15,24 og 5,08 cm, fordelaktig mellom ca. 10,16 og 5,08 cm, og fortrinnsvis mellom ca. 10,16 og 6,35 cm.
Egnede kraftsensorer inkluderer, uten begrensning, akselerometre, strekkspenningsmålere, piezoelektriske omformere, eller andre lignende innretninger eller blandinger eller kombinasjoner av disse.
Ved nå å henvise til fig. 1-5, er en foretrukket fremgangsmåte for innføring av kveilrør i en undervannsbrønn vist ved bruk av en SEL i henhold til den foreliggende oppfinnelsen. Fig. 1 viser en del av et flytende fartøy 10 med styrekabler 70 festet til et brønnhode 50, hvor SEL-kablene 70 er forberedt for å senke en undervannssmøreinnretning 40 til brønnhodet 50. Smøreinnretningen 40 blir, som annet trykkontrollutstyr, senket ned og forbundet med brønnhodet 50, for adkomst til en trykksatt brønn 51.
Som vist i fig. 2-4, er undervannssmøreinnretningen 40 gruppert i to deler, en bunnstakksammenstilling 43 og en toppsmøreinnretningsammenstilling 42. Selvfølgelig kan undervannssmøreinnretningen 40 også bli anvendt som en enkel sammenstilling. Fig. 2 viser bunnstakksammenstillingen 43 med sin styrenavlestreng 41 festet til denne, som blir senket ved bruk av en heisekabel 71. Styrenavlestrengen 41 tilveiebringer styrefunksjonsforbindelser mellom det flytende fartøyet 10 og de styrbare innretningene i undervannssmøreinnretningen 40, brønnhodet 50 og brønnen 51. Styrenavlestrengen 41 kan også inneholde en kanal (ikke vist) for fluider som skal strømme mellom hullet (ikke vist) i brønnen 51 og det flytende fartøyet 10. Alternativt kan kanalen være en separat kanal uavhengig av styrenavlestrengen 41.
Ved nå å henvise til fig. 3, blir toppsmøreinnretningssanunenstillingen 42 senket ved bruk av heisekabelen 71.1 dette arrangementet kreves det ikke at noen ytterligere styrenavlestreng blir kjørt med toppsnmeinnretningssammenstillingen 42, fordi toppsrnøreinnretningssammenstillingens 42 styrefunksjoner er automatisk forbundet med styrenavlestrengen 41 når toppsmøreinmetningssammenstillingen 42 kobles til bunnstakksammenstillingen 43.1 dette punktet kan SEL-kablene 70 bli frakoblet for å unngå mulig kollisjon med etterfølgende operasjoner.
Ved nå å henvise til fig. 4 og 5, blir det vist at SEL'en 30 og kveilrørsammenstillingen 21, komplett med kveilrørsverktøystreng 24, er vist senket til undervanns-smøreinnretningen 40 ved hjelp av to injektorer 22,23 i serie. Et fjernoperert kjøretøy 60 leder verktøystrengen 24 inn i undervannssmøreinnretningen 40, som har en større innvendig diameter enn den utvendige diameteren til verktøystrengen 24. SEL'en 30 og kveilrørssammenstillingen 21 blir senket inntil kveilrørsverktøystrengen 24 er fullt innsatt i, og låsemidlet 36 danner par med undervannssmøreinnretningen 40.
SEL'en 30 fortsetter å bli avspolt inntil den antar en ønsket ettergivende form som vist i fig. 5, og inntil den er klar av injektorene 23,24. En heng-av-flens 31 ved injektorenden av SEL'en 30 blir så festet til det flytende fartøyet 10 nær nok mot injektorene 22,23 til å unngå kompresjonsbuklingssvikt når kveilrøret 21 vandrer mellom injektorene 22, 23 og heng-av-flensen 31. Heng-av-flensen 31 motstår gravitasjons- og miljøkrefter som blir påført SEL'en 30.
De to injektorene 22,23 blir benyttet i serie for å gjøre det mulig for en å åpne tilstrekkelig for alle komponenter med stor diameter plassert langs lengden av SEL'en 30 for å passere gjennom en av injektorene 22 eller 23, mens den andre injektorene 22 eller 23 fortsetter å gripe og bevege hele SEL'en 30 og kveilrørssammenstillingen 21. En alternativ fremgangsmåte kan bli benyttet der bare en enkel injektor 22 blir benyttet sammen med en oppgivelses- og gjenvinningskabel (ikke vist) operert med en vinsj (ikke vist) som er fraskillbart koblet til SEL'en 30.
Ved komplettering av senkningsoperasjonen er SEL'en 30 klar av injektorene 22,23, heng-av-flensen 31 er festet til det flytende fartøyet 10, og en av injektorene 22,23 kan så gripe kveilrøret 21 i forberedelse til å bevege det til brønnen 51. Straks oppgaven i brønnen 51 er fullført, kan injektoren 22 trekke kveilrøret 21 ut av brønnen 51 inntil verktøystrengen 24 er inne i undervannssmøreinnretningen 40 som dermed gjør det mulig for brønnen 51 å bli tettet under den ved hjelp av ventiler (ikke vist) i brønnhodet 50 og undervannssmøreirmretrungen 40. SEL'en 30 kan så bli låst opp og hele sammenstillingen inkludert SEL'en 30, kveilrøret 21 og kveilrørsverktøystrengen 24 kan bli gjenvunnet eller spolt tilbake på det flytende fartøyet 10 ved det motsatte av den ovenfor beskrevne fremgangsmåten.
Noen oppgaver krever at kveilrørsverktøystrengene 24 har større diameter enn selve kveilrøret 21.1 slike tilfeller blir ikke kveilrøret 21 innsatt i SEL'en 30 forut for dens anvendelse. I stedet kan kveilrøret 21 bli innført i og trukket tilbake fra SEL'en 30 og brønnen 51 mens SEL'en 30 er låst til undervannssmøreinnretningen 40 og festet til det flytende fartøyet 10.
Det bør forstås av fagpersoner innen området at trykkontrollinnretninger benyttet sammen med undervannssmøreinnretninger konstruert for kabeloperasjoner ikke trenger å være egnet for både kabel- og kveilrøroperasjoner. For å muliggjøre bruk av både kabel- og kveilrørskomponenter og -fremgangsmåter, kan ytterligere trylckontrollirinretninger slik som utblåsningssikringer egnet for både kabel- og kveilrør bli tilveiebrakt sammen med undervannssmøreinnretningen.
SEL'en 30 har en tilstrekkelig lengde til å nå mellom det flytende fartøyet 10 og undervannssmøreinnretningen 40, og antar en ettergivende form hvor kveilrøret 21 har en tilstrekkelig lengde til å penetrere til dybdene til brønnen 51 og er generelt mye lenger enn SEL'en 30.
Den ettergivende egenskapen til SEL'en 30 når den strekker seg fra undervannssmøreinnretningen 40 til det flytende fartøyet 10, muliggjør dynamisk bøying og tilveiebringer således et middel for å kompensere for hivbevegelser hos det flytende fartøyet 10 og dermed unngå behovet for spesielle
hivkompensasjonsinnretriinger for både SEL'en 30 og injektorene 22 og 23.
Ved injektorenden av SEL'en 30 er en henge-av-flens 31 tilveiebrakt som festes til det flytende fartøyet 10 og motstår alle krefter påført SEL'en 30.
SEL'en 30 har en tilstrekkelig lengde til å anta en ettergivende form mellom det flytende fartøyet 10 og undervannsbrønnhodet 50 i det vesentlige uavhengig av avstanden eller dybden. Den innvendige diameteren til SEL'en 30 er liten nok til å forhindre kveilrøret 21 fra å bukles grunnet kompresjon mellom injektoren 22 i en ende og den ringformede brønntettingen 35 i den andre. Denne trange pasningen gir en fordel i forhold til tidligere kjente fremgangsmåter, i hvilke stigerør blir benyttet som kanaler for kveilrørsverktøystrengen, ved å tillate en vesentlig reduksjon i utvendig diameter og derfor en vesentlig reduksjon i effekten av miljøkrefter. Fordi ingen brønnfluider eller brønntrykk er tilstede inne i SEL'en 30, kan konstruksjonen til det rørformede hovedlegemet 32 bli optimalisert for strekk, kompresjon og bøyemomenter forårsaket av bevegelsen til fartøyet, miljøkreftene og kreftene påført kveilrøret 21 innvendig.
Ved nå å henvise til fig. 6A og 6B, kan SEL'en 30 inkludere spesialiserte fester som kan hjelpe SEL'en i å anta en ønsket ettergivende form. Disse festene inkluderer, uten begrensning, oppdriftsblokker, vekter og bøyebegrensere. En foretrukket bruk av disse spesialiserte festene er vist i fig. 6A, hvor SEL'en 30 nærmest brønnhodet 50 inkluderer en bøyebegrenser 38 og et flertall oppdriftsblokker 37. En annen foretrukket bruk av disse festene er vist i fig. 6B, hvor SEL'en 30 nærmest flensen 31 inkluderer en bøyebegrenser 39.1 tillegg kan klemvekter (ikke vist) være plassert langs injektorenden av SEL'en 30. Videre kan disse festene også være plassert langs lengden av SEL'en 30 for å tvinge SEL'en til en gitt ettergivende form. Bruk av et metallrør som SEL'en 30 vil sannsynligvis kreve tillegg av oppdrift til SEL'en 30, slik at den vil anta en ønsket ettergivende form, mens bruk av et komposittmateriale, slik som en blanding av harpiks og karbonfiber, for SEL'en 30 sannsynligvis vil kreve tillegg av vekter til SEL'en 30 slik at den vil anta en ønsket ettergivende form. Bøyebegrenserne 38,39 er tilveiebrakt i hver ende av hovedlegemet 32 til SELl'en 30 for å redusere bøying av SELl'en 30 nær dens ender.
Når kveilrøret 21 beveger seg inne i den krumme formen til SEL'en 30, blir røret 21 utsatt for friksjonskrefter som øker når krumningen øker. Siden det er ønskelig å ha SEL'en 30 i en ettergivende form, mens kveilrøret 21 beveger seg, kan uønskede friksjonskrefter være tilstede.
Ved nå å henvise til fig. 7, er det vist en ytterligere utførelsesform av en SEL 30 i henhold til den foreliggende oppfinnelsen som er konstruert for å redusere slike friksjonskrefter. Utførelsesformen inkluderer en anti-friksjonssammenstilling 80 plassert inne i SEL'en 30. Denne anti-friksjonssammenstillingen 80 inkluderer et flertall av lineære lagre 82, som kan være av en lavfriksjonsmateriale lagertype eller kulelagertype. Disse lineære lagrene 82 er plassert i intervaller langs lengden av SEL'en 30 og kan bli holdt på plass ved hjelp av et flertall avstandsrør 81. Avstandsrøret 81 i hver ende av SEL'en 30 er festet på plass og fester således hele anti-friksjonssammenstillingen 80 på plass. Alternativt kan anti-friksjonsssammenstillingen 80 være et lavfriksjons foringsrør som strekker seg over hele lengden eller er plassert på ønskede steder langs lengden av SEL'en 30.
En alternativ friksjonsreduksjonsutførelsesform i henhold til den foreliggende oppfinnelsen medfører fylling av et ringformet rom mellom kveilrøret 21 og SEL'en 30 med et smørende medium slik som en olje, fett eller lignende materiale eller blandinger eller kombinasjoner av disse. I denne alternative utførelsesformen er en ytterligere ringformet tetting (ikke vist) tilveiebrakt nær henge-av-flensen 31, slik at det smørende mediet kan bli rommet inne i SEL'en 30 og/eller trykksatt. Et trykksatt smørende medium tilveiebringer ikke bare smøring, men tjener også til å redusere ekstrusjonskrefter ved den ringformede brønntettingen 35 og således redusere kompresjonskrefter sett av kveilrøret 21 inne i SEL'en 30.
Når kveilrøret 21 blir trukket ut av en brønn 51, utsettes det vanligvis for strekkrefter. Jo dypere penetreringen av kveilrøret 21 i brønnen 51 er, jo større blir disse strekkreftene. For den foreliggende oppfinnelse vil SEL'en 30 utsettes for kompresjonskrefter som er i det vesentlige like strekkreftene som kveilrøret 21 utsettes for i ethvert punkt langs lengden av SELFen 30. SEL'en 30 kan motstå disse kompresjonskreftene, spesielt hvis SEL'en 30 er utformet av et uarmert bøyelig rør, homogent stål eller et komposittmateriale, slik som fiberforsterket epoksy hvor fiberet er karbonfiber, bornitrittfiber, kevlar, glass eller lignende fibre eller blandinger eller kombinasjoner av disse.
Stål kan bli benyttet for hovedlegemet 32 til SEL'en 30; imidlertid er det sannsynlig at stål utsettes for utmatting grunnet bevegelsen til det flytende fartøyet 10, og risiko for å brekke eller i det minste få levetiden noe redusert. På grunn av risikoen for utmatting vil et stigerør (ikke vist) laget som et kontinuerlig stålrør, lik kveilrøret, som også har trykksatte brønnfluider innvendig, bli betraktet som en relativt høyrisiko-applikasjon. Imidlertid er konsekvensene av en SEL 30 som brekker mye mindre siden de trykksatte brønnfluidene blir holdt tilbake av den ringformede brønntettingen 35 i toppen av undervannssmøreinnretningen 40.
Hovedlegemet 32 til SEL'en 30 kan være konstruert av et komposittmateriale som kan være Fiberspar Spoolable Pipe som er kommersielt tilgjengelig fra Fiberspar Spoolable Products Inc., West Wareham, MA 02576 USA. En SEL 30 laget av komposittmaterialer blir fortrinnsvis benyttet sammen med komposittkveilrør som også kan være Fiberspar Spoolable Pipe.
Dynamisk posisjonering, i stedet for ankre, er den foretrukne fremgangsmåten for å holde et flytende fartøy 10 stasjonært ovenfor et brønnhode 50 på relativt dypt vann. Bruk av dynamisk posisjonering gir risiko for at det flytende fartøyet 10 utilsiktet og raskt kan komme bort fra sin ønskede posisjon over brønnhodet 50. Alt som er tilkoblet mellom det flytende fartøyet 10 og brønnen 51 kan bli skadet, eller forårsake skade, dersom det ikke blir frakoblet raskt som svar på en slik utilsiktet utflukt/awik. Tiden som er tilgjengelig for nødsfrakobling kan være så liten som 30 sekunder. I tilfellet med en trykksatt olje- eller gassbrønn kan følgene av skade være både farlige for personell og forurensende for miljøet.
Ved nå å henvise til fig. 8, er det vist en situasjon hvor det flytende fartøyet 10 utilsiktet har vandret fra sin posisjon over brønnhodet 50, og nødsfrakoblingssystemene har blitt aktivert. Nødsfrakobling av SEL'en 30 etterlater den ringformede brønntettingen 35 festet til undervannssmøreinnretningen 40, og nødsfrakobling av styrenavlestrengen 41 får trykkontrollanordninger i undervannssmøreinnretningen 40 til å aktiveres. Hvis SEL'en 30 har kveilrør i seg, kan kveilrøret 21 bli kuttet ovenfor den ringformede brønntettingen 35 med en kutter 34. En fordel med SEL'en 30 er at siden verken den eller kveilrøret 21 har brønnfluider innvendig, blir risikiene tilknyttet nødsfrakobling beraktelig redusert i forhold til tidligere kjente systemer som benytter stigerør som har brønnfluider innvendig. Nødsfrakoblingsmidlene kan også ha en mye enklere og billigere konstruksjon enn frakoblingsirmretninger som må arbeide med trykksatte brønnfluider tilstede.
Ved undervannssnrøreinnretningsenden av SEL'en 30 er en lås 36 tilveiebrakt for kobling til undervannssmøreinnretningen 40, over hvilken det er tilveiebrakt en ringformet brønntetting 35 for kveilrør 21, ofte betegnet som en pakkboks eller stripper. Ovenfor låsen 36 og den ringformede brønntettingen 35 er det fortrinnsvis tilveiebrakt en hydraulisk aktivert kveilrørkutter 34 og en nødsfrakobling 33. Dersom rask nødsfrakobling skulle være påkrevd, blir kveilrøret 21 kuttet og frakoblet ovenfor den ringformede brønntettingen 35.
SEL'en 30 kan bli benyttet på en landbrønn eller på en fralandsbrønn med sitt brønnhode ovenfor eller nedenfor sjøoverflaten som vist i fig. 9-11. Ved nå å henvise til fig. 9, for en brønn 51 med sitt tre 53 på land, kan en injektor 22 bli plassert nær brønnen 51 på en transporteringstilhenger 91 mens en SEL 30 er forbundet mellom den og toppen av en smøreinnretning 55 over treet 53. Som vist i fig. 10, i tilfellet med en fralandsbrønn med et overflatetre eller brønnhode 52, kan en injektor 22 bli plassert på dekket av brønnhodeplattformen eller boreriggen 90 mens en SEL 30 kobler mellom den og toppen av en smøreirmretning 55. Alternativt, som vist i fig. 11, kan en injektor 22 være på et fartøy 10 som er forankret eller plassert langs med en brønnhodeplattform eller borerigg 90 mens en SEL 30 kobler mellom injektoren 22 og en smøreinnretning 55 på overflatetreet 52. Som vist i fig. 5, i tilfellet med en brønn 51 med et undervannsbrønnhode 50, kan en injektor 22 forbli på dekket til et fartøy 10 mens en SEL 30 kobler den til en undervannssmøreinnretning 42 på undervannsbrønnhodet 50.
Fremgangsmåten for bruk av en SEL 30 er lignende i alle disse tilfeller. Siden undervannstilfellet er det mest komplekse, har det blitt beskrevet mer detaljert. Bruk av SEL'en 30 på de andre ikke-undervannstilfellene vil enkelt fremgå for fagpersoner innen området ut fra beskrivelsen, tegningene og kravene.
Adkomst kan være påkrevd i ulike trinn av en brønns 51 levetid, som betyr at enten bare et brønnhode eller både et brønnhode og et undervannstre kan være tilstede over en brønn 51 som er under vann. Alle henvisninger til et brønnhode 50 har også til hensikt å omfatte undervannstrær.
Ved nå å henvise til fig. 12, inkluderer SEL-systemet vist i fig. 5 i tillegg til elementene beskrevet i fig. 1-5, en fjerntliggende endes kraftkompensasjonssystem 100 (også betegnet som "KKS") tilknyttet en fjerntliggende ende 101 av en SEL 30. KKS'en 100 inkluderer en kraftfølingsenhet 102. Kraftfølingsenheten 102 inkluderer kraftsensorer (ikke vist) og tilknyttet elektronikk (ikke vist) for å bestemme en størrelsesorden og retning for sidekrefter som virker på smøreinnretningen 40 og/eller brønnhodet 50 grunnet den forbundede SEL'en 30 og kanalene inne i denne. KKS'en 100 inkluderer også fire skyvere 103 med hver skyver 103 plassert ca. 90° fra hverandre på fire perifere overflater 104 på kraftfølingsenheten 102. KKS'en 100 inkluderer også elektronikk (ikke vist) for å styre de fire skyverne 103 slik at skyverne 103 kan produsere en sidekraft som er i det vesentlige lik og motsatt av den følte sidekraften.
KKS'en opererer ved å føle sidekreftene som virker på smøreinnretningen grunnet festingen av SEL'en og kanalene deri. Hvis kreftene er innenfor toleransene til smøreinnretningen og brønnhodet, trengs det ikke å tas noen aksjon. Imidlertid, når sidekrefter nærmer seg, når eller overgår sidekrafttoleransen til smøreinnretningen og/eller brønnhodet, bestemmer så KKS'en størrelsesorden og retning til den følte sidekraften og får den passende skyveren/de passende skyverne eller andre kraftgenereirngsmidler til å frembringe en kraft som er i det vesentlige lik med, og motsatt av den følte kraften. Selv om utførelsesformen vist i fig. 12 benytter fire skyvere, kan en enkel radielt posisjonerbar skyver bli benyttet så lenge KKS'en kan generere en reaksjonskraft som er i det vesentlige lik og motsatt av den følte kraften.
I tillegg til kraftfølingsenheten 102 tilknyttet KKS'en 100, inkluderer også SEL'en 30 i fig. 12 sekundære kraftfølingsenheter 105 plassert i posjoner 106a-c langs lengden av SEL'en 30. Disse enhetene 105 inneholder sensorer, tilknyttet elektronikk for å bestemme størrelsesorden og retningen til kraftene som virker på SEL'en 30 i posisjoner 106a-c så vel som kommunikasjons-hardware og -software (ikke vist) for å overføre informasjonen til en fartøysresponsenhet 107 som inkluderer kommunikasjonselektronikk, kommunikasjons-hardware og -software (ikke vist) og en fartøyreposisjoneringsanordning 108 slik som en propell.
Fartøysresponsenheten 107 kan bli benyttet i stedet for eller sammen med skyverne 103 for å redusere eller minimalisere sidekrefter som virker på den fjerntliggende enden 101 av SEL'en 30 nær den ringformede tettingen 35 eller låsemidlene 36 tilknyttet toppdelen 42 av smøreinnretningen 40. Fartøysresponsenheten 107 tjener til å redusere eller minimalisere slike sidekrefter ved å reposisjonere fartøyet 10 som resultat av kraftdata mottatt av kraftfølingsenheten 102 og 105. Fartøysresponsenheten 107 får fartøyet 10 til å bevege seg ved bruk av anordningen 108 i en retning som frembringer en sidekraft i forbindelsen mellom SEL'en 30 og smøreinnretningen 40 i det vesentlige lik og motsatt av sidekraften følt ved den fjerntliggende enden 101 av SEL'en 30. Det bør forstås av fagpersoner innen området av en KKS kan bli tilknyttet smøreinnretningen 40 i stedet for eller sammen med KKS'en 100 tilknyttet den fjerntliggende enden 101 av SEL'en 30.
Ved nå å henvise til fig. 13, er det vist et SEL-system 110 tilknyttet et undervannsbrønnhode 50 forlenget til en overflate 111 med et bøyelig stigerør 112 slik som et uarmert bøyelig stigerør tilknyttet et fartøy 10. Det bør forstås av vanlige håndverkere at SEL-systemet 110 også kan bli benyttet sammen med en plattform 90 eller en tilhenger 91. SEL-systemet 110 inkluderer en SEL 30 som strekker fra en ringformet tetting 113 tilknyttet en topp eller proksimal ende 114 av stigerøret 112 til brønnhodet 50 hvor SEL'en 30 valgfritt kan inkludere en låseinnretning 36 for tilkobling til brønnhodet 50.
SEL-systemet 110 inkluderer kveilrør 21 som løper inne i SEL'en 30 som igjen løper inne i stigerøret 112. SEL-systemet 110 inkluderer også et kveilrørsinjektorsystem 115 som inkluderer minst en injektor 23 og fortrinnsvis to injektorer 22 og 23 og en kveilrørsspole 20. SEL'en 30 med kveilrøret 21 og verktøystrengen 24 blir innsatt i stigerøret 112 gjennom den ringformede tettingen 113 inntil verktøystrengen 24 treffer brønnhodet 50. Injektorsystemet 115 injiserer så verktøystrengen 24 og tilknyttet rør 21 for å utføre en ønsket kveilrørsbrønnoperasjon. Straks operasjonen er fullført, fjerner injektorsystemet 115 kveilrøret 21 og tilknyttet verktøystreng 24 fra brønnen 51.
Når røret 21 blir fjernet, utsettes SEL'en 30 for kompresjonskrefter som er likt med og motsatt av strekkreftene som røret 21 utsettes for grunnet den ettergivende formen til det bøyelige stigerøret 112 og den innsatte SEL'en 30. Fordi SEL'en 30 er reaktiv med røret 21 under ekstraksjon, blir stigerøret 112 sperret (sparet) og må utstå kompresjonskrefter under kveilrørsoperasjoner. Selv om SEL'systemet i henhold til den foreliggende oppfinnelsen er ideelt egnet for stigerør laget av uarmert fleksibelt rør som antar en ettergivende form i vann, kan SEL-systemet i henhold til den foreliggende oppfinnelse også bli benyttet sammen med tradisjonelle stive stigerør.
Claims (21)
1.
Spolbar, ettergivende leder (30) for innføring med et injektorkveilrør (21) i en brønn (51) med et brønnhode som er plassert fjernt fra injektoren (22,23), karakterisert ved å innbefatte: en rørlengde (21) tilveiebrakt med midler (31,36) for frigjørbart å feste en ende av dette nær en kveilrørsinjektor (22,23) og den andre enden av dette nær en srnøreinmetning (40) plassert på brønnhodet (50); og
en ringformet brønntetting (35) for å tette rundt kveilrøret (21) inne i den spolbare, ettergivende lederen (30) ved smøreinnretningsenden for å forhindre brønnfluider fra å komme inn i den spolbare, ettergivende lederen (30).
2.
Leder i henhold til krav 1, karakterisert ved å innbefatte: en ringformet tetting for å tette rundt kveilrør inne i rørlengden ved injektorenden, for å muliggjøre trykksetting av et ringformet rom mellom utsiden av kveilerøret og innsiden av rørlengden.
3.
Leder i henhold til krav 1 eller 2, karakterisert ved å innbefatte: et flertall oppdriftsblokker (37) klemt til rørlengden (21) intermitterende langs dets lengde; og et flertall ikke-oppdirftsblokker klemt til rørlengden (21) intermitterende langs dets lengde.
4.
Leder i henhold til krav 1,2 eller 3, karakterisert ved å innbefatte: en kveilerørskutter (34) ved smøreinnretningsenden på siden av den ringformede brønntettingen fjernt fra brønnfluider; en nødfrakopling (33) ved smøreinnretningsenden på siden av den ringformede brønntettingen fjernt fra brønnfluidene; og en bøyebegrenser (38,39) ved hver ende av rørlengden.
5.
Leder i henhold til krav 1,2, 3 eller 4, karakterisert ved å innbefatte: et flertall oppdriftsblokker (37) klemt til rørlengden (21) intermitterende langs dens lengde; et flertall ikke-oppdriftsblokker klemt til rørlengden (21) intermitterende langs dens lengde.
6.
Leder i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved å innbefatte en anti-friksjonssammenstilling (80).
7.
Leder i henhold til krav 6, karakterisert ved at anti-friksjonssammenstillingen innbefatter et flertall lineære lågere (82) adskilt av et flertall avstandsrør plassert koaksialt langs innsiden av den spolbare, ettergivende lederen (30).
8.
Leder i henhold til krav 6, karakterisert ved at anti-friksjonssammenstillingen (80) innbefatter et rørformet foringsrør av lavfriksjonsmateriale festet på plass koaksialt langs innsiden av den spolbare, ettergivende lederen (30).
9.
Leder i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at rørlengden (21) er spolbar.
10.
Leder i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved at rørlengden (21) mellom kveilrørsinjektoren (22, 23) og smøreinnretningen (40) er ettergivende.
11.
Leder i henhold til et hvilket som helst av de foregående krav, karakterisert ved å innbefatte: et flytende fartøy (10) med midler (20,22,23) for heving, senking og festing av den spolbare, ettergivende lederen til en undervanns smøreinnretning (40) festet til et sjøbunns-brønnhode (50); og midler plassert på det flytende fartøyet for innføring av kveilerør gjennom den spolbare, ettergivende lederen og inn i brønnen.
12.
Leder i henhold til krav 11, karakterisert ved at midlene for heving og senking av den spolbare, ettergivende lederen innbefatter: en lagringsspole (20); og to injektorer (22,23) i serie med evne til å gripe og bevege den spolbare, ettergivende lederen og muliggjøre passasje av ulikt dimensjonerte komponenter festet til kveilerøret.
13.
Leder i henhold til krav 11, karakterisert ved å innbefatte: midler (36) for frigjørbart feste til brønnhodet (50) og å etablere kommunikasjon mellom brønnen (51) og den spolbare, ettergivende lederen (30); en utblåsningsforhindrer for å styre fluidstrømning; midler for frigjørbart feste til den spolbare, ettergivende lederen; og en styrenavlestreng (41) for å etablere styringsledningsforbindelser mellom det flytende fartøyet (10) og de styrbare funksjonene til brønnen (51), undervannsbrønnhodet (50), undervannssmøreinnretningen (40) og den spolbare, ettergivende lederen (30).
14.
Leder i henhold til krav 11, karakterisert ved at midlene for heving og senking av undervannssmøreinnretningen innbefatter en vinsj.
15.
Leder i henhold til krav 11, karakterisert ved at midlene for innføring av kveilerøret i brønnen innbefatter en injektor (22, 23).
16.
Fremgangsmåte for innføring av kveilerør i en brønn (51) med dens brønnhode (50), karakterisert ved å innbefatte: plassering av et overflateanlegg fjernt fra brønnhodet (50), hvor overflateanlegget inkluderer i det minste en spole (20) med en spolbar, ettergivende leder (30) og en lengde med kveilerør lagret derpå; frigjørbart å kople undervanns smøreinnretningen (40) til brønnhodet (50) for å muliggjøre kommunikasjon mellom brønnen (51) og den spolbare, ettergivende lederen (30); avspoling av den lagrede spolbare, ettergivende lederen (30) og en lengde med kveilerør (21) fra lagringsspolen (20) gjennom en injektor (22, 23) på overflateanlegget; festing av et verktøy til en første ende av kveilrøret (21) som passerer gjennom injektoren (22,23) på overflateanlegget; posisjonering av den spolbare ettergivende lederen (30), med kveilrør inne i, og verktøy festet tilstøtende smøreinnretningen (40) ved hjelp av injektoren (22,23) på overflateanlegget; føring av verktøyet inn i smøreinnretningen (40); frigjørbart å kople den spolbare, ettergivende lederen (30) til smøreinnretningen; i tillegg avspoling av den spolbare, ettergivende lederen (30) inntil den har oppnådd en ettergivende form; frigjørbart å kople den spolbare, ettergivende lederen (30) til overflateanlegget; innføring av kveilrøret (21) og verktøyet i brønnen (51) ved bruk av injektoren (22,23) på overflateanlegget; og
reversering av de ovennevnte trinn for å gjenvinne kveilerøret (21), verktøyet, den spolbare, ettergivende lederen (30) og smøreinnretningen (40) tilbake til overflateanlegget.
17.
Fremgangsmåte i henhold til krav 16, karakterisert ved å innbefatte: frakobling av den spolbare, ettergivende lederen (30) med kveilrør (21) innvendig fra undervannssmøreinnretningen (40) ved operasjon av en nødsfrakopling (33) plassert nær brønnfluidstettingen (35) på undervannssmøreinnretoingen (40); og kutting av kveilrøret inne i den spolbare, ettergivende lederen ved operasjon av en kutter (34) plassert nær brønnfluidtettingen (35) på smøreinnretningen (40).
18.
Fremgangsmåte i henhold til krav 16, karakterisert ved at brønnhodet er et undervannsbrønnhode.
19.
Fremgangsmåte i henhold til krav 18, karakterisert ved å innbefatte: før trinnet for frigjørbar feste av srnøreirinretningen (40), å senke smøreinnretningen til en posisjon nær sjøbunnbrønnhodet fra overflateanlegget.
20.
Fremgangsmåte i henhold til krav 18, karakterisert ved å innbefatte: å senke den spolbare, ettergivende lederen (30), med kveilrør (21) inne i og verktøy festet, ned til undervannssmøreinmetningen (40) ved hjelp av injektoren på overflateanlegget.
21.
Fremgangsmåte i henhold til krav 20, karakterisert ved at senkingstrinnet involverer bruk av et fjernstyrt kjøretøy (ROV) (60).
Applications Claiming Priority (3)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11632499P | 1999-01-19 | 1999-01-19 | |
US09/444,598 US6386290B1 (en) | 1999-01-19 | 1999-11-22 | System for accessing oil wells with compliant guide and coiled tubing |
PCT/US2000/001161 WO2000043632A2 (en) | 1999-01-19 | 2000-01-18 | System with a compliant guide and method for inserting a coiled tubing into an oil well |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20013363D0 NO20013363D0 (no) | 2001-07-06 |
NO20013363L NO20013363L (no) | 2001-09-14 |
NO324255B1 true NO324255B1 (no) | 2007-09-17 |
Family
ID=26814129
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20013363A NO324255B1 (no) | 1999-01-19 | 2001-07-06 | Spolbar, ettergivende leder og kveilror for innforing av et injektorkveilror i en bronn |
NO20054741A NO338031B1 (no) | 1999-01-19 | 2005-10-14 | System for adkomst til oljebrønner med ettergivende leder og kveilrør |
Family Applications After (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20054741A NO338031B1 (no) | 1999-01-19 | 2005-10-14 | System for adkomst til oljebrønner med ettergivende leder og kveilrør |
Country Status (8)
Country | Link |
---|---|
US (4) | US6386290B1 (no) |
AU (1) | AU763799B2 (no) |
BR (1) | BR0007596A (no) |
CA (1) | CA2360966C (no) |
GB (3) | GB2384799B (no) |
MX (1) | MXPA01007235A (no) |
NO (2) | NO324255B1 (no) |
WO (1) | WO2000043632A2 (no) |
Families Citing this family (100)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6386290B1 (en) * | 1999-01-19 | 2002-05-14 | Colin Stuart Headworth | System for accessing oil wells with compliant guide and coiled tubing |
FR2804162B1 (fr) * | 2000-01-24 | 2002-06-07 | Bouygues Offshore | Dispositif de liaison fond-surface comportant un dispositif stabilisateur |
NO315386B1 (no) * | 2000-02-21 | 2003-08-25 | Fmc Kongsberg Subsea As | Anordning og fremgangsmåte for intervensjon i en undersjöisk brönn |
BR0109766A (pt) * | 2000-03-27 | 2003-02-04 | Rockwater Ltd | Tubo ascendente com serviços internos recuperáveis |
FR2809136B1 (fr) * | 2000-05-19 | 2002-11-08 | Saibos Construcoes Maritimas L | Installation de liaison fond-surface pour conduite sous- marine, dispositif de liaison entre un flotteur et un riser, et procede d'intervention dans ledit riser |
GB2365463B (en) | 2000-08-01 | 2005-02-16 | Renovus Ltd | Drilling method |
US6488093B2 (en) | 2000-08-11 | 2002-12-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Deep water intervention system |
US7779916B2 (en) * | 2000-08-14 | 2010-08-24 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for subsea intervention |
US20110203803A1 (en) * | 2000-08-14 | 2011-08-25 | Warren Zemlak | Apparatus for subsea intervention |
US8171989B2 (en) * | 2000-08-14 | 2012-05-08 | Schlumberger Technology Corporation | Well having a self-contained inter vention system |
WO2004113158A2 (en) * | 2001-11-06 | 2004-12-29 | Worldwide Oilfield Machine, Inc. | Lightweight and compact subsea intervention package and method |
EP1247935A1 (en) * | 2001-04-05 | 2002-10-09 | Norsk Hydro ASA | Production riser |
US6772840B2 (en) * | 2001-09-21 | 2004-08-10 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods and apparatus for a subsea tie back |
US6834721B2 (en) * | 2002-01-14 | 2004-12-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | System for disconnecting coiled tubing |
AU2003228214B2 (en) * | 2002-02-19 | 2007-11-22 | Varco I/P, Inc. | Subsea intervention system, method and components thereof |
US7431092B2 (en) * | 2002-06-28 | 2008-10-07 | Vetco Gray Scandinavia As | Assembly and method for intervention of a subsea well |
US6880640B2 (en) * | 2002-07-29 | 2005-04-19 | Offshore Systems Inc. | Steel tube flying lead jumper connector |
US7150324B2 (en) * | 2002-10-04 | 2006-12-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Method and apparatus for riserless drilling |
US7051814B2 (en) * | 2002-11-12 | 2006-05-30 | Varco I/P, Inc. | Subsea coiled tubing injector with pressure compensated roller assembly |
GB0227850D0 (en) * | 2002-11-29 | 2003-01-08 | Stolt Offshore Sa | Subsea structure and methods of construction and installation thereof |
GB0227851D0 (en) * | 2002-11-29 | 2003-01-08 | Stolt Offshore Sa | Subsea structure and methods of construction and installation thereof |
US7380589B2 (en) * | 2002-12-13 | 2008-06-03 | Varco Shaffer, Inc. | Subsea coiled tubing injector with pressure compensation |
US20040194963A1 (en) * | 2003-03-05 | 2004-10-07 | Torres Carlos A. | Subsea well workover system and method |
GB2428099B (en) * | 2004-03-22 | 2008-05-07 | Vetco Aibel As | A method and a device for monitoring and/or controlling a load on a tensioned elongated element |
US8413723B2 (en) * | 2006-01-12 | 2013-04-09 | Schlumberger Technology Corporation | Methods of using enhanced wellbore electrical cables |
NO323342B1 (no) | 2005-02-15 | 2007-04-02 | Well Intervention Solutions As | System og fremgangsmate for bronnintervensjon i sjobunnsinstallerte olje- og gassbronner |
US7308934B2 (en) * | 2005-02-18 | 2007-12-18 | Fmc Technologies, Inc. | Fracturing isolation sleeve |
US7891429B2 (en) * | 2005-03-11 | 2011-02-22 | Saipem America Inc. | Riserless modular subsea well intervention, method and apparatus |
US7487836B2 (en) * | 2005-03-11 | 2009-02-10 | Saipem America Inc. | Riserless modular subsea well intervention, method and apparatus |
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 |
US7185708B2 (en) * | 2005-06-24 | 2007-03-06 | Xtreme Coil Drilling Corp. | Coiled tubing/top drive rig and method |
NO324167B1 (no) | 2005-07-13 | 2007-09-03 | Well Intervention Solutions As | System og fremgangsmate for dynamisk tetting rundt en borestreng. |
US7404443B2 (en) * | 2005-10-21 | 2008-07-29 | Schlumberger Technology Corporation | Compensation system for a jacking frame |
US7784546B2 (en) * | 2005-10-21 | 2010-08-31 | Schlumberger Technology Corporation | Tension lift frame used as a jacking frame |
CA2529921C (en) | 2005-12-13 | 2012-06-05 | Foremost Industries Inc. | Coiled tubing injector system |
US7793723B2 (en) * | 2006-01-19 | 2010-09-14 | Single Buoy Moorings, Inc. | Submerged loading system |
US7281585B2 (en) * | 2006-02-15 | 2007-10-16 | Schlumberger Technology Corp. | Offshore coiled tubing heave compensation control system |
GB2448642B (en) * | 2006-03-02 | 2011-01-26 | Shell Int Research | Systems and methods for using an umbilical |
US20070227744A1 (en) | 2006-03-30 | 2007-10-04 | Troy Austin Rodgers | Apparatus and method for lubricating and injecting downhole equipment into a wellbore |
US7845412B2 (en) * | 2007-02-06 | 2010-12-07 | Schlumberger Technology Corporation | Pressure control with compliant guide |
US8973665B2 (en) * | 2007-03-26 | 2015-03-10 | Andrea Sbordone | System and method for performing intervention operations with a compliant guide |
GB2456772A (en) * | 2008-01-22 | 2009-07-29 | Schlumberger Holdings | Deployment of a dynamic seal in an intervention procedure |
GB0710615D0 (en) * | 2007-06-04 | 2007-07-11 | Trelleborg Crp Ltd | Bend stiffener |
US7926579B2 (en) * | 2007-06-19 | 2011-04-19 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus for subsea intervention |
US20090056936A1 (en) * | 2007-07-17 | 2009-03-05 | Mccoy Jr Richard W | Subsea Structure Load Monitoring and Control System |
BRPI0814468A8 (pt) * | 2007-07-27 | 2016-01-19 | Expro Ax S Tech Limited | Sistemas de extensão de fundo de furo, de suporte fora da costa e de extensão de ferramenta de fundo de furo, métodos de estender uma ferramenta dentro de um furo de poço e de suportar um conjunto para estender até um local submarino a partir de uma embarcação, conjunto de injetor, e, instalação de extensão de ferramenta |
DE602007008425D1 (de) | 2007-09-20 | 2010-09-23 | Schlumberger Technology Bv | Laterale Unterwasserbohrung |
CN101896685B (zh) * | 2007-10-10 | 2014-09-10 | 伊特雷科公司 | 用于在海底井眼中安装可膨胀管件的方法及实施此安装的船 |
US20100294505A1 (en) * | 2007-10-22 | 2010-11-25 | Andrea Sbordone | System and method for forming connections with a compliant guide |
GB2455285B (en) * | 2007-11-22 | 2012-05-09 | Schlumberger Holdings | Formation of flow conduits under pressure |
US20090151956A1 (en) * | 2007-12-12 | 2009-06-18 | John Johansen | Grease injection system for riserless light well intervention |
GB2456300B (en) * | 2008-01-08 | 2010-05-26 | Schlumberger Holdings | Monitoring system for pipelines or risers in floating production installations |
US20090178847A1 (en) * | 2008-01-10 | 2009-07-16 | Perry Slingsby Systems, Inc. | Method and Device for Subsea Wire Line Drilling |
US7798232B2 (en) * | 2008-01-25 | 2010-09-21 | Schlumberger Technology Corporation | Connecting compliant tubular members at subsea locations |
US8697992B2 (en) * | 2008-02-01 | 2014-04-15 | Schlumberger Technology Corporation | Extended length cable assembly for a hydrocarbon well application |
US8091573B2 (en) * | 2008-04-17 | 2012-01-10 | Bp Corporation North America Inc. | Pipeline intervention |
US20090260830A1 (en) * | 2008-04-18 | 2009-10-22 | Henning Hansen | Rigless well completion method |
US8439109B2 (en) * | 2008-05-23 | 2013-05-14 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for depth measurement and correction during subsea intervention operations |
FR2932839B1 (fr) * | 2008-06-23 | 2010-08-20 | Technip France | Installation de transport sous-marin d'hydrocarbures. |
GB0811640D0 (en) * | 2008-06-25 | 2008-07-30 | Expro North Sea Ltd | Spoolable riser hanger |
US8235124B2 (en) * | 2008-07-02 | 2012-08-07 | Aker Subsea Inc. | Variable buoyancy subsea running tool |
US20100018693A1 (en) * | 2008-07-25 | 2010-01-28 | Neil Sutherland Duncan | Pipeline entry system |
US9534453B2 (en) * | 2008-08-13 | 2017-01-03 | Onesubsea Ip Uk Limited | Umbilical management system and method for subsea well intervention |
US8316947B2 (en) * | 2008-08-14 | 2012-11-27 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for deployment of a subsea well intervention system |
US20100044052A1 (en) * | 2008-08-20 | 2010-02-25 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for connecting and aligning a compliant guide |
US20100059230A1 (en) * | 2008-09-05 | 2010-03-11 | Harold Brian Skeels | Coil tubing guide |
DK2186993T3 (da) * | 2008-11-17 | 2019-08-19 | Saipem Spa | Fartøj til drift på undervandsbrønde og arbejdsmetode for nævnte fartøj |
GB2468586A (en) * | 2009-03-11 | 2010-09-15 | Schlumberger Holdings | Method and system for subsea intervention using a dynamic seal. |
US20100263879A1 (en) * | 2009-04-13 | 2010-10-21 | Jamie Cochran | Spooled device guide system |
US11387014B2 (en) | 2009-04-17 | 2022-07-12 | Schlumberger Technology Corporation | Torque-balanced, gas-sealed wireline cables |
US9412492B2 (en) | 2009-04-17 | 2016-08-09 | Schlumberger Technology Corporation | Torque-balanced, gas-sealed wireline cables |
US8733433B2 (en) * | 2009-06-11 | 2014-05-27 | Robert A. Coles | Method and apparatus for performing continuous tubing operations |
US20110017463A1 (en) * | 2009-07-23 | 2011-01-27 | Schlumberger Technology Corporation | Use of a spoolable compliant guide and coiled tubing to clean up a well |
CA2774775A1 (en) | 2009-09-22 | 2011-03-31 | Schlumberger Canada Limited | Wireline cable for use with downhole tractor assemblies |
WO2011059925A2 (en) * | 2009-11-11 | 2011-05-19 | Schlumberger Canada Limited | Deploying an electrically-activated tool into a subsea well |
US20110280668A1 (en) * | 2009-11-16 | 2011-11-17 | Rn Motion Technologies | Hang-Off Adapter for Offshore Riser Systems and Associated Methods |
US8720582B2 (en) * | 2010-05-19 | 2014-05-13 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and methods for providing tubing into a subsea well |
US9057243B2 (en) * | 2010-06-02 | 2015-06-16 | Rudolf H. Hendel | Enhanced hydrocarbon well blowout protection |
US8511388B2 (en) | 2010-12-16 | 2013-08-20 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Devices and methods for transmitting EDS back-up signals to subsea pods |
US20120193104A1 (en) * | 2011-02-01 | 2012-08-02 | Corey Eugene Hoffman | Coiled tubing module for riserless subsea well intervention system |
US20130075103A1 (en) * | 2011-09-22 | 2013-03-28 | Vetco Gray Inc. | Method and system for performing an electrically operated function with a running tool in a subsea wellhead |
US20130092395A1 (en) * | 2011-10-17 | 2013-04-18 | Baker Hughes Incorporated | Venting System and Method to Reduce Adiabatic Heating of Pressure Control Equipment |
EP2994600A4 (en) * | 2013-05-11 | 2016-04-27 | Services Petroliers Schlumberger | DEPLOYMENT AND RECOVERY SYSTEM FOR ELECTRIC SUBMERSIBLE PUMPS |
FR3014834B1 (fr) * | 2013-12-13 | 2017-01-27 | Dietswell | Dispositif pour le positionnement d'un conduit ombilical, notamment sur une tete d'un puits de forage petrolier en eau profonde. |
US9540898B2 (en) * | 2014-06-26 | 2017-01-10 | Sunstone Technologies, Llc | Annular drilling device |
WO2016081215A1 (en) * | 2014-11-18 | 2016-05-26 | Hansen Energy Services, Llc | Subsea slanted wellhead system and bop system with dual injector head units |
US10753198B2 (en) | 2015-04-13 | 2020-08-25 | Schlumberger Technology Corporation | Downhole instrument for deep formation imaging deployed within a drill string |
WO2016168322A1 (en) | 2015-04-13 | 2016-10-20 | Schlumberger Technology Corporation | Top drive with top entry and line inserted therethrough for data gathering through the drill string |
US10900305B2 (en) * | 2015-04-13 | 2021-01-26 | Schlumberger Technology Corporation | Instrument line for insertion in a drill string of a drilling system |
WO2016191637A1 (en) * | 2015-05-27 | 2016-12-01 | Wajnikonis Krzysztof | Flexible hang-off for a rigid riser |
US20180223603A1 (en) * | 2015-08-04 | 2018-08-09 | Shell Oil Company | Flexible dynamic riser for subsea well intervention |
CA3005431A1 (en) * | 2015-12-15 | 2017-06-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Real time tracking of bending forces and fatigue in a tubing guide |
GB2546090A (en) * | 2016-01-07 | 2017-07-12 | Allspeeds Holdings Ltd | A subsea, stand-by installation |
CA3026846C (en) * | 2016-07-15 | 2022-01-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Flow through wireline tool carrier |
US10883894B2 (en) * | 2016-09-16 | 2021-01-05 | Onesubsea Ip Uk Limited | Conduit fatigue management systems and methods |
EP3571371B1 (en) | 2017-01-18 | 2023-04-19 | Minex CRC Ltd | Mobile coiled tubing drilling apparatus |
US11060380B2 (en) * | 2018-12-03 | 2021-07-13 | Bp Corporation North America, Inc. | Systems and methods for accessing subsea conduits |
CN111963153A (zh) * | 2020-08-04 | 2020-11-20 | 华信唐山石油装备有限公司 | 一种复合连续管缆水平井出水段测试系统及方法 |
CN117267624B (zh) * | 2023-11-21 | 2024-02-02 | 太原理工大学 | 一种地下水封石洞油库大落差进油管道的保护方法 |
Family Cites Families (57)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3401749A (en) | 1966-09-06 | 1968-09-17 | Dresser Ind | Method and apparatus for moving wire-line tools through deviated well bores |
US4046191A (en) * | 1975-07-07 | 1977-09-06 | Exxon Production Research Company | Subsea hydraulic choke |
US4033045A (en) | 1975-10-14 | 1977-07-05 | Sperry Rand Corporation | Portable surveying gyrocompass apparatus |
US4091867A (en) | 1977-01-14 | 1978-05-30 | Otis Engineering Corporation | Flexible conduit injection system |
FR2402823A1 (fr) | 1977-09-08 | 1979-04-06 | Inst Francais Du Petrole | Methode et dispositif pour relier une installation flottante a une installation subaquatique par l'intermediaire d'au moins une conduite flexible |
US4176986A (en) | 1977-11-03 | 1979-12-04 | Exxon Production Research Company | Subsea riser and flotation means therefor |
US4134453A (en) | 1977-11-18 | 1979-01-16 | Halliburton Company | Method and apparatus for perforating and slotting well flow conductors |
US4225270A (en) | 1978-05-22 | 1980-09-30 | Maurer Engineering Inc. | Method and apparatus for connecting a flowline to an offshore installation |
US4265304A (en) | 1978-06-06 | 1981-05-05 | Brown Oil Tools, Inc. | Coiled tubing apparatus |
US4182584A (en) | 1978-07-10 | 1980-01-08 | Mobil Oil Corporation | Marine production riser system and method of installing same |
US4281716A (en) | 1979-08-13 | 1981-08-04 | Standard Oil Company (Indiana) | Flexible workover riser system |
ES8105437A1 (es) | 1980-05-20 | 1981-05-16 | Fayren Jose Marco | Instalacion para la perforacion y explotacion de yacimientospetroliferos marinos localizados en aguas profundas |
GB2089866B (en) | 1980-12-18 | 1984-08-30 | Mecevoy Oilfield Equipment Co | Underwater christmas tree cap and lockdown apparatus |
US4423983A (en) | 1981-08-14 | 1984-01-03 | Sedco-Hamilton Production Services | Marine riser system |
US4470722A (en) | 1981-12-31 | 1984-09-11 | Exxon Production Research Co. | Marine production riser system and method of installing same |
FR2538444A1 (fr) | 1982-12-28 | 1984-06-29 | Coflexip | Dispositif de liaison entre une tete de puits sous-marine et un support de surface |
US4556340A (en) | 1983-08-15 | 1985-12-03 | Conoco Inc. | Method and apparatus for production of subsea hydrocarbons using a floating vessel |
US4544036A (en) | 1984-02-17 | 1985-10-01 | Mobil Oil Corporation | Vertical flowline connector |
AU569780B2 (en) | 1984-03-15 | 1988-02-18 | Alfred Leslie Gilmore | Improvements to bore hole pump sets |
US4621403A (en) | 1984-05-18 | 1986-11-11 | Hughes Tool Company | Apparatus and method for inserting coiled tubing |
GB8428633D0 (en) | 1984-11-13 | 1984-12-19 | British Petroleum Co Plc | Subsea wireline lubricator |
US4730677A (en) | 1986-12-22 | 1988-03-15 | Otis Engineering Corporation | Method and system for maintenance and servicing of subsea wells |
GB8801850D0 (en) * | 1988-01-28 | 1988-02-24 | British Petroleum Co Plc | Tubing hanger shut-off mechanism |
US4825953A (en) | 1988-02-01 | 1989-05-02 | Otis Engineering Corporation | Well servicing system |
GB2222842B (en) | 1988-09-16 | 1992-07-15 | Otis Eng Co | Method and apparatus for running coiled tubing in subsea wells |
US4940095A (en) | 1989-01-27 | 1990-07-10 | Dowell Schlumberger Incorporated | Deployment/retrieval method and apparatus for well tools used with coiled tubing |
GB8905364D0 (en) | 1989-03-09 | 1989-04-19 | Britoil Plc | Offshore oil production system |
US5088559A (en) * | 1990-11-28 | 1992-02-18 | Taliaferro William D | Method and apparatus for running wireline and reeled tubing into a wellbore and stuffing box used in connection therewith |
CA2037240C (en) * | 1991-02-27 | 1997-09-30 | Leon Jantzen | Guide arch for tubing |
US5215151A (en) | 1991-09-26 | 1993-06-01 | Cudd Pressure Control, Inc. | Method and apparatus for drilling bore holes under pressure |
US5244046A (en) | 1992-08-28 | 1993-09-14 | Otis Engineering Corporation | Coiled tubing drilling and service unit and method for oil and gas wells |
US5542472A (en) * | 1993-10-25 | 1996-08-06 | Camco International, Inc. | Metal coiled tubing with signal transmitting passageway |
US5411085A (en) | 1993-11-01 | 1995-05-02 | Camco International Inc. | Spoolable coiled tubing completion system |
US5360075A (en) | 1993-11-29 | 1994-11-01 | Kidco Resources Ltd. | Steering drill bit while drilling a bore hole |
US5507349A (en) * | 1994-12-19 | 1996-04-16 | Halliburton Company | Downhole coiled tubing latch |
GB9500954D0 (en) | 1995-01-18 | 1995-03-08 | Head Philip | A method of accessing a sub sea oil well and apparatus therefor |
US5738173A (en) | 1995-03-10 | 1998-04-14 | Baker Hughes Incorporated | Universal pipe and tubing injection apparatus and method |
US6116345A (en) | 1995-03-10 | 2000-09-12 | Baker Hughes Incorporated | Tubing injection systems for oilfield operations |
GB9505129D0 (en) * | 1995-03-14 | 1995-05-03 | Expro North Sea Ltd | Improved dual bore riser |
US5735351A (en) | 1995-03-27 | 1998-04-07 | Helms; Charles M. | Top entry apparatus and method for a drilling assembly |
US5832998A (en) | 1995-05-03 | 1998-11-10 | Halliburton Company | Coiled tubing deployed inflatable stimulation tool |
US5547314A (en) * | 1995-06-08 | 1996-08-20 | Marathon Oil Company | Offshore system and method for storing and tripping a continuous length of jointed tubular conduit |
WO1997001017A1 (en) * | 1995-06-20 | 1997-01-09 | Bj Services Company, U.S.A. | Insulated and/or concentric coiled tubing |
US5803168A (en) | 1995-07-07 | 1998-09-08 | Halliburton Company | Tubing injector apparatus with tubing guide strips |
US5553668A (en) * | 1995-07-28 | 1996-09-10 | Halliburton Company | Twin carriage tubing injector apparatus |
US5828003A (en) * | 1996-01-29 | 1998-10-27 | Dowell -- A Division of Schlumberger Technology Corporation | Composite coiled tubing apparatus and methods |
CA2239096C (en) | 1996-04-19 | 2006-10-31 | Baker Hughes Incorporated | Tubing injection systems for land and under water use |
GB2315083A (en) * | 1996-07-11 | 1998-01-21 | Philip Head | Accessing sub sea oil well |
US6006839A (en) | 1996-10-02 | 1999-12-28 | Stewart & Stevenson, Inc. | Pressurized flexible conduit injection system |
GB9621235D0 (en) * | 1996-10-11 | 1996-11-27 | Head Philip | Conduit in coiled tubing system |
US5848641A (en) | 1996-11-14 | 1998-12-15 | Epp; Peter | Well pump puller |
GB9626021D0 (en) | 1996-12-14 | 1997-01-29 | Head Philip F | A riser system for a sub sea well and method of operation |
US5975203A (en) * | 1998-02-25 | 1999-11-02 | Schlumberger Technology Corporation | Apparatus and method utilizing a coiled tubing injector for removing or inserting jointed pipe sections |
US6082454A (en) | 1998-04-21 | 2000-07-04 | Baker Hughes Incorporated | Spooled coiled tubing strings for use in wellbores |
US6102125A (en) | 1998-08-06 | 2000-08-15 | Abb Vetco Gray Inc. | Coiled tubing workover riser |
US6347664B1 (en) * | 1999-01-15 | 2002-02-19 | Drilling & Coiled Technology, Inc., A Division Of Gotco International, Inc. | Coiled tubing injector head |
US6386290B1 (en) * | 1999-01-19 | 2002-05-14 | Colin Stuart Headworth | System for accessing oil wells with compliant guide and coiled tubing |
-
1999
- 1999-11-22 US US09/444,598 patent/US6386290B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2000
- 2000-01-18 AU AU25098/00A patent/AU763799B2/en not_active Ceased
- 2000-01-18 GB GB0307926A patent/GB2384799B/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-01-18 GB GB0116040A patent/GB2362409B/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-01-18 MX MXPA01007235A patent/MXPA01007235A/es not_active IP Right Cessation
- 2000-01-18 GB GB0307921A patent/GB2384798B/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-01-18 CA CA002360966A patent/CA2360966C/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-01-18 WO PCT/US2000/001161 patent/WO2000043632A2/en active IP Right Grant
- 2000-01-18 BR BR0007596-5A patent/BR0007596A/pt not_active Application Discontinuation
-
2001
- 2001-07-06 NO NO20013363A patent/NO324255B1/no not_active IP Right Cessation
- 2001-10-24 US US10/003,967 patent/US6834724B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-10-24 US US10/003,974 patent/US6745840B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2001-10-24 US US10/003,859 patent/US6691775B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2005
- 2005-10-14 NO NO20054741A patent/NO338031B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO20013363L (no) | 2001-09-14 |
GB0116040D0 (en) | 2001-08-22 |
US20020074135A1 (en) | 2002-06-20 |
GB2384798B (en) | 2003-10-08 |
GB0307926D0 (en) | 2003-05-14 |
MXPA01007235A (es) | 2002-06-04 |
NO20054741L (no) | 2001-09-14 |
BR0007596A (pt) | 2004-04-27 |
AU2509800A (en) | 2000-08-07 |
US20020079108A1 (en) | 2002-06-27 |
NO338031B1 (no) | 2016-07-25 |
GB0307921D0 (en) | 2003-05-14 |
CA2360966A1 (en) | 2000-07-27 |
US20020070033A1 (en) | 2002-06-13 |
AU763799B2 (en) | 2003-07-31 |
GB2362409A (en) | 2001-11-21 |
US6745840B2 (en) | 2004-06-08 |
US6834724B2 (en) | 2004-12-28 |
GB2384798A (en) | 2003-08-06 |
GB2384799A (en) | 2003-08-06 |
US6386290B1 (en) | 2002-05-14 |
WO2000043632A2 (en) | 2000-07-27 |
US6691775B2 (en) | 2004-02-17 |
WO2000043632A3 (en) | 2001-01-04 |
CA2360966C (en) | 2005-09-13 |
GB2362409B (en) | 2003-09-24 |
GB2384799B (en) | 2003-10-08 |
NO20013363D0 (no) | 2001-07-06 |
WO2000043632A9 (en) | 2002-05-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO324255B1 (no) | Spolbar, ettergivende leder og kveilror for innforing av et injektorkveilror i en bronn | |
US10072467B2 (en) | Method and apparatus for elevating the tapered stress joint or flex joint of an SCR above the water | |
AU778779B2 (en) | Apparatus, system, and method for installing and retrieving pipe in a well | |
US4176722A (en) | Marine riser system with dual purpose lift and heave compensator mechanism | |
US6161619A (en) | Riser system for sub-sea wells and method of operation | |
NO20190762A1 (no) | Hybrid stigerørstårn samt fremgangsmåte for installasjon av dette | |
EP1472432B1 (en) | Method and arrangement by a workover riser connection | |
NO345619B1 (no) | Lettvektsanordning for fjernstyrt intervensjon av undervanns vaierline | |
NO317295B1 (no) | Glideskjot for intervensjon-stigeror | |
NO334231B1 (no) | En stav, et intervensjons-, fjernmålings- og overvåkingssystem som omfatter staven, samt en fremgangsmåte for intervensjon | |
EA025400B1 (ru) | Способ проведения внутрискважинных работ | |
US20110203803A1 (en) | Apparatus for subsea intervention | |
EP2748413B1 (en) | Completing underwater wells | |
AU2003204427B2 (en) | A system for accessing oil wells with spoolable compliant guide and coiled tubing | |
EP4386243A1 (en) | Submarine reel drive system and method for reeling in and launching flexible pipes and umbilicals | |
WO1997030265A1 (en) | Offshore production piping and method for laying same | |
CN111561272B (zh) | 一种深水轻型修井立管系统及其安装方法 | |
US11555358B1 (en) | Method and apparatus for protection of control lines and other equipment | |
NO20220840A1 (no) | ||
Behar et al. | The New Concept Of Flexible Pipes. Their Manufacture. Their Applications In The Offshore Oil Industry. Field Experiences. | |
NO179845B (no) | Verktöy-enhet | |
NO312127B1 (no) | System for boring av brönner og for understöttelse og betjening/drift av brönner til havs |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |