NO325845B1 - Hydraulisk kontrollenhet for a aktivere en hydraulisk styrbar nedihullsanordning og fremgangsmate for bruk av denne - Google Patents

Hydraulisk kontrollenhet for a aktivere en hydraulisk styrbar nedihullsanordning og fremgangsmate for bruk av denne Download PDF

Info

Publication number
NO325845B1
NO325845B1 NO20030662A NO20030662A NO325845B1 NO 325845 B1 NO325845 B1 NO 325845B1 NO 20030662 A NO20030662 A NO 20030662A NO 20030662 A NO20030662 A NO 20030662A NO 325845 B1 NO325845 B1 NO 325845B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
hydraulic
hydraulic fluid
fluid
pressure
subsea
Prior art date
Application number
NO20030662A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20030662L (no
NO20030662D0 (no
Inventor
Michael Wade Meaders
Original Assignee
Halliburton Energy Serv Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Energy Serv Inc filed Critical Halliburton Energy Serv Inc
Publication of NO20030662D0 publication Critical patent/NO20030662D0/no
Publication of NO20030662L publication Critical patent/NO20030662L/no
Publication of NO325845B1 publication Critical patent/NO325845B1/no

Links

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/16—Control means therefor being outside the borehole
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/06—Valve arrangements for boreholes or wells in wells
    • E21B34/10—Valve arrangements for boreholes or wells in wells operated by control fluid supplied from outside the borehole

Landscapes

  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Fluid-Pressure Circuits (AREA)
  • Other Liquid Machine Or Engine Such As Wave Power Use (AREA)
  • Loading And Unloading Of Fuel Tanks Or Ships (AREA)
  • Paper (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)

Description

Den foreliggende oppfinnelsen vedrører generelt å kontrollere eller styre aktiveringen av en nedihullsanordning og spesielt en hydraulisk kontrollenhet for å aktivere en hydraulisk styrbar nedihullsanordning ved bruk av undersjøisk forsterkning av et hydraulisk fluid.
Mer spesifikt vedrører oppfinnelsen en hydraulisk kontrollenhet som angitt i ingressen til krav 1, samt en fremgangsmåte for aktivering av en hydraulisk styrbar nedihullsanordning som angitt i ingressen til krav 9.
Uten å begrense rammen for den foreliggende oppfinnelsen, skal dens bakgrunn bli beskrevet med henvisning til underjordiske brønnsikringsventiler som et eksempel.
Brønnsikringsventiler er vanligvis brukt for avstengning av olje- og
gassbrenner i tilfellet en feil- eller faretilstand på brønnoverflaten. Slike sikkerhetsventiler blir typisk innpasset i produksjonsrøret og arbeider slik at de blokkerer strømmen av formasjonsfluid opp gjennom dette. Brønnsikringsventilen tilveiebringer automatisk avstengning av produksjonsstrøm som respons på forskjellige overskridelser av sikkerhetsforhold som kan avføles eller indikeres på overflaten. For eksempel innbefatter sikkerhetsforholdene en brann på plattformen, en høy eller lav strømningsledningstemperatur eller trykkforhold eller operatøroverstyring.
Under produksjon blir den brønnsikringsventilen typisk holdt åpen av påtrykningen av hydraulisk fluidtrykk ledet til den brønnsikringsventilen via en hjelpekontrolledning som strekker seg langs rørstrengen inne i det ringformede rommet mellom rørstrengen og brønnforingen. For eksempel benytter underjordiske sikkerhetsventiler av klafftypen en lukkeplate som blir aktivert av longitudinal bevegelse av et hydraulisk aktivert, rør eller stangtypestempel. Klaffventillukkeplaten holdes i ventilens åpne posisjon av et operatørrør som blir forlenget ved påtrykningen av hydraulisk trykk på stempelet. Det er typisk at en pumpe på overflaten trykksetter hydraulisk fluid fra et hydraulikkfluidreservoar som også befinner seg på overflaten. Det hydrauliske høytrykkfluidet blir så levert gjennom kontrolledningen til et variabelt volumtrykkammer til overflatesikkerhetsventilen for å virke mot kronen til stempelet. Når for eksempel produksjonsfluidtrykket stiger over eller faller under et forhåndsinnstilt nivå, blir det hydrauliske kontrolltrykket avlastet slik at stempelet og operatørrøret blir trukket tilbake til ventilens lukkede posisjon ved hjelp av en returfjær. Klaffplaten blir så rotert til ventilens lukkede posisjon ved hjelp av for eksempel en torsjonsfjær eller et spenningselement.
Det er imidlertid funnet at når olje- og gassbrønner blir boret i dypere vann, nærmer det hydrostatiske trykket til søylen av hydraulikkfluid i kontroUedningen seg lukketrykket til typiske brønnsikringsventiler. Følgelig er det nødvendig med sterkere fjærer for å generere det nødvendige lukketrykket slik at en underjordisk sikkerhetsventil installert i en dypvannsbrønn kan opereres til den lukkede posisjonen. Det har imidlertid blitt funnet at bruk av disse sterkere fjærene øker åpningstrykket som er nødvendig for å operere brønnsikringsventilen fra den lukkede posisjonen til den åpne posisjonen så vel som trykket som er nødvendig for å holde brønnsikringsventilen i den åpne posisjonen. Dette krever i sin tur at hele det hydrauliske systemet som benyttes til å styre disse brønnsikringsventilene må opereres ved et høyere trykk.
Det er derfor oppstått et behov for et apparat eller anordning og en fremgangsmåte for å aktivere brønnsikringsventiler installert i dypvannsbrønner hvor det hydrostatiske trykket til søylen av hydraulikkfluid i kontroUedningen ikke nærmer seg lukketrykket til brønnsikringsventilene. Det har også fremkommet behov for et slikt apparat og fremgangsmåte som ikke krever bruken av sterkere fjærer i den underjordiske sikkerhetsventilen for å generere høye lukketrykk. Videre har det fremkommet et behov for et slikt apparat og fremgangsmåte som ikke krever bruken av hydrauliske systemer som har høyere driftstrykk for å generere høyere åpnings- og holdetrykket som er nødvendig for å overkomme de høyere fjærkreftene til sterkere fjærer.
Av tidligere kjent teknikk innen området skal spesifikt nevnes No. 314.516 RI (tilsvarende US 5.897.095), og også US 6.179.057, EP 1.138.872 Al, No. 155.848B og WO 01/65061 Al kan nevnes.
Den foreliggende oppfinnelsen som er beskrevet her omfatter en hydraulisk kontrollenhet og fremgangsmåte for å aktivere en hydraulisk styrbar nedihullsanordning som er installert i en dypvannsbrønn. Ved bruk av den hydrauliske kontrollenheten i henhold til den forliggende oppfinnelsen nærmer ikke det hydrostatiske trykket til søylen av hydraulikkfluid i kontroUedningen seg for eksempel lukketrykket til brønnsikringsventilen. Følgelig krever ikke brønnsikringsventiler installert i dypvannsbrønner som benytter den hydrauliske kontrollenheten i henhold til den foreliggende oppfinnelsen sterkere fjærer for lukking og det kreves heller ikke høyere hydrauliske åpningstrykk.
Den hydrauliske kontrollenheten i henhold til den foreliggende oppfinnelsen innbefatter en hydraulikkfluidkilde som befinner seg på en overflateinstallasjon som benyttes til å levere lavtykkhydraulikkfluid. En navlestrengenhet er koblet til hydraulikkfluidkilden. Navlestrengenheten tilveiebringer en matefluidpassasje for lavtrykkhydraulikkfluidet. En undersjøisk forsterker som er opererbart tilordnet et undersjøisk brønnhode er koblet til navlestrengenheten. Den undersjøiske forsterkeren mottar hydraulikkfluidet med lavt trykk fra navlestrengenheten og trykksetter hydraulikkfluidet med det lave trykket til et høytrykkshydraulikkfluid som er egnet for å aktivere den hydraulisk styrbare anordningen. Den undersjøiske forsterkeren vil ha en av flere kraftkilder. En overflatehydraulisk kraftkilde vil bli koblet til den undersjøiske forsterkeren via navlestrengenheten eller en elektrisk kraftkilde på overflaten kan være koblet til den undersjøiske forsterkeren via navlestrengenheten.
I en annen utførelse av den foreliggende oppfinnelsen innbefatter den hydrauliske kontrollenheten i henhold til den foreliggende oppfinnelsen en undersjøisk hydraulikkfluidkilde. En undersjøisk forsterker kan drives for å omforme det hydrauliske fluidet med lavt trykk fra den undersjøiske hydraulikkfluidkilden til et høytrykkshydraulikkfluid som er egnet for å aktivere den hydraulisk styrbare nedihuUsanordningen. En navlestrengenhet kan være koblet mellom overflateinstallasjonen og den undersjøiske forsterkeren for å tilveiebringe elektrisk effekt til den undersjøiske forsterkeren. Alternativt kan et undersjøisk batteri levere elektrisk effekt eller kraft, i hvilket tilfelle den undersjøiske forsterkeren kan bli styrt via trådløs telemetri.
Fremgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelsen innbefatter å lagre et hydraulisk fluid i et reservoar som befinner seg på en overflateinstallasjon, å mate lavtrykkshydraulikkfluid fra reservoaret via en navlestrengenhet til en undersjøisk forsterker som er drivbart tilordnet et undersjøisk brønnhode og konvertere lavtrykkshydraulikkfluidet til høytrykkshydraulikkfluid som er egnet for å aktivere den hydraulisk styrbare nedihuUsanordningen. Alternativt innbefatter fremgangsmåten å lagre hydraulikkfluidet i et undersjøisk reservoar, å trykksette det hydrauliske fluidet med en undersjøisk forsterker og aktivere den hydraulisk styrbare nedihuUsanordningen.
Enheten og fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen er kjennetegnet ved de i karakteristikken til krav 1 og 9 respektivt angitte trekk.
For en mer fullstendig forståelse av trekkene og fordelene ved den foreliggende oppfinnelsen, skal det nå refereres til den detaljerte beskrivelsen av oppfinnelsen sammen med de medfølgende figurene hvori korresponderende henvisningstall på de forskjellige figurene refererer seg til korresponderende deler, og hvor: Figur 1 er en skjematisk illustrasjon av en offshoreproduksjonsplattform som opererer en hydraulisk kontrollenhet i henhold til den foreliggende oppfinnelsen. Figur 2 er et sideoppriss av en navlestrengenhet til en hydraulisk kontrollenhet i henhold til den foreliggende oppfinnelsen. Figur 3 er et fluidkretsdiagram som illustrerer en utførelse av en hydraulisk kontrollenhet i henhold til den foreliggende oppfinnelsen, hvor den hydrauliske fluidkilden er anordnet ved en overflateinstallasjon. Figur 4 er et fluidkretsdiagram som illustrerer en annen utførelse av en hydraulisk kontrollenhet i henhold til den foreliggende oppfinnelsen, hvor den hydrauliske kilden er anordnet ved en overflateinstallasjon. Figur 5 er et fluidkretsdiagram som illustrerer en ytterligere utførelse av en hydraulisk kontrollenhet i henhold til den foreliggende oppfinnelsen, hvor den hydrauliske kilden er anordnet under sjøen. Figur 6 er et fluidkretsdiagram som illustrerer nok en annen utførelse av en hydraulisk kontrollenhet i henhold til den foreliggende oppfinnelsen, hvor den hydrauliske kilden er anordnet under sjøen. Figur 7 er et fluidkretsdiagram som illustrerer nok en ytterligere utførelse av en hydraulisk kontrollenhet i henhold til den foreliggende oppfinnelsen, hvor den hydrauliske fluidkilden er anordnet under sjøen.
Selv om fremstilling om bruk av forskjellige utførelser av den foreliggende oppfinnelsen er beskrevet detaljert nedenfor, må det forstås at den foreliggende oppfinnelsen tilveiebringer mange anvendbare inventive konsepter som kan virkeliggjøres i en bred rekke av spesifikke sammenhenger. De spesifikke utførelsene som er beskrevet her er kun illustrative for spesifikke måter å utføre og bruke oppfinnelsen, og begrenser ikke rammen for den foreliggende oppfinnelsen.
Det refereres først til figur 1 hvor en hydraulisk kontrollenhet i bruk under en offshoreproduksjonsoperasjon er skjematisk illustrert og generelt benevnt 10. En halvnedsenkbar produksjonsplattform 12 er anordnet generelt over en undersjøisk olje-og gassformasjon 14 som befinner seg under sjøbunnen 16. En navlestrengenhet 18 strekker seg fra kontrollenheten 20 på plattformen 12 til et undersjøisk brønnhode 22 ved sjøbunnen 16. Navlestrengenheten 18 er fleksibel og i stand til å tilpasse seg havstrømmer så vel som eventuell drift av overflateinstallasjonen 12. En undersjøisk forsterker 24 er operativt tilordnet det undersjøiske brønnhodet 22 og er i fluidkommunikasjon med navlestrengenheten 18.
En brønnboring 26 strekker seg fra brønnhodet 22 gjennom forskjellige jordstrata innbefattende formasjonen 14. Et foringsrør eller foring 28 er sementert inne i brønnboringen 26 ved hjelp av sement 30. Et produksjonsrør 32 er anordnet inne i foringen 28. Rørstrengen 32 innbefatter en underjordisk sikkerhetsventil 34. I tillegg har rørstrengen 32 en sandkontrollskjerm 36 anordnet nær formasjonen 14 slik at produksjonsfluider kan produseres gjennom perforeringer 38 og inn i rørstrengen 32. Et par pakninger 40,42 isolerer produksjonsintervallet mellom rørstrengen 32 og foringen 28. En hydraulisk kontroUedning 44 strekker seg fra den undersjøiske forsterkeren 24 til den underjordiske sikkerhetsventilen 34. Selv om figur 1 viser en vertikal brønn, bør en fagkyndig på området merke seg at den hydrauliske kontrollenheten i henhold til den foreliggende oppfinnelsen er like velegnet for bruk i awiksbrønner, skråbrønner, horisontale brønner og andre typer brønnkonfigurasjoner. I tillegg, selv om figur 1 viser en produksjonsbrønn, bør en fagkyndig på området merke seg at den hydrauliske kontrollenheten i henhold til den foreliggende oppfinnelsen er like velegnet for bruk i injeksjonsbrønner.
Det refereres nå til figur 2 hvor det er vist en navlestrengenhet 50 som benyttes i den hydrauliske kontrollenheten i henhold til den foreliggende oppfinnelsen. Navlestrengenheten 50 innbefatter et ytre rør 52. Det ytre røret 52 kan for eksempel ha en aksial komponent med en Young's elastisitetsmodul fortrinnsvis i området 3,447 • 106-7,240 • IO<7> Pa, den kan være ikke-isotropisk og kan ha en elastisitetsmodul som ikke er den samme i alle akser eller heller ikke lineær. Det ytre røret 52 kan være konstruert av fibere slik som ikke-metalliske fibere, metalliske fibere, eller en blanding av ikke-metalliske og metalliske fibere. Det ytre røret 52 kan være konstruert av en helisk viklede eller flettede fibere forsterket med en termoplast eller en termoherdende polymer eller epoksy. Det ytre røret 52 er fortrinnsvis laget av et materiale som har en tetthet med en egenvekt omtrent i området på fra omtrent 0,50 gram pr. kubikkcentimeter til omtrent 3,25 gram pr. kubikkcentimeter. Sammensetningen av det ytre røret 52 tillater navlestrengenheten 50 å gi etter og bøye seg med den horisontale og vertikale bevegelsen til havvannet og driften av plattformen 12. Det må forstås at de nøyaktige karakteristika til navlestrengenheten 50 slik som Young modulen, sammensetning og egenvekt vil bli bestemt av et antall faktorer innbefattende dybden til sjøbunnen 16, de horisontale og vertikale strømmene til havvannet og den ønskede fluidkapasiteten til navlestrengenheten 50.
Navlestrengenheten 50 har fortrinnsvis et slitasjelag 54, en ugjennomtrengelig væskeforing 56 og et lastbærende lag 58. Slitelaget 54 er fortrinnsvis flettet rundt den ugjennomtrengelige fluidforingen 56. Slitasjelaget 54 er et offerlag som griper inn med det ytre røret 52 for å beskytte den underliggende ugjennomtrengelige fluidforingen 56 og det lastførende laget 58. Et foretrukket slitasjelag 54 er konstruert av Kevlar™. Selv om bare et slitasjelag 54 er vist, kan det være ytterligere slitasjelag etter behov.
Den ugjennomtrengelige fluidforingen 56 er et indre rør, fortrinnsvis laget av en polymer, slik som polyvinylklorid eller polyetylen. Den ugjennomtrengelige fluidforingen 56 kan også være laget av en nylon, andre spesielle polymerer eller elastomerer. Ved valg av passende materiale for den ugjennomtrengelige fluidforingen 56 må det tas hensyn til undervannsmiljøet hvori navlestrengenheten 50 skal anbringes. Det primære formålet med den ugjennomtrengelige fluidforingen 56 er å tilveiebringe en ugjennomtrengelig fluidbarriere siden fibere, slik som det metalliske fibrene til det ytre røret 52 eller et Kevlar™ slitasjelag 54 ikke er ugjennomtrengelig for fluidmigrasjon etter gjentatte forstyrrelser.
Det lastførende laget 58 innbefatter et tilstrekkelig antall fiberlag for å utholde belastningen til navlestrengenheten 50 i et fluid. Det lastbærende laget 58 er fortrinnsvis et mangfold harpikslag viklet til termoherdede eller en hybrid av glass og karbonfibere. Sammensetningen av det lastbærende laget 58 vil avhenge av de spesielle karakteristika til brønnen så vel som dybden til brønnen. Det må forstås at den nøyaktige sammensetningen av navlestrengenheten 50 innbefattende antallet og typer lag, slik som ytre lag 52, slitasjelag 54 og ugjennomtrengelig fluidforing 56, kan variere. Navlestrengenheten 50 må imidlertid inneha alle de nødvendige egenskapene for å muliggjøre gjenvinningen av hydrokarboner fra undersjøiske brønner. Spesielt må navlestrengenheten 50 ha tilstrekkelig styrke, fleksibilitet og levetid når den er nedsenket i et havmiljø.
Et mangfold passasjer 60 er huset innen det lastførende laget 58. Passasjene 60 kan være fluidpassasjer 62, slik som hydraulikkfluidpassasjer 64, 66 eller produksjonsfluidpassasjer 68,70. Fluidpassasjene 62 omfatter en beskyttende hylse som definerer et fluidhulrom som er kompatibelt med en rekke fluider, innbefattende hydraulikkfluider, saltvann og hydrokarboner. Slike fluidpassasjer 62 er vel kjent på området. I tillegg kan noen passasjer, slik som passasjen 76 huse elektriske kraftledninger eller elektriske signalledninger. Elektriske kraftledninger og elektriske signalledninger innbefatter fortrinnsvis en eller flere kobberledere, multilederkobberledere, flettede tråder eller koaksialt vevede ledere bundet i en beskyttende skjerm. I tillegg kan et hvilket som helst antall elektriske ledere, datatransmisjonsledninger, sensorledninger, ytterligere fluidpassasjer, eller andre typer systemer være anordnet innen det lastførende laget 58.
Av spesiell viktighet i den foreliggende oppfinnelsen er det at navlestrengenheten 50 er designet til å føre lavtrykkshydraulikkfluid og/eller elektrisk kraft eller effekt fra kontrollenheten 20 til den undersjøiske forsterkeren 24. Spesielt, som forklart detaljert nedenfor, kan navlestrengenheten 50 bli brukt til å føre lavtrykkshydraulikkfluid fra en hydraulisk fluidkilde på en plattform 12 til den undersjøiske forsterkeren 24, hvori hydraulikkfluidet blir trykksatt til et passende høyt trykk for å kunne operere en nedihulls hydraulisk styrbar anordning slik som en underjordisk sikkerhetsventil 34. Lavtrykkhydraulikkfluidet kan bli brukt ikke bare som matefluidet som blir trykksatt, men også som kraftkilden for å operere en hydraulisk pumpe eller annet trykksettingssystem som trykksetter den delen av lavtrykkshydraulikkfluidet som tjener som matefluidet. Matepartiet og kraftpartiet til lavtrykkshydraulikkfluidet kan føres sammen i den samme passasjen, for eksempel fluidpassasjen 64 eller kan føres i separate passasjer, for eksempel fluidpassasjene 66 og 68. Alternativt kan kraftkilden for å trykksette lavtrykkshydraulikkfluidet være elektrisk ført i en elektrisk kraftledning huset i en passasje 70.
Det refereres nå til figur 3 hvor det er vist en utførelse av en hydraulisk kontrollenhet som er generelt benevnt med henvisningstallet 80. Den hydrauliske kontrollenheten 80 innbefatter en hydraulisk fluidkilde 82 som er anordnet ved en overflateinstallasjon, slik som plattformen 12 på figur 1. Den hydrauliske fluidkilden 82 huser et hydraulisk fluid. En pumpe 84 i fluidkommunikasjon med den hydrauliske fluidkilden 82 via en fluidledning 86 pumper det hydrauliske fluidet i en matefluidpassasje 88 ved et relativt lavt trykk.
Matefluidpassasjen 88 kan for eksempel være en passasje i navlestrengenheten. Matefluidpassasjen 88 fører lavtrykkshydraulikkmatefluidet til en undersjøisk forsterker 90. Ved den undersjøiske forsterkeren 90 fører en lavtrykksledning 92 lavtrykkshydraulikkmatefluidet fra matefluidpassasjen 88 til en pumpe 94 hvor hydraulisk matefluid med lavt trykk blir omformet til hydraulisk matefluid med høyt trykk. Høytrykkshydraulikkmatefluidet blir ført via en høytrykksledning 96 og en kontrolledning 98 til hydraulisk å aktivere en hydraulisk styrbar nedihullsanordning slik som en brønnsikringsventil 100. Selv om brønnsikringsventilen 100 blir brukt som et eksempel på en hydraulisk aktiverbar nedihulls anordning, må det forstås av fagkyndige på området at den hydraulisk aktiverbare nedihuUsanordningen alternativt kunne være andre nedihuUsanordninger slik som glidehylser, kuleventiler, nedihullsstrupere eller lignende.
Pumpen 94 blir drevet av en hydraulisk motor 102. En kraftkilde 104, som er en hydraulisk pumpe i den utførelsen, tilveiebringer en hydraulisk motor 102 med hydraulisk kraftfluid via en kraftfluidpassasje 106, som er en passasje i en navlestrengenhet. En fluiotoatfledning 108 kobler fluidpassasjen 106 til den hydrauliske motoren 102 ved forsterkeren 90. I en alternativ utførelse kan det hydrauliske matefluidet og det hydrauliske kraftfluidet bli kombinert og ført i den samme fluidpassasjen. For eksempel kan en matefluidpassasje 88 tilveiebringe både lavtrykkshydraulikkmatefluid til pumpen 94 og hydraulisk kraftfluid til den hydrauliske motoren 102.
Selv om figur 3 er blitt beskrevet med bruk av den hydrauliske motoren 102 for å drive den hydrauliske pumpen 94 i forsterkeren 90, må det forstås av fagkyndige på området at andre typer trykkforsterkerer alternativt kan benyttes. For eksempel kan det benyttes en trykkforsterker som benytter et eller flere resiprokerende stempler som arbeider som respons på arealubalanser.
Den hydrauliske kontrollenheten 80 i henhold til den foreliggende oppfinnelsen tillater å generere høytrykkshydraulikk fluid av lavtrykkshydraulikkfluid på en undersjøisk lokalisering hvilket eliminerer behovet for en høytrykkshydraulikkledning for overføring fra overflaten til den hydrauliske styrbare nedihuUsanordningen. I stedet anvender den foreliggende oppfinnelsen en navlestrengenhet for å tilveiebringe fluidpassasjen for lavtrykkshydraulikkfluidet. Mer spesielt reduserer plasseringen av den undersjøiske forsterkeren ved det undersjøiske brønnhodet og bruken av navlestrengenheten for å traversere avstanden mellom overflateinstallasjonen og det undersjøiske brønnhodet, som kan være flere tusen meter, i stor grad det hydrostatiske trykket i søylen av hydraulikkfluidet i kontroUedningen som løper bare fra det undersjøiske brønnhodet til den hydraulisk styrbare nedihuUsanordningen.
Det refereres nå til figur 4 hvor det er vist en annen utførelse av en hydraulisk kontrollenhet i henhold til den foreliggende oppfinnelsen som generelt er benevnt med henvisningstallet 120. Den hydrauliske kontrollenheten 120 innbefatter en hydraulisk fluidkilde 122 som er anordnet ved en overflateinstallasjon, slik som plattformen 12 på figur 1. Den hydrauliske fluidkilden 122 huser et hydraulisk fluid. En pumpe 124 i fluidkommunikasjonen med den hydrauliske fluidkilden 122 via fluidledning 126 driver det hydrauliske fluidet ved lavt trykk inn i en matefluidpassasje 128.
Matefluidpassasjen 128 fører lavtrykkshydraulikkfluidet til en undersjøisk forsterker 130. Ved den undersjøiske forsterkeren 130 fører en lavfrykksledning 132 lavtrykkshydraulikkmatefluidet fra matefluidpassasjen 128 til en pumpe 134 hvor lavtrykkshydraulikkmatefluidet blir konvertert til høytrykkshydraulisk matefluid. Det hydrauliske høytrykksmatefluidet blir ført via en høytrykksledning 136 og kontrolledning 138 for hydraulisk å aktivere en hydraulisk styrbar nedihullsanordning slik som en brønnsikringsventil 140.
Pumpen 134 blir drevet av en elektrisk motor 142. En elektrisk kraftkilde 144, som er en elektrisk generator i denne utførelsen, tilveiebringer den elektriske motoren 142 med elektrisk kraft via elektrisk ledning 146, som er anordnet i en passasje i navlestrengenheten. En kraftledning 148 kobler den elektriske ledningen 146 til den elektriske motoren 142 til forsterkeren 130. Den elektriske motoren 142 kan være en hvilken som helst kjent eller ukjent motor på området, slik som en trefase elektrisk induksjonsmotor som blir drevet av trefase elektrisk effekt fra overflaten.
Det refereres nå til figur 5 hvor det er vist en annen utførelse av en hydraulisk kontrollenhet i henhold til den foreliggende oppfinnelsen som er generelt benevnt med henvisningstallet 150. Den hydrauliske kontrollenheten 150 innbefatter en hydraulisk fluidkilde 152 som er anordnet med en undersjøisk lokalisering, slik som ved brønnhodet 22 på figur 1. Den hydrauliske fluidkilden 152 huser et hydraulikkfluid.
En matefluidpassasje 154 fører lavtrykkhydraulikkmatefluidet til en undersjøisk forsterker 156. Ved den undersjøiske forsterkeren 156 fører en lavtrykksledning 158 lavtrykkshydraulisk matefluid fra en matefluidpassasje 154 til en pumpe 160 hvor lavtrykkhydraulikkmatefluidet blir konvertert til høytrykkshydraulikkmatefluid. Høytrykkshydraulikkfluidet blir ført via en høytrykksledning 162 og kontroUedning 164 for hydraulisk å aktivere en hydraulisk styrbar nedihullsanordning slik som en underjordisk brønnsikringsventil 166. Som i de tidligere utførelsene, selv om brønnsikringsventilen 166 blir som brukt som et eksempel på en hydraulisk styrbar nedihullsanordning, må det forstås av fagkyndige på området at en hvilken som helst hydraulisk styrbar nedihullsanordning alternativt kunne bli aktivert ved bruk av den hydrauliske kontrollenheten i henhold til den foreliggende oppfinnelsen. En pumpe 160 blir drevet av en elektrisk motor 168. En elektrisk kraftkilde 170, som er en elektrisk generator i denne utførelsen, tilveiebringer den elektriske motoren 168 med elektrisk kraft via en elektrisk ledning 172 som er huset i en passasje i navlestrengenheten. En kraftledning 174 kobler den elektriske ledningen 172 til den elektriske motoren 168 ved forsterkeren 156.
Nok en annen utførelse av oppfinnelsen er vist på figur 6 og generelt benevnt som en hydraulisk kontrollenhet 200. Den hydrauliske kontrollenheten 200 innbefatter en hydraulisk fluidkilde 202 som er anordnet ved en undersjøisk lokalisering, slik som ved dette undersjøiske brønnhodet 22 på figur 1. Den hydrauliske fluidkilden 202 huser et hydraulikkfluid.
En matefluidpassasje 204 fører lavtrykkshydraulikkmatefluid til en undersjøisk forsterker 206. Ved den undersjøiske forsterkeren 206 fører en lavtrykksledning 208 lavtrykkshydraulikkmatefluidet fra matefluidpassasjen 204 til en pumpe 210 hvor lavtrykkshydraulikkmatefluidet blir konvertert til høytrykkshydraulikkmatefluid. Høytrykkshydraulikkmatefluidet blir ført via en høytrykksledning 212 og en kontroUedning 214 for hydraulisk å aktivere en hydraulisk styrbar nedihullsanordning slik som en brønnsikringsventil 216.
Pumpen 210 blir drevet av en elektrisk motor 218. En elektrisk kraftkilde 220, som er et batteri i denne utførelsen, tilveiebringer den elektriske motoren 218 med elektrisk effekt via en elektrisk ledning 222. Den elektriske kraftkilden 220 befinner seg under sjøen, for eksempel koblet til det undersjøiske brønnhodet 22 på figur 1.
En kraftledning 224 kobler den elektriske ledningen 222 til den elektriske motoren 218 ved forsterkeren 206. En signalkilde 226 anordnet ved overflaten, ved for eksempel overflateinstallasjonen 12 på figur 1, signaliserer elektrisk kraftkilde 220 PÅ og AV via signalledning 228, som kan være huset i en passasje i navlestrengenheten.
En ytterligere utførelse av den foreliggende oppfinnelsen er illustrert på figur 7 og generelt benevnt som en hydraulisk kontrollenhet 250. Den hydrauliske kontrollenheten 250 innbefatter en hydraulikkfluidkilde 252 som er anordnet ved en undersjøisk lokalisering, slik som det undersjøiske brønnhodet 22 på figur 1. Hydraulikkfluidkilden 252 huser et hydraulisk fluid.
En matefluidpassasje 254 fører lavtrykkshydraulikkmatefluid til en undersjøisk forsterker 256. Ved den undersjøiske forsterkeren 256 fører lavtrykksledning 258 lavtrykkshydraulikkmatefluidet fra matefluidpassasje 254 til en pumpe 260 hvor lavtrykkshydraulikkmatefluidet blir konvertert til høytrykkshydraulikkmatefluid. Høytrykkshydraulikkmatefluidet blir ført via en høytrykksledning 262 og kontroUedning 264 for hydraulisk å aktivere en hydraulisk styrbar nedihullsanordning slik som en brønnsikringsventil 266.
Pumpen 260 blir drevet av en elektrisk motor 268. En elektrisk kraftkilde 270, som er et batteri i denne utførelsen, tilveiebringer den undersjøiske forsterkeren 256 med elektrisk kraft via en elektrisk ledning 272. Den elektriske kraftkilden 270 befinner seg under sjøen, for eksempel koblet til det undersjøiske brønnhodet 22 på figur 1. En kraftledning 274 kobler den elektriske ledningen 272 til den elektriske motoren 268 ved forsterkeren 256. En signalkilde 276 anordnet på overflaten, med for eksempel overflateinstallasjonen 12 på figur 1, signaliserer elektrisk effektkilde 270 PÅ og AV via trådløs telemetri. Sender/mottakerenheter 278,280 er anordnet ved henholdsvis signalkilden 276 og den elektriske kraftkilden 270 for å generere og motta trådløse signaler. Trådsløs telemetri er vel kjent på området og kan anvende for eksempel akustisk signal og akustiske modem for slik kommunikasjon.
Det vil forstås av fagkyndige på området at den hydrauliske kontrollenheten i henhold til den foreliggende oppfinnelsen med fordel overkommer de forskjellige begrensningene til eksisterende undersjøiske aktivatorløsninger. Ved å anvende en undersjøisk forsterker ved et undersjøisk brønnhode og føre et lavtrykkshydraulisk fluid gjennom en navlestrengenhet, kan en hydraulisk styrbar nedihullsanordning bli aktivert effektivt og med sterkt redusert kostnad.
Enn videre tilveiebringer den hydrauliske kontrollenheten i henhold til den foreliggende oppfinnelsen et apparat eller anordning og fremgangsmåte for å aktivere brønnsikringsventiler installert i brønner som befinner seg på dypt vann og derved overkommes problemene forårsaket av det hydrostatiske trykket til søylen av hydraulikkfluid i en kontroUedning som løper fra en overflateinstallasjon til den hydraulisk styrbare nedihuUsanordningen som er installert på dypt vann.
Mens denne oppfinnelsen er blitt beskrevet med referanse til illustrative utførelser, er denne beskrivelsen ikke ment å være formulert på en begrensende måte. Forskjellige modifikasjoner og kombinasjoner av de illustrative utførelsene så vel som andre utførelser av oppfinnelsen, vil være åpenbare for fagkyndige på området med referanse til beskrivelsen. Det er derfor ment at de medfølgende patentkravene dekker alle slike modifikasjoner eller utførelser.

Claims (10)

1. Hydraulisk kontrollenhet (10) for aktivering av en hydraulisk styrbar nedihullsanordning omfattende en hydraulikkfluidkilde (82,122) som befinner seg på en overflateinstallasjon og som leverer et lavtrykkshydraulikkfluid til en undersjøisk hydraulisk trykkforsterker (24,130), karakterisert ved en navlestrengenhet (18) koblet til hydraulikkfluidkilden (82,122)og som tilveiebringer en matefluidpassasje for lavtrykkshydraulikkfluidet ned til den undersjøiske hydrauliske trykkforsterkeren (24,130)); og nevnte undersjøiske forsterker (24,130), som er operativt tilordnet navlestrengenheten (18), kan opereres for å konvertere lavtykkshydraulikkfluidet til et høytrykkshydraulikkfluid som aktiverer den hydraulisk styrbare nedihuUsanordningen.
2. Enhet ifølge krav 1, karakterisert ved at den undersjøiske forsterkeren (24,130) videre omfatter en hydraulisk motor drevet av et hydraulisk effektfiuid.
3. Enhet ifølge krav 2, karakterisert ved at den undersjøiske forsterkeren (24,130) videre omfatter en hydraulisk pumpe (84,124) drevet av den hydrauliske motoren, hvor den hydrauliske pumpen (84,124) genererer det hydrauliske høytrykksfluidet fra lavtrykkshydraulikkfluidet.
4. Enhet ifølge krav 1, karakterisert ved at den undersjøiske forsterkeren (24,130) videre omfatter en elektrisk motor drevet av et elektrisk kraftsignal.
5. Enhet ifølge krav 4, karakterisert ved at den undersjøiske forsterkeren (24,130) videre omfatter en hydraulisk pumpe (84,124) drevet av den elektriske motoren, hvor den hydrauliske pumpen (84,124) genererer høytrykkshydraulikkfluidet fra lavtrykkshydraulikkfluidet.
6. Enhet ifølge krav 1, karakterisert ved at forsterkeren (24,130) er opererbart tilordnet et undersjøisk brønnhode og i fluidkommunikasjon med den hydrauliske fluidkilden (82,122), og at den undersjøiske forsterkeren (24,130) kan opereres for å konvertere lavtrykkshydraulikkfluidet fra den hydrauliske fluidkilden til et høytrykkshydraulikkfluid som aktiverer den hydraulisk styrbare nedihuUsanordningen.
7. Enhet ifølge krav 6, karakterisert ved at den undersjøiske forsterkeren (24,130) videre omfatter en hydraulisk pumpe (84,124) som blir drevet av en elektriske motor for å generere høytrykkshydraulikkfluidet.
8. Enhet ifølge krav 7, karakterisert ved at den videre omfatter en navlestrengenhet som kobler den undersjøiske trykkforsterkeren til en overflateinstallasjon, hvor navlestrengenheten har en kraftsignalledning som tilveiebringer et elektrisk kraftsignal til den elektriske motoren.
9. Fremgangsmåte for å aktivere en hydraulisk styrbar nedihullsanordning, karakterisert ved trinnene: å lagre et hydraulisk fluid i et reservoar som befinner seg på en overflateinstallasjon; å pumpe det hydrauliske fluidet ved et første trykk fra reservoaret gjennom en matefluidpassasje til en navlestrengenhet til en undersjøisk forsterker (24,130); å intensivere trykket til det hydrauliske fluidet fra det første trykket til et andre trykk; og å aktivere den hydraulisk styrbare nedihuUsanordningen med det hydrauliske fluidet ved det andre trykket.
10. Fremgangsmåte i følge trinn 9, karakterisert ved følgende trinn: å lagre et hydraulisk fluid i et undersjøisk hydraulisk fluidreservoar ved et første trykk; å intensivere trykket i hydraulikkfluidet med en undersjøisk forsterker (24,130) som er operativt tilordnet et undersjøisk brønnhode; og å aktivere den hydraulisk styrbare nedihuUsanordningen som respons på det hydrauliske fluidet.
NO20030662A 2002-02-11 2003-02-10 Hydraulisk kontrollenhet for a aktivere en hydraulisk styrbar nedihullsanordning og fremgangsmate for bruk av denne NO325845B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US10/073,621 US6702025B2 (en) 2002-02-11 2002-02-11 Hydraulic control assembly for actuating a hydraulically controllable downhole device and method for use of same

Publications (3)

Publication Number Publication Date
NO20030662D0 NO20030662D0 (no) 2003-02-10
NO20030662L NO20030662L (no) 2003-08-12
NO325845B1 true NO325845B1 (no) 2008-07-28

Family

ID=22114796

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20030662A NO325845B1 (no) 2002-02-11 2003-02-10 Hydraulisk kontrollenhet for a aktivere en hydraulisk styrbar nedihullsanordning og fremgangsmate for bruk av denne

Country Status (5)

Country Link
US (1) US6702025B2 (no)
BR (2) BR122013021471B1 (no)
GB (3) GB2421530B (no)
NO (1) NO325845B1 (no)
SG (1) SG106124A1 (no)

Families Citing this family (35)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE20311033U1 (de) * 2003-07-17 2004-11-25 Cooper Cameron Corp., Houston Pumpvorrichtung
US7156169B2 (en) * 2003-12-17 2007-01-02 Fmc Technologies, Inc. Electrically operated actuation tool for subsea completion system components
US7137450B2 (en) * 2004-02-18 2006-11-21 Fmc Technologies, Inc. Electric-hydraulic power unit
US6998724B2 (en) * 2004-02-18 2006-02-14 Fmc Technologies, Inc. Power generation system
US7159662B2 (en) 2004-02-18 2007-01-09 Fmc Technologies, Inc. System for controlling a hydraulic actuator, and methods of using same
US20060016606A1 (en) * 2004-07-22 2006-01-26 Tubel Paulo S Methods and apparatus for in situ generation of power for devices deployed in a tubular
US20060083624A1 (en) * 2004-10-06 2006-04-20 Michael Cunningham Subsea fluid delivery system and method
US7156183B2 (en) * 2004-11-17 2007-01-02 Fmc Technologies, Inc. Electric hydraulic power unit and method of using same
NO322680B1 (no) * 2004-12-22 2006-11-27 Fmc Kongsberg Subsea As System for a kontrollere en ventil
BRPI0608577A2 (pt) * 2005-03-09 2010-01-12 Oceaneering Int Inc linha de controle, resistente a colapso para uso submarino sem carcaça e método de uso
FR2900682B1 (fr) * 2006-05-05 2008-08-08 Weatherford France Sas Soc Par Methode et outil pour debloquer une ligne de commande
US7635029B2 (en) * 2006-05-11 2009-12-22 Schlumberger Technology Corporation Downhole electrical-to-hydraulic conversion module for well completions
US8240952B2 (en) 2007-05-17 2012-08-14 Trident Subsea Technologies, Llc Universal pump platform
NO332761B1 (no) * 2007-09-07 2013-01-07 Framo Eng As Undersjoisk ventilsystem og fremgangsmate for beskyttelse herav
BRPI0905358A2 (pt) * 2008-02-26 2010-11-03 Vetco Gray Inc Comunicações submarinas usando radiofrequência
US8453749B2 (en) * 2008-02-29 2013-06-04 Halliburton Energy Services, Inc. Control system for an annulus balanced subsurface safety valve
US8240191B2 (en) 2008-05-13 2012-08-14 Trident Subsea Technologies, Llc Universal power and testing platform
US7699120B2 (en) * 2008-07-09 2010-04-20 Smith International, Inc. On demand actuation system
US8327954B2 (en) 2008-07-09 2012-12-11 Smith International, Inc. Optimized reaming system based upon weight on tool
GB2478474B (en) * 2008-12-16 2013-11-06 Chevron Usa System and method for delivering material to a subsea well
US9359853B2 (en) * 2009-01-15 2016-06-07 Weatherford Technology Holdings, Llc Acoustically controlled subsea latching and sealing system and method for an oilfield device
US20110084490A1 (en) * 2009-10-14 2011-04-14 Vetco Gray Inc. Electrical mudline system
US8235121B2 (en) * 2009-12-16 2012-08-07 Dril-Quip, Inc. Subsea control jumper module
EP2395618A1 (en) * 2010-06-08 2011-12-14 Vetco Gray Controls Limited Installing a cable in an underwater well installation
US20120175125A1 (en) * 2010-11-15 2012-07-12 Oceaneering International, Inc. Subsea pod pump
US8690121B2 (en) 2011-03-30 2014-04-08 Vetco Gray Inc. Differential screw assembly for varying torque for valve
US9291036B2 (en) * 2011-06-06 2016-03-22 Reel Power Licensing Corp. Method for increasing subsea accumulator volume
EP2568108B1 (en) * 2011-09-06 2014-05-28 Vetco Gray Inc. A control system for a subsea well
US9038727B2 (en) * 2011-11-09 2015-05-26 Specialist ROV Tooling Services Ltd. Blowout preventor actuation tool
WO2014015903A1 (en) 2012-07-25 2014-01-30 Statoil Petroleum As Subsea hydraulic power unit
WO2014022121A1 (en) * 2012-08-01 2014-02-06 Schlumberger Canada Limited Telemetric chemical injection assembly
BR112015008014B1 (pt) * 2012-10-15 2016-09-27 Nat Oilwell Varco Lp sistema e método de perfuração de duplo gradiente
GB2552693B (en) * 2016-08-04 2019-11-27 Technip France Umbilical end termination
GB2573121B (en) * 2018-04-24 2020-09-30 Subsea 7 Norway As Injecting fluid into a hydrocarbon production line or processing system
NO347676B1 (en) * 2022-05-11 2024-02-19 Optime Subsea As Subsea Control Unit

Family Cites Families (40)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3315741A (en) 1957-04-15 1967-04-25 Chevron Res Method and apparatus for drilling offishore wells
US3426858A (en) 1957-07-12 1969-02-11 Shell Oil Co Drilling
US3196958A (en) 1960-04-04 1965-07-27 Richfield Oil Corp Offshore drilling method and apparatus
US3179179A (en) 1961-10-16 1965-04-20 Richfield Oil Corp Off-shore drilling apparatus
US3313346A (en) 1964-12-24 1967-04-11 Chevron Res Continuous tubing well working system
US3346045A (en) 1965-05-20 1967-10-10 Exxon Production Research Co Operation in a submarine well
US3647245A (en) * 1970-01-16 1972-03-07 Vetco Offshore Ind Inc Telescopic joint embodying a pressure-actuated packing device
FR2080183A5 (no) * 1970-02-25 1971-11-12 Inst Francais Du Petrole
US3693714A (en) * 1971-03-15 1972-09-26 Vetco Offshore Ind Inc Tubing hanger orienting apparatus and pressure energized sealing device
US3809502A (en) 1973-04-06 1974-05-07 Bertea Corp Pressure transformer
US4095421A (en) * 1976-01-26 1978-06-20 Chevron Research Company Subsea energy power supply
US4216834A (en) 1976-10-28 1980-08-12 Brown Oil Tools, Inc. Connecting assembly and method
FR2421272A1 (fr) 1978-03-28 1979-10-26 Europ Propulsion Systeme pour la telecommande et l'entretien d'une tete de puits immergee
US4240506A (en) 1979-02-21 1980-12-23 Conoco, Inc. Downhole riser assembly
US4429620A (en) 1979-02-22 1984-02-07 Exxon Production Research Co. Hydraulically operated actuator
US4336415A (en) 1980-05-16 1982-06-22 Walling John B Flexible production tubing
US4406598A (en) 1980-07-21 1983-09-27 Walling John R Long stroke, double acting pump
FR2493423A1 (fr) 1980-10-31 1982-05-07 Flopetrol Etudes Fabric Procede et systeme de commande hydraulique, notamment de vannes sous-marines
US4388022A (en) 1980-12-29 1983-06-14 Mobil Oil Corporation Flexible flowline bundle for compliant riser
FR2621071B1 (fr) 1987-09-29 1996-01-12 Inst Francais Du Petrole Methode et systeme de production d'un effluent contenu dans une formation geologique sous-marine
EP0327432B1 (fr) 1988-01-29 1997-09-24 Institut Français du Pétrole Procédé et dispositif pour commander hydrauliquement et sélectivement, au moins deux outils ou instruments d'un dispositif, vanne permettant la mise en oeuvre de la méthode ou utilisant ledit dispositif
US4990076A (en) 1989-05-31 1991-02-05 Halliburton Company Pressure control apparatus and method
EP0661459A1 (en) 1993-12-31 1995-07-05 Nowsco Well Service Ltd. Hydraulic pressure intensifier for drilling wells
GB9500954D0 (en) 1995-01-18 1995-03-08 Head Philip A method of accessing a sub sea oil well and apparatus therefor
US5730554A (en) 1996-03-22 1998-03-24 Abb Vetco Gray Inc. Articulated riser protector
GB2315083A (en) 1996-07-11 1998-01-21 Philip Head Accessing sub sea oil well
US5897095A (en) 1996-08-08 1999-04-27 Baker Hughes Incorporated Subsurface safety valve actuation pressure amplifier
GB9617177D0 (en) * 1996-08-15 1996-09-25 Kvaerner H & G Offshore Ltd Downhole valve actuation
US6053202A (en) 1997-08-22 2000-04-25 Fmc Corporation Fail-safe closure system for remotely operable valve actuator
US6296066B1 (en) 1997-10-27 2001-10-02 Halliburton Energy Services, Inc. Well system
US6018501A (en) 1997-12-10 2000-01-25 Halliburton Energy Services, Inc. Subsea repeater and method for use of the same
US6041804A (en) 1998-02-23 2000-03-28 Chatufale; Vijay R. Subsea valve actuator and method
US6026905A (en) 1998-03-19 2000-02-22 Halliburton Energy Services, Inc. Subsea test tree and methods of servicing a subterranean well
US6269874B1 (en) 1998-05-05 2001-08-07 Baker Hughes Incorporated Electro-hydraulic surface controlled subsurface safety valve actuator
WO2000008295A1 (en) * 1998-08-03 2000-02-17 Deep Vision Llc An apparatus and method for killing a subsea well
US6470970B1 (en) 1998-08-13 2002-10-29 Welldynamics Inc. Multiplier digital-hydraulic well control system and method
GB9911313D0 (en) 1999-05-14 1999-07-14 Kvaerner Oil & Gas Ltd Valve control arrangement
CA2401707C (en) 2000-03-02 2009-11-03 Shell Canada Limited Electro-hydraulically pressurized downhole valve actuator
US6651749B1 (en) 2000-03-30 2003-11-25 Halliburton Energy Services, Inc. Well tool actuators and method
US7108006B2 (en) * 2001-08-24 2006-09-19 Vetco Gray Inc. Subsea actuator assemblies and methods for extending the water depth capabilities of subsea actuator assemblies

Also Published As

Publication number Publication date
GB2412680A (en) 2005-10-05
BR122013021471B1 (pt) 2015-08-11
NO20030662L (no) 2003-08-12
SG106124A1 (en) 2004-09-30
GB0603671D0 (en) 2006-04-05
BR0300351B1 (pt) 2014-07-29
GB2421530A (en) 2006-06-28
GB2385075B (en) 2006-08-16
GB2421530B (en) 2006-08-16
GB2385075A (en) 2003-08-13
GB2412680B (en) 2006-08-16
GB0512204D0 (en) 2005-07-27
US20030150619A1 (en) 2003-08-14
US6702025B2 (en) 2004-03-09
BR0300351A (pt) 2004-08-03
GB0302668D0 (en) 2003-03-12
NO20030662D0 (no) 2003-02-10

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO325845B1 (no) Hydraulisk kontrollenhet for a aktivere en hydraulisk styrbar nedihullsanordning og fremgangsmate for bruk av denne
US6230824B1 (en) Rotating subsea diverter
CA2510919C (en) Plunger actuated pumping system
CN102454378B (zh) 剪切增压触发和瓶减少的系统和方法
EP1075582B1 (en) Subsea mud pump
EP1082515B1 (en) Offshore drilling system
US7318480B2 (en) Tubing running equipment for offshore rig with surface blowout preventer
RU2523245C2 (ru) Способы и системы обработки нефтяных и газовых скважин
US6745844B2 (en) Hydraulic power source for downhole instruments and actuators
AU2013206914B2 (en) In-riser hydraulic power recharging
MX2008001700A (es) Control de presion con guias distensibles.
NO336889B1 (no) Roterende kontrollhodesammenstilling som har et lager og en fremgangsmåte for å smøre lageret
NO20140600A1 (no) Kraftgenerering på havbunnen
NO20111279A1 (no) Ned-i-hulls kompletteringssystem med uttrekkbar kraftenhet
NO315814B1 (no) Undervannsanordning og fremgangsmåte for utförelse av et arbeid på en undervanns brönnhodeenhet plassert n¶r en havbunn
NO327803B1 (no) Gasslofteventil med variabel munningsapning for hoy mengdestrom og avtagbar kraftkilde som fremgangsmate for dens anvendelse
NO317364B3 (no) Apparat og fremgangsmate for trykkregulering
CN204532070U (zh) 一种基于海底泵控压的钻井系统
US3496999A (en) Self-contained benthonic blowout prevention control apparatus and method
CA1239090A (en) Subsea bop stack control system
CN109642587A (zh) 用于向井压力控制装置供应动力流体的方法和系统
RU99119145A (ru) Электрогидромеханическое устройство с дистанционным управлением для пакеровки нефтяных и газовых скважин и способ гидродинамических исследований этих скважин
NO333215B1 (no) Boreinnretning spesielt til bruk ved retningsstyrt boring for utvinning av geotermisk energi

Legal Events

Date Code Title Description
MM1K Lapsed by not paying the annual fees