NO329263B1

NO329263B1 - System and module for controlling fluid flow, wells equipped therewith, and corresponding method

Info

Publication number: NO329263B1
Application number: NO20004549A
Authority: NO
Inventors: Neil Irwin Douglas
Original assignee: Vetco Gray Controls Ltd
Priority date: 1998-03-13
Filing date: 2000-09-12
Publication date: 2010-09-20
Also published as: NO20004549D0; GB9823582D0; GB2335215B; GB9805472D0; BR9908712A; GB2335216A; WO1999047790A1; AU2740099A; NO20004549L; DE69908757D1; EP1062405A1; EP1062405B1; GB2335215A

Description

Denne oppfinnelse angår styring av strømningen av fluider i en brønn. Den gjelder særlig, men ikke utelukkende, styring av strømmen av hydrokarboner. This invention relates to controlling the flow of fluids in a well. It applies particularly, but not exclusively, to the management of the flow of hydrocarbons.

En olje- eller gassbrønn, som heretter betegnes en brønn, er konstruert ved å bore et hull for så å fore det med et foringsrør i stål som sementeres i stilling. En kanal for å bære hydrokarboner fra et nedre område i brønnen til overflaten, og som betegnes produksjonsrør, føres inn i foringsrøret og strekker seg fra overflaten til det nedre område hvor hydrokarboner tas ut. Rommet som skapes mellom foringsrøret og produksjonsrøret betegnes et ringrom. An oil or gas well, hereafter referred to as a well, is constructed by drilling a hole and then lining it with a steel casing which is cemented in position. A channel for carrying hydrocarbons from a lower area of the well to the surface, and which is referred to as production tubing, is introduced into the casing and extends from the surface to the lower area where hydrocarbons are extracted. The space created between the casing and the production pipe is called an annulus.

Inntaket av hydrokarboner i produksjonsrøret skjer enten via en åpen nedre ende, én eller flere områder som er forsynt med porter langs sin lengde, eller begge deler. Utstyr betegnet produksjonspakninger er anordnet mellom produksjonsrøret og foringen for å hindre hydrokarboner fra å strømme opp i ringrommet i stedet for opp i produksjonsrøret. The intake of hydrocarbons into the production pipe takes place either via an open lower end, one or more areas that are provided with ports along its length, or both. Equipment called production packings are arranged between the production pipe and the casing to prevent hydrocarbons from flowing up into the annulus instead of up the production pipe.

Det skal bemerkes at materiale forskjellig fra hydrokarboner, enten i flytende form eller gassform, kan strømme langs produksjonsrøret. Det kan føre produksjonsavfall som er igjen fra boringen, frigjort porevann, sand eller bruddstykker av sten. Uttrykket hydrokarboner brukes utelukkende av praktiske hensyn, skjønt det skal forstås at disse andre materialer kan være til stede. Dessuten kan det føres materialer fra overflaten til det nedre område, slik som kjemikalier, innbefattet vann, som brukes for å bidra til uttaket av hydrokarboner. It should be noted that material other than hydrocarbons, either in liquid or gaseous form, may flow along the production pipe. It can carry production waste left over from drilling, released pore water, sand or broken pieces of rock. The term hydrocarbons is used solely for practical reasons, although it should be understood that these other materials may be present. In addition, materials can be brought from the surface to the lower area, such as chemicals, including water, which are used to contribute to the extraction of hydrocarbons.

I betraktning av de høye kostnader forbundet med uttak av hydrokarboner fra brønner, er det ønskelig å gjenvinne en så stor andel hydrokarboner som mulig fra reserver på stedet. In consideration of the high costs associated with the extraction of hydrocarbons from wells, it is desirable to recover as large a proportion of hydrocarbons as possible from on-site reserves.

Det er blitt erkjent at den mengde hydrokarboner som tas ut fra en brønn kan økes dersom strømningsstyrende utstyr anordnes i brønnen for å styre strømmen av hydrokarboner. Et eksempel er en ringformet isoleringsventil. Sådant strømningsstyrende utstyr betegnes strupeutstyr. For å plassere sådant strupeutstyr i en brønn er det praktisk å anordne det på produksjonsrøret for å styre strømmen av hydrokarboner fra det ytre av røret til dets indre. For å forbedre driften av brønnen ytterligere er det blitt foreslått å utføre målinger av hydrokarbonenes strømningsrate i produksjonsstrengen samt hydrokarbonenes temperatur og trykk i brønnen, for så å bruke denne informasjon til å regulere strupeutstyret. Utstyr plassert i brønnen betegnes brønnhullsutstyr (downhole devices). It has been recognized that the quantity of hydrocarbons taken out of a well can be increased if flow control equipment is arranged in the well to control the flow of hydrocarbons. An example is an annular isolation valve. Such flow-controlling equipment is called throttle equipment. To place such throttling equipment in a well, it is convenient to arrange it on the production pipe to control the flow of hydrocarbons from the outside of the pipe to its interior. In order to further improve the operation of the well, it has been proposed to carry out measurements of the flow rate of the hydrocarbons in the production string as well as the temperature and pressure of the hydrocarbons in the well, and then use this information to regulate the throttling equipment. Equipment placed in the well is called downhole equipment.

En enkel versjon av et strupeutstyr omfatter et legeme utstyrt med et sett hull og som bærer en bevegelig muffe. Muffens bevegelser i forhold til legemet avdekker eller tildekker hullene. I en annen utførelse er legemet utstyrt med et første sett hull mens muffen er utstyrt med et andre sett hull. Den relative bevegelse mellom legemet og muffen lar de første og andre rekker av hull bevege seg inn og ut av gjensidig regist-rering, for således å åpne for og stenge for strømmen av hydrokarboner gjennom strupeutstyret. Den relative bevegelse kan være parallell med produksjonsrørets akse eller omkring denne. A simple version of a throat device comprises a body provided with a set hole and carrying a movable sleeve. The movements of the sleeve in relation to the body reveal or cover the holes. In another embodiment, the body is equipped with a first set of holes while the sleeve is equipped with a second set of holes. The relative movement between the body and the sleeve allows the first and second rows of holes to move in and out of mutual registration, thus opening and closing the flow of hydrocarbons through the throttle. The relative movement can be parallel to the axis of the production pipe or around it.

Et eksempel på en kjent strupestyrt brønn 100 er vist i fig. 1. Brønnen 100 har et brønnhode 102 som styrer en hovedutboring 103 som strekker seg ned og inn i en hydrokarbonbærende sone 104. Skjønt sonen 104 ikke behøver være særlig tykk (f.eks. 10 - 100 m) har den en betraktelig sideveis utstrekning (f.eks. flere km). Det finnes en annen hydrokarbonbærende sone 106 som har form av en isolert lomme. Sonen 104 er stor nok til å rettferdiggjøre prisen for boring av brønnen 100. For å gjøre uttaket av hydrokarboner så stort som mulig strekker brønnen seg, når den kommer inn i sonen 104, i form av en horisontal etappe 108 for å ta ut hydrokarboner over en vesentlig utstrekning av sonen 104. De hydrokarbonbærende soner er imidlertid sjelden ensartede og det er vanlig at vann bryter inn i en lang horisontal brønn på visse steder langs dens horisontale utbredelse før uttaket av hydrokarboner er fullført over dens hele lengde. Derfor er etappen 108 utstyrt med et antall strupeutstyr 110 i respektive avtettede regioner 112, som styrer inntaket av hydrokarboner til etappen eller grenen 108. Regionene behøver nødvendigvis ikke være hermetisk forseglet. Skulle vann bryte inn i en avtettet region kan dens strupeutstyr aktiveres for å hindre fluiduttak fra vedkommende avtettede region. Sonen 106 er ikke stor nok til å rettferdiggjøre prisen for å bore en separat brønn og derfor utstyres brønnen med en sidegren eller -etappe 114 for å ta ut hydrokarboner fra sonen 106. Strømmen av hydrokarboner fra sidegrenen 114 inn i hovedutboringen 103 reguleres med et strupeutstyr 116. An example of a known throttle controlled well 100 is shown in fig. 1. The well 100 has a wellhead 102 which controls a main borehole 103 which extends down into a hydrocarbon-bearing zone 104. Although the zone 104 need not be very thick (e.g. 10 - 100 m) it has a considerable lateral extent ( e.g. several km). There is another hydrocarbon bearing zone 106 which is in the form of an isolated pocket. The zone 104 is large enough to justify the cost of drilling the well 100. In order to maximize the extraction of hydrocarbons, the well extends, as it enters the zone 104, in the form of a horizontal stage 108 to extract hydrocarbons over a substantial extent of the zone 104. However, the hydrocarbon-bearing zones are rarely uniform and it is common for water to break into a long horizontal well at certain points along its horizontal extent before withdrawal of hydrocarbons is complete over its entire length. Therefore, the stage 108 is equipped with a number of throttling devices 110 in respective sealed regions 112, which control the intake of hydrocarbons to the stage or branch 108. The regions need not necessarily be hermetically sealed. Should water break into a sealed region, its throttling device can be activated to prevent fluid withdrawal from the sealed region in question. The zone 106 is not large enough to justify the cost of drilling a separate well and therefore the well is equipped with a side branch or stage 114 to withdraw hydrocarbons from the zone 106. The flow of hydrocarbons from the side branch 114 into the main borehole 103 is regulated with a choke device 116.

Det skal bemerkes at den horisontale etappe 108 kan strekke seg over mange kilo-meter. Jo lengre etappen er, desto mer uensartet er fluidet som strømmer langs den. I stedet for å ha en lang horisontal etappe kan derfor en horisontal brønn av lignende lengde utgjøres av to kortere, horisontale etapper som avgrenes inn i sonen 104 i motsatte retninger fra et felles koblingspunkt. Brønnens fasong blir da lignende en omvendt T. Det felles koblingspunkt kan styres med et strupeutstyr. It should be noted that the horizontal stage 108 may extend over many kilometers. The longer the stage, the more non-uniform is the fluid that flows along it. Instead of having a long horizontal stage, a horizontal well of similar length can therefore be made up of two shorter, horizontal stages that branch off into the zone 104 in opposite directions from a common connection point. The shape of the well then becomes similar to an inverted T. The common connection point can be controlled with a throttle device.

For styring av en brønn som har to soner, typisk et øvre hydrokarbonlag adskilt fra et nedre hydroarbonlag med et mellomliggende, tett lag, er det vanligvis ikke effektivt å ta ut hydrokarboner i en kontinuerlig operasjon fra den ene sone inntil denne er ut-tømt, for så å ta ut fra den annen sone i en annen kontinuerlig operasjon inntil også denne er uttømt. Det er vanligvis mer effektivt å avveksle uttaksoperasjonene et antall ganger mellom de to soner. Sa snart en uttaksoperasjon fra en første sone er gjort, etterlates sonen for å "ta seg inn igjen" mens en uttaksoperasjon fra den annen (andre) sone finner sted. Når den første sone har gjenvunnet seg selv kan den gjennomgå en ytterligere uttaksoperasjon. Forholdsvis flere hydrokarboner i reserver på stedet kan tas ut dersom sonene tillates å gjenvinne seg selv. Dessuten tas en større andel av de uttagbare hydrokarboner ut tidligere i brønnens levetid. Fjernstyrte strupeenheter er meget egnet for vekselvise uttaksoperasjoner. For the control of a well that has two zones, typically an upper hydrocarbon layer separated from a lower hydrocarbon layer by an intermediate, tight layer, it is usually not effective to extract hydrocarbons in a continuous operation from one zone until this is exhausted, and then take out from the second zone in another continuous operation until this too is exhausted. It is usually more efficient to alternate the withdrawal operations a number of times between the two zones. As soon as a withdrawal operation from a first zone is done, the zone is left to "re-enter" while a withdrawal operation from the second (second) zone takes place. Once the first zone has recovered itself, it can undergo a further extraction operation. Relatively more hydrocarbons in on-site reserves can be extracted if the zones are allowed to recover themselves. In addition, a larger proportion of the extractable hydrocarbons is extracted earlier in the well's lifetime. Remote controlled throttle units are very suitable for alternating withdrawal operations.

Påliteligheten ved anordninger nede i brønnhull er av vesentlig kommersiell viktighet. For det første kan en brønns produktive levetid være flere titalls år, og således kan brønnhullsutstyr befinne seg nede i hullet over en lang tidsperiode. For det andre kan enhver reparasjons- eller erstatningsoperasjon påvirke brønnens drift og i de fleste tilfeller kreve at brønnen stenges mens en del av eller hele produksjonsrøret fjernes. Prisen for inngrep i en brønn kan koste i området 10 millioner kroner pr. dag. Det er derfor klart ønskelig at en brønn stenges så sjelden som mulig i løpet av dens levetid. The reliability of downhole devices is of significant commercial importance. Firstly, the productive life of a well can be several tens of years, and thus wellbore equipment can be down in the hole over a long period of time. Second, any repair or replacement operation may affect the operation of the well and, in most cases, require the well to be shut in while part or all of the production pipe is removed. The price for intervention in a well can cost in the region of NOK 10 million per day. It is therefore clearly desirable that a well is closed as rarely as possible during its lifetime.

Bestrebelser på å forbedre påliteligheten ved strømningsstyrende systemer nede i brønnhull har så langt konsentrert seg om å forbedre strupeutstyret, for således å minske sannsynligheten for at det setter seg fast og også om å forbedre påliteligheten ved den mekanisme som brukes for å aktivere strupeutstyret. Efforts to improve the reliability of downhole flow control systems have so far concentrated on improving the choke equipment, so as to reduce the likelihood of it becoming stuck and also on improving the reliability of the mechanism used to activate the choke equipment.

Således beskriver særlig US 5 547 029 et styringssystem for å styre strømningen av fluid i en brønn og som omfatter to styrekretser, et brønnhullsutstyr og velgerutstyr for å svitsje styringen av brønnhullsutstyret mellom styrekretsene. De to styrekretser er imidlertid av samme art og drives på samme måte, og er derved like sårbare. Det er derfor fortsatt er rom for å forbedre påliteligheten for å unngå driftsforstyrrelser. Thus US 5 547 029 in particular describes a control system for controlling the flow of fluid in a well and which comprises two control circuits, a wellbore equipment and selector equipment for switching the control of the wellbore equipment between the control circuits. However, the two governing circles are of the same nature and run in the same way, and are therefore equally vulnerable. There is therefore still room to improve reliability to avoid operational disruptions.

I henhold til et første aspekt av foreliggende oppfinnelse er det fremskaffet et styringssystem for å styre strømningen av fluid i en brønn og som omfatter en første styrekrets, en andre styrekrets, et brønnhullsutstyr og velgerutstyr for å svitsje styringen av brønnhullsutstyret fra den første styrekrets til den andre styrekrets. According to a first aspect of the present invention, a control system has been provided for controlling the flow of fluid in a well and which comprises a first control circuit, a second control circuit, a wellbore equipment and selector equipment for switching the control of the wellbore equipment from the first control circuit to the other governing body.

På denne bakgrunn av prinsipielt kjent teknikk har da styringssystemet i henhold til oppfinnelsen som særtrekk at den ene av styrekretsene er hydraulisk, mens den annen av styrekretsene er elektrisk. Based on this background of known technology in principle, the control system according to the invention has as a distinctive feature that one of the control circuits is hydraulic, while the other of the control circuits is electric.

Brønnhullsenheten er fortrinnsvis et strupeutstyr. The wellbore unit is preferably a choke device.

Den første styrekrets er fortrinnsvis fullstendig hydraulisk. Det er passende at den første styrekrets har en hydraulisk aktuator for å styre brønnhullsenheten. Den andre styrekrets er fortrinnsvis fullstendig elektrisk. Det er passende at den andre styrekrets har en elektrisk aktuator for å styre brønnhullsenheten. Alternativt er den andre styrekrets elektrohydraulisk. Den kan da ha en hydraulisk aktuator for å styre brønnhulls-enheten som selv styres ved hjelp av i det minste ett elektrisk styresignal. The first control circuit is preferably completely hydraulic. Suitably the first control circuit has a hydraulic actuator to control the wellbore assembly. The second control circuit is preferably completely electric. Suitably the second control circuit has an electric actuator to control the wellbore assembly. Alternatively, the second control circuit is electro-hydraulic. It can then have a hydraulic actuator to control the wellbore unit which itself is controlled by means of at least one electrical control signal.

Fortrinnsvis finnes det flere brønnhullsenheter. Det kan være to, tre, fire, fem eller seks enheter. Det kan også være mer enn seks enheter. Preferably there are several wellbore units. There can be two, three, four, five or six units. There may also be more than six units.

I utførelser av oppfinnelsen som har flere brønnhullsenheter kan enkeltvise enheter eller enkeltvise grupper av enheter velges for å arbeide. De kan velges for å arbeide ved hjelp av en velgerlogikk, slik som ved hydraulisk adressering fra den hydrauliske styrekrets eller elektrisk adressering fra den elektriske styrekrets. In embodiments of the invention that have multiple wellbore units, individual units or individual groups of units may be selected to work. They can be selected to operate using selector logic, such as hydraulic addressing from the hydraulic control circuit or electrical addressing from the electrical control circuit.

Fortrinnsvis svitsjes styringen av brønnhullsutstyret fra den første til den andre styrekrets dersom en feil opptrer, som forhindrer normal operasjon av brønnhullsutstyret fra den første styrekrets. Systemet har derfor redundans i tilfellet av feil. Alternativt kan svitsjingen av styringen ganske enkelt være et resultat av vurderinger forskjellig fra feil, slik som et spørsmål om valg som gjøres av en operatør eller et automatisert styringssystem. Preferably, the control of the wellbore equipment is switched from the first to the second control circuit if an error occurs, which prevents normal operation of the wellbore equipment from the first control circuit. The system therefore has redundancy in the event of a fault. Alternatively, the switching of control may simply be the result of judgments other than error, such as a matter of choice made by an operator or an automated control system.

I henhold til et andre aspekt av oppfinnelsen er det fremskaffet en brønn som omfatter i det minste et styringssystem i samsvar med det første aspekt av oppfinnelsen. According to a second aspect of the invention, a well has been provided which comprises at least one control system in accordance with the first aspect of the invention.

I henhold til et tredje aspekt av oppfinnelsen er det fremskaffet en styringsmodul for styring av brønnhullsutstyr, og som har en hydraulisk aktuator og en elektrisk aktuator, som hver enkelt kan styre brønnhullsutstyret. According to a third aspect of the invention, a control module for controlling well-hole equipment has been provided, which has a hydraulic actuator and an electric actuator, each of which can control the well-hole equipment.

Fortrinnsvis omfatter styringsmodulen også brønnhullsenheten. Preferably, the control module also includes the wellbore unit.

I henhold til et fjerde aspekt av oppfinnelsen er det fremskaffet en brønn som omfatter i det minste en styringsmodul i samsvar med det tredje aspekt av oppfinnelsen. According to a fourth aspect of the invention, a well has been provided which comprises at least one control module in accordance with the third aspect of the invention.

I henhold til et femte aspekt av oppfinnelsen er det fremskaffet en fremgangsmåte ved drift av en brønn og som omfatter trinn hvor et brønnhullsutstyr styres ved hjelp av en første styrekrets og ved å svitsje styringen til en andre styrekrets. According to a fifth aspect of the invention, a method has been provided for operating a well and which comprises steps where a wellbore equipment is controlled by means of a first control circuit and by switching the control to a second control circuit.

På denne bakgrunn av prinsipielt kjent teknikk har da fremgangsmåten i henhold til oppfinnelsen som særtrekk at den ene av styrekretsene er en hydraulisk styrekrets, mens den annen av styrekretsene er en elektrisk styrekrets. On this background of known technology in principle, the method according to the invention has as a distinctive feature that one of the control circuits is a hydraulic control circuit, while the other of the control circuits is an electric control circuit.

Brønnen er fortrinnsvis en produksjonsbrønn. Den kan være beregnet på produksjon av olje, gass eller begge deler. Alternativt kan den være en injeksjonsbrønn. The well is preferably a production well. It can be intended for the production of oil, gas or both. Alternatively, it can be an injection well.

Styrekretsene styrer fortrinnsvis separate aktuatorer som i sin tur styrer utstyret nede i brønnen. Alternativt styrer styrekretsene den samme aktuator. The control circuits preferably control separate actuators which in turn control the equipment down in the well. Alternatively, the control circuits control the same actuator.

En utførelse av oppfinnelsen vil nå bli beskrevet som eksempel med henvisning til de vedføyde tegninger, på hvilke, An embodiment of the invention will now be described as an example with reference to the attached drawings, in which,

Fig. 1 skjematisk viser en produksjonsbrønn, Fig. 1 schematically shows a production well,

fig. 2 skjematisk viser et styringssystem, fig. 2 schematically shows a control system,

fig. 3 er en skjematisk representasjon av en produksjonsbrønn, fig. 3 is a schematic representation of a production well,

fig. 4 viser et strupeutstyr, fig. 4 shows a throat device,

fig. 5 viser et snitt gjennom en plan styrekabel, fig. 5 shows a section through a planar control cable,

fig. 6 viser et styringssystem for en produksjonsbrønn i skjematisk form, fig. 6 shows a control system for a production well in schematic form,

fig. 7 viser en hydraulisk dekoder, fig. 7 shows a hydraulic decoder,

fig. 8 viser et antall styringsmoduler for styringssystemet i et ringarrangement, og fig. 9 viser detaljer ved en av styringsmodulene vist i fig. 8. fig. 8 shows a number of control modules for the control system in a ring arrangement, and fig. 9 shows details of one of the control modules shown in fig. 8.

I den etterfølgende beskrivelse forklares oppfinnelsen i forhold til undersjøisk bruk. Med en sådan anvendelse er en del av styringssystemet plassert nede i brønnhullet og en del av styringssystemet plassert på sjøbunnen mens en siste del som tilfører effekt og styresignaler er plassert på en plattform eller i en landbasert installasjon. Oppfinnelsen gjelder imidlertid også en helt selvstendig, "intelligent" brønn hvor prosseser-ingsutstyr er anordnet nede i brønnhullet for å analysere brønnens driftsparametre og styre dens drift tilsvarende, med liten eller ingen innblanding fra utsiden av brønnen. In the following description, the invention is explained in relation to underwater use. With such an application, part of the control system is placed down in the wellbore and part of the control system is placed on the seabed, while a final part that supplies power and control signals is placed on a platform or in a land-based installation. However, the invention also applies to a completely independent, "intelligent" well where processing equipment is arranged down in the wellbore to analyze the well's operating parameters and control its operation accordingly, with little or no interference from outside the well.

Fig. 2 er en skjematisk anskueliggjørelse av et styringssystem 220 som sørger for styring av en brønn 222 fra en plattform 224.1 denne spesielle utførelse av oppfinnelsen er plattformen en oljerigg. På plattformen 224 er det plassert en elektrisk kraftforsyningsenhet 226, en hydraulisk kraftforsyningsenhet 228 og en elektrisk styreenhet 230. Avgivelsen fra hver av disse enheter blir rutet til en koblingsboks 232 hvor de kombineres og pakkes sammen i en forsyningskabel 234 som løper fra plattformen 224 til sjøbunnen. Pa plattformen er det også anordnet en kjemisk injeksjons-enhet 229 som leverer kjemikalier som skal pumpes inn i brønnen 222 for å bidra til uttaket av hydrokarboner. Fig. 2 is a schematic representation of a control system 220 which ensures the control of a well 222 from a platform 224. In this particular embodiment of the invention, the platform is an oil rig. An electric power supply unit 226, a hydraulic power supply unit 228 and an electric control unit 230 are located on the platform 224. The output from each of these units is routed to a junction box 232 where they are combined and bundled together in a supply cable 234 that runs from the platform 224 to the seabed . A chemical injection unit 229 is also arranged on the platform which delivers chemicals to be pumped into the well 222 to contribute to the extraction of hydrocarbons.

Forsyningskabelen 234 er terminert i en kabeltermineringsenhet 240 som fordeler den hydrauliske og elektriske kraft og styresignalene til en undersjøisk styringsmodul (SCM - Subsea Control Module) 242. Den undersjøiske styringsmodul sørger for styring av aktuatorene som befinner seg på et ventiltre 244, som også er kjent som "Christmas tree", og som er plassert på brønnhodet. Disse aktuatorer brukes for å åpne og lukke ventiler som brukes for å styre strømningen av kjemikalier og hydrokarboner gjennom treet. SCM'en sørger også for den hydrauliske og elektriske kraft og styresignalene for å drive en brønnhullsenhet 246 i brønnen 222. Den sørger også for overvåkning og/eller utspørring av et antall følere plassert på treet. I tillegg kan enhver elektrisk eller optisk kraft/styring for utstyret nede i borehullet nå sin kilde eller rutes via SCM'en. The supply cable 234 is terminated in a cable termination unit 240 which distributes the hydraulic and electrical power and the control signals to a subsea control module (SCM - Subsea Control Module) 242. The subsea control module ensures control of the actuators located on a valve tree 244, which is also known as "Christmas tree", and which is placed on the wellhead. These actuators are used to open and close valves used to control the flow of chemicals and hydrocarbons through the wood. The SCM also provides the hydraulic and electrical power and control signals to drive a wellbore unit 246 in the well 222. It also provides monitoring and/or interrogation of a number of sensors located on the tree. In addition, any electrical or optical power/control for the equipment downhole can reach its source or be routed via the SCM.

I fig. 3 er en kjent brønn 10 skjematisk anskueliggjort. Denne figur viser en utboring 12 som er foret med et foringsrør 14 som inneholder et produksjonsrør 16. Forings-røret strekker seg fra overflaten 18 til enden eller "tåen" 20 av utboringen 12. Det skal forstås at i den beskrevne utførelse er overflaten 18 sjøbunnen. Foringsrøret 14 understøtter en foringsrørhenger 22 som i sin tur understøtter produksjonsrøret 16. Foringsrøret 14 og produksjonsrøret 16 er adskilt med et rom 24 som betegnes et ringrom (annulus). Dette ringrom tjener en rekke formål. Det kan brukes for å påvise fluidlekkasje fra produksjonsrøret 16. Når det tas ut viskøse hydrokarboner i væske-form kan trykksatt gass føres inn og ned i ringrommet for å føres inn i røret gjennom enveisventiler langs dets lengde, for å frembringe et gassløft som bistår uttaket. In fig. 3, a known well 10 is shown schematically. This figure shows a borehole 12 which is lined with a casing 14 containing a production pipe 16. The casing extends from the surface 18 to the end or "toe" 20 of the borehole 12. It should be understood that in the described embodiment the surface 18 is the seabed . The casing 14 supports a casing hanger 22 which in turn supports the production pipe 16. The casing 14 and the production pipe 16 are separated by a space 24 which is called an annulus. This annulus serves a number of purposes. It can be used to detect fluid leakage from the production pipe 16. When withdrawing viscous hydrocarbons in liquid form, pressurized gas can be introduced into and down the annulus to be fed into the pipe through one-way valves along its length, to produce a gas lift that assists the withdrawal .

Rørhengeren 22 har en åpning for produksjonsrøret 16, en åpning for å muliggjøre tilgang til ringrommet 24 og én eller flere åpninger for å muliggjøre passasje av ledninger for styrende og avfølende operasjoner nede i brønnhullet. Med hensyn til planareal er således mye av rørhengeren opptatt. The pipe hanger 22 has an opening for the production pipe 16, an opening to enable access to the annulus 24 and one or more openings to enable the passage of lines for controlling and sensing operations down the wellbore. In terms of plan area, much of the pipe hanger is therefore taken up.

Omtrent 300 m fra overflaten 18 har produksjonsrøret 16 en undergrunnssikkerhets-ventil som styres fra overflaten (SCSSV - Surface Controlled Subsurface Safety Valve) 25. Denne utgjør en avstengningsventil for nødstilfeller og lukker ved tap av hydraulisk kraft til SCM'en, for å utgjøre en barriere overfor en ukontrollert strømning av hydrokarboner. Barrieren er med hensikt plassert under brønnhodet for å beskytte det akvatiske miljø i tilfellet av en svikt ved treet eller brønnhodet. Approximately 300 m from the surface 18, the production pipe 16 has a surface controlled subsurface safety valve (SCSSV - Surface Controlled Subsurface Safety Valve) 25. This constitutes an emergency shut-off valve and closes upon loss of hydraulic power to the SCM, to form a barrier to an uncontrolled flow of hydrocarbons. The barrier is intentionally placed below the wellhead to protect the aquatic environment in the event of a tree or wellhead failure.

Langs sin utstrekning passerer foringsrøret 14 gjennom et antall hydrokarbonbærende soner 26 og 28 som hydrokarboner, slik som olje og gass, tas ut fra. Innenfor hver sone er et parti eller område av foringsrøret 14 åpent, slik at hydrokarboner kan strømme inn i dets indre. Innenfor sonen 26 er foringsrørets vegg perforert. Innenfor sonen 28 har foringsrøret en åpen ende 30. Produksjonsrøret 16 er likeledes utstyrt med porter som tilsvarer dem som er til stede i foringsrøret 14. Foringsrøret 16 har derfor porter i sonene 26 og 28. Along its extension, the casing 14 passes through a number of hydrocarbon-bearing zones 26 and 28 from which hydrocarbons, such as oil and gas, are extracted. Within each zone, a portion or area of the casing 14 is open, allowing hydrocarbons to flow into its interior. Within the zone 26, the wall of the casing is perforated. Within the zone 28, the casing has an open end 30. The production pipe 16 is likewise equipped with ports corresponding to those present in the casing 14. The casing 16 therefore has ports in the zones 26 and 28.

I kjente brønner kan produksjonsrøret være utstyrt med en elektrisk nedsenkbar pumpe (ESP - Electrical Submersible Pump) ved en brønns "tå", for å pumpe hydrokarboner fra brønnens nedre region. Dette er passende dersom den hydrokarbonbærende sone som det trekkes ut fra, har lavt trykk. Det er viktig å overvåke pumpens temperatur for å kontrollere at den ikke overopphetes. Dette kommer av at dersom ESP'en skulle svikte, fordres det en brønnoverhaling. In known wells, the production pipe can be equipped with an electrical submersible pump (ESP - Electrical Submersible Pump) at a well's "toe", to pump hydrocarbons from the well's lower region. This is appropriate if the hydrocarbon-bearing zone from which it is extracted is at low pressure. It is important to monitor the pump's temperature to ensure that it does not overheat. This is because if the ESP were to fail, a well overhaul would be required.

Det er viktig å isolere de hydrokarbonbærende soner 26 og 28 fra ikke-hydrogenbær-ende soner 32 og 34. Dersom disse soner inneholder vannførende bergartlag som vann trekkes ut fra, kan det å tillate kommunikasjon mellom de vannførende lag og sonene 26 og 28 forårsake forurensning av disse. Ringrommet 24 er derfor inndelt i rom eller celler 36, 38 og 40 som er avdelt med pakninger 42, 44 og 46 som hindrer at det skjer en overføring av materiale mellom de hydrokarbonbærende soner 26, 28 og ikke-karbonbærende soner 32, 34 langs ringrommet 24. It is important to isolate the hydrocarbon-bearing zones 26 and 28 from the non-hydrogen-bearing zones 32 and 34. If these zones contain aquifers from which water is extracted, allowing communication between the aquifers and zones 26 and 28 may cause contamination of these. The annular space 24 is therefore divided into spaces or cells 36, 38 and 40 which are separated by gaskets 42, 44 and 46 which prevent a transfer of material between the hydrocarbon-bearing zones 26, 28 and non-carbon-bearing zones 32, 34 along the annular space 24.

De hydrokarboner som er til stede i sonene 26 og 28 kan ha forskjellig trykk. Dersom trykkene er meget ulike og det er ubegrenset kommunikasjon mellom sonene kan hydrokarboner strømme fra den ene sone til den annen i stedet for oppover produk-sjonsrøret 16. Av denne grunn er det anordnet varierbart strupeutstyr 48 og 49 for å begrense strømningen fra sonene 26 og 28 inn i produksjonsrøret 16. To strupeventiler behøves for å styre uttaket av hydrokarboner fra de to soner. Generelt kan et antall på n strupeventiler styre n soner. The hydrocarbons present in zones 26 and 28 may have different pressures. If the pressures are very different and there is unlimited communication between the zones, hydrocarbons can flow from one zone to the other instead of up the production pipe 16. For this reason, variable throttle devices 48 and 49 are arranged to limit the flow from the zones 26 and 28 into the production pipe 16. Two throttle valves are needed to control the withdrawal of hydrocarbons from the two zones. In general, a number of n throttle valves can control n zones.

For å styre hyd roka rbonstrøm men er en føler anordnet for å måle trykk og temperatur In order to control the hydraulic flow, a sensor is arranged to measure pressure and temperature

i produksjonsrøret 16. Føleren er typisk plassert i ringrommet 24 inntil en pakning 42, 44 og 46 i en region av ringrommet 24 som er isolert fra de hydrokarbonbærende soner. Dette skyldes at hydrokarbonene kan befinne seg under trykk og kan være korrosive. Føleren utfører sine målinger via en port anordnet i produksjonsrørets vegg. in the production pipe 16. The sensor is typically located in the annulus 24 next to a packing 42, 44 and 46 in a region of the annulus 24 that is isolated from the hydrocarbon bearing zones. This is because the hydrocarbons can be under pressure and can be corrosive. The sensor performs its measurements via a port arranged in the wall of the production pipe.

Fig. 4 viser et strupeutstyr mer detaljert. Det består av en ikke-perforert hylse 410 som kan beveges fra en åpen stilling (a) hvor portene 412 i produksjonsrøret 16 er utildekket til en lukket stilling (b) hvor portene 412 er tildekket, og omvendt. I den lukkede stilling er det indre av produksjonsrøret 16 isolert fra ringrommet 24.1 den åpne stilling kan det skje en hydrokarbonstrøm gjennom portene og inn i produksjons-røret 16. Den strupeventil som er vist i fig. 4 er en enkel på/avranordning. En alter-nativ utførelse av en strupeventil har et antall mellomliggende posisjoner som kan bestemmes mellom den åpne og lukkede stilling. Disse posisjoner muliggjør en varierbar strupevirkning på fluidstrømmen og gjør det således mulig å påføre et varierbart trykkfall. Fig. 4 shows a throat device in more detail. It consists of a non-perforated sleeve 410 which can be moved from an open position (a) where the ports 412 in the production pipe 16 are uncovered to a closed position (b) where the ports 412 are covered, and vice versa. In the closed position, the interior of the production pipe 16 is isolated from the annulus 24. In the open position, a hydrocarbon flow can occur through the ports and into the production pipe 16. The choke valve shown in fig. 4 is a simple on/off device. An alternative embodiment of a throttle valve has a number of intermediate positions that can be determined between the open and closed position. These positions enable a variable throttling effect on the fluid flow and thus make it possible to apply a variable pressure drop.

Skjønt fig. 4 viser en hylse som beveger seg i en retning parallelt med produksjons-rørets lengdeakse, kan en hylse som beveger seg omkretsmessig omkring produk-sjonsrøret brukes for å bringe to sett porter på linje med hverandre og ut av linje med hverandre. Although fig. 4 shows a sleeve that moves in a direction parallel to the longitudinal axis of the production pipe, a sleeve that moves circumferentially around the production pipe can be used to bring two sets of ports in line with each other and out of line with each other.

En plan kabel brukes for å sørge for hydraulisk kraft, elektrisk kraft og kommunikasjon, dvs. styresignaler, til utstyr nede i brønnhullet. Et tverrsnitt gjennom en plankabel er vist i fig. 5 og betegnet med henvisningstallet 510. Plankabelen inneholder en hydraulisk fluidkraftledning 512, en elektrisk kraftledning 514 og en kommunikasjonsledning 516 som inneholder et snodd trådpar 518 og 520. Alle ledningene 512, 514 og 516 har stålmantler eller -rør. På grunn av plassbegrensningene i rørhengeren 22 og i ringrommet 24 mellom produksjonsrøret 16 og foringsrøret 14, har plankabelen en største størrelse. Det foreligger derfor en begrensning på antallet ledninger og den ytre diameter av deres stålrør (som typisk er mindre enn 1 cm). A flat cable is used to provide hydraulic power, electrical power and communication, i.e. control signals, to equipment down the wellbore. A cross-section through a flat cable is shown in fig. 5 and designated by the reference numeral 510. The flat cable contains a hydraulic fluid power line 512, an electric power line 514 and a communication line 516 containing a twisted pair of wires 518 and 520. All the lines 512, 514 and 516 have steel sheaths or tubes. Due to the space limitations in the pipe hanger 22 and in the annulus 24 between the production pipe 16 and the casing pipe 14, the flat cable has a larger size. There is therefore a limitation on the number of wires and the outer diameter of their steel pipe (which is typically less than 1 cm).

Fig. 6 anskueliggjør et styringssystem 50 for en produksjonsbrønn. Styringssystemet 50 har to plankabler 52 og 54 som strekker seg ned i ringrommet 24. Bruken av to plankabler gir systemet et ytterligere redundansnivå. Med to plankabler er det ialt to hydrauliske ledninger, to elektriske kraftledninger og to kommuniaksjonsledninger som strekker seg ned i brønnen. Hver plankabel strekker seg ned i ringrommet 24 så langt som til den mest fjerne strupeventil. I en praktisk utførelse av systemet er plankablene 52 og 54 fastspent på hver sin side av utsiden av produksjonsrøret 16. På denne måte er et skadelig støt eller angrep på den ene side av produksjonsrøret mindre tilbøyelig til å skade begge plankabler. Fig. 6 illustrates a control system 50 for a production well. The control system 50 has two flat cables 52 and 54 which extend down into the annulus 24. The use of two flat cables gives the system a further level of redundancy. With two horizontal cables, there are a total of two hydraulic lines, two electrical power lines and two communication lines that extend down into the well. Each flat cable extends down into the annulus 24 as far as the most distant throttle valve. In a practical embodiment of the system, the flat cables 52 and 54 are clamped on opposite sides of the outside of the production pipe 16. In this way, a damaging impact or attack on one side of the production pipe is less likely to damage both flat cables.

Plankablene gjør det mulig å styre styringsmoduler 56 og 58 nede i brønnhullet, innbefattet henholdsvis strupeventilen 60 og strupeventilen 62. Styringsmodulene er integrert i produksjonsrøret 16 som enkeltvise seksjoner som tilkobles på linje for å tillate gjennomstrømning av hydrokarboner. Strupeventilene 60 og 62 styres ved hjelp av enten en hydraulisk aktuator 64 eller en elektrisk aktuator 66 som hver styres av henholdsvis en hydraulisk og en elektrisk dekoder 68 og 70. Både den hydrauliske og den elektriske aktuator deler en felles kobling til den bevegelige seksjon av strupeventilene 60 og 62. The flat cables make it possible to control control modules 56 and 58 down in the wellbore, including respectively the throttle valve 60 and the throttle valve 62. The control modules are integrated into the production pipe 16 as individual sections which are connected in line to allow the flow of hydrocarbons. Throttle valves 60 and 62 are controlled by either a hydraulic actuator 64 or an electric actuator 66 which is each controlled by a hydraulic and an electrical decoder 68 and 70 respectively. Both the hydraulic and the electric actuator share a common connection to the moving section of the throttle valves 60 and 62.

Hver av plankablene 52 og 54 har en hydraulisk styreledning 72 eller 74, en elektrisk kraftledning 76 og en kommunikasjonsledning 78. Hver plankabel terminerer ved toppen av hver styringsmodul for så å strekke seg videre fra dens bunn. Ledningene 72, 74, 76 og 78 strekker seg gjennom styringsmodulen som kan trekke ut passende effekt og signaler. Each of the flat cables 52 and 54 has a hydraulic control line 72 or 74, an electrical power line 76 and a communication line 78. Each flat cable terminates at the top of each control module and then extends from its bottom. Wires 72, 74, 76 and 78 extend through the control module which can extract appropriate power and signals.

Styringssystemet har en hydraulisk styrekrets som omfatter de hydrauliske styreledninger 72 og 74, den hydrauliske dekoder 68 og den hydrauliske aktuator 64. Styringssystemet har en elektrisk styrekrets som omfatter de elektriske kraftledninger 76, kommunikasjonsledningene 78, den elektriske dekoder 70 og den elektriske aktuator 66. Hver styrekrets er i stand til å overstyre den annen. The control system has a hydraulic control circuit that includes the hydraulic control lines 72 and 74, the hydraulic decoder 68 and the hydraulic actuator 64. The control system has an electric control circuit that includes the electric power lines 76, the communication lines 78, the electric decoder 70 and the electric actuator 66. Each governing circuit is able to override the other.

Hydraulisk drift av strupeventilene 60 og 62 ved hjelp av den hydrauliske styrekrets utgjør den primære styremodus for styringsmodulene 56 og 58. Et eksempel på en kombinert hydraulisk dekoder og hydraulisk aktuator 64 er vist i fig. 7. De hydrauliske styreledninger 72 og 74 mater begge hvert sitt par ventiler 80, 82 og 84, 86. Den hydrauliske styreledning 72 gir en stående hydraulisk tilførsel for styring av den hydrauliske aktuator 64. Den hydrauliske styreledning 74 gir en varierbar hydraulisk tilførsel som brukes for styring, dvs. slå den hydrauliske aktuator 64 på og av. Med henvisning til ventilene 80 og 82 er disse konfigurert slik at i fravær av den varierbare hydrauliske tilførsel, er ventilen 80 lukket (dvs. at den ikke overfører den stående hydrauliske forsyning) mens ventilen 82 er åpen (dvs. at den overfører den stående hydrauliske forsyning). Ventilen 80 er utført for å aktiveres ved 6,9 MPa (1000 psi) mens ventilen 82 er utført for å aktiveres ved 8,3 MPa (1200 psi). Dersom den hydrauliske tilførsel fra ledningen 42 økes til mellom 6,9 og 8,3 MPa aktiveres ventilen 80 til en åpen tilstand. Siden ventilen 82 allerede er åpen blir den stående hydrauliske tilførsel overført gjennom dekoderen 68 for å gi aktuatoren 64 et styresignal 88. Så snart den varierbare hydrauliske tilførsel overskrider 8,3 MPa aktiveres ventilen 82 til en lukket tilstand for således å hindre overføring av den stående hydrauliske tilførsel til aktuatoren 64. Den funksjonalitet som ventilparene 80, 82 og 84, 86 gir, kan for hvert par innlemmes i en eneste ventilenhet. Hydraulic operation of the throttle valves 60 and 62 by means of the hydraulic control circuit constitutes the primary control mode for the control modules 56 and 58. An example of a combined hydraulic decoder and hydraulic actuator 64 is shown in fig. 7. The hydraulic control lines 72 and 74 both feed their respective pairs of valves 80, 82 and 84, 86. The hydraulic control line 72 provides a steady hydraulic supply for controlling the hydraulic actuator 64. The hydraulic control line 74 provides a variable hydraulic supply that is used for steering, i.e. turn the hydraulic actuator 64 on and off. With reference to the valves 80 and 82, these are configured so that in the absence of the variable hydraulic supply, the valve 80 is closed (ie, it does not transfer the standing hydraulic supply) while the valve 82 is open (ie, it transfers the standing hydraulic supply). Valve 80 is designed to actuate at 6.9 MPa (1000 psi) while valve 82 is designed to actuate at 8.3 MPa (1200 psi). If the hydraulic supply from line 42 is increased to between 6.9 and 8.3 MPa, valve 80 is activated to an open state. Since the valve 82 is already open, the standing hydraulic supply is transmitted through the decoder 68 to give the actuator 64 a control signal 88. As soon as the variable hydraulic supply exceeds 8.3 MPa, the valve 82 is actuated to a closed state so as to prevent transmission of the standing hydraulic supply to the actuator 64. The functionality that the valve pairs 80, 82 and 84, 86 provide can be incorporated for each pair into a single valve unit.

I fravær av den varierbare hydrauliske tilførsel har ventilene 84 og 86 en lignende konfigurasjon med "den ene åpen og den annen lukket". Ventilene 84 og 86 er utformet for å aktiveres ved henholdsvis 10,3 MPa (1500 psi) og 11,7 MPa (1700 psi). Den stående hydrauliske tilførsel blir derfor overført gjennom kombinasjonen av ventilene 84 og 86 når den varierbare hydrauliske tilførsel er mellom 10,3 og 11,7 MPa, for således å gi aktuatoren 64 et styresignal 90. Når aktuatoren 64 mottar styresignalet In the absence of the variable hydraulic supply, valves 84 and 86 have a similar "one open and one closed" configuration. Valves 84 and 86 are designed to actuate at 10.3 MPa (1500 psi) and 11.7 MPa (1700 psi), respectively. The stationary hydraulic supply is therefore transmitted through the combination of valves 84 and 86 when the variable hydraulic supply is between 10.3 and 11.7 MPa, thus providing the actuator 64 with a control signal 90. When the actuator 64 receives the control signal

88 aktiveres den for å åpne strupen. Når aktuatoren 64 mottar styresignalet 90 aktiveres den for å lukke strupen. Derfor er strupeutstyrets åpning og lukning en fullt ut hydraulisk operasjon. De elektriske kraft- og kommunikasjonsledninger i plankabelen er overflødige for normal hydraulisk drift av strupeutstyret. Det foretrekkes å ha en styringsmodul som åpner og lukker strupeutstyret som reaksjon på adskilte, positive signaler. Ved feil på styringsmodulen vil den på denne måte svikte i den tilstand den befinner seg i. 88 it is activated to open the throat. When the actuator 64 receives the control signal 90, it is activated to close the throat. Therefore, the opening and closing of the throat equipment is a fully hydraulic operation. The electrical power and communication lines in the flat cable are redundant for normal hydraulic operation of the throttling equipment. It is preferred to have a control module that opens and closes the throttle in response to separate, positive signals. In the event of a fault on the control module, it will thus fail in the state it is in.

De hydrauliske dekodere i hver styringsmodul aktiveres ved ulike trykk som påføres av den varierbare hydrauliske tilførsel. Derfor kan et antall styringsmoduler selektivt The hydraulic decoders in each control module are activated by different pressures applied by the variable hydraulic supply. Therefore, a number of control modules can selectively

bringes til å arbeide ved å tilføre en passende hydraulisk forsyning langs ledningen 72. is brought into operation by supplying a suitable hydraulic supply along line 72.

Elektrisk drift av strupeventilene 60 og 62 ved hjelp av den elektriske styrekrets utgjør en andre styremodus for styringsmodulene 56 og 58.1 den utførelse som er beskrevet i sammenheng med fig. 6 er hver elektrisk dekoder 70 forsynt med en egen adresse. Adressering av enkeltvise dekodere på elektrisk måte er en velkjent teknikk og kommunikasjonsprotokoller og signalkoding av industristandard-type kan anvendes. Fig. 6 viser at styringsmodulene 56 og 58 får sin elektriske kraft fra de elektriske kraftledninger 76 og kommunikasjonsledninger 78 i begge plankablene 52 og 54. I den sekundære styremodus blir styringsmodulene styrt ved frembringelse av elektrisk kraft og styresignaler langs en eneste plankabel. Electrical operation of the throttle valves 60 and 62 by means of the electrical control circuit constitutes a second control mode for the control modules 56 and 58.1 the embodiment described in connection with fig. 6, each electrical decoder 70 is provided with a separate address. Addressing individual decoders electrically is a well known technique and industry standard type communication protocols and signal coding can be used. Fig. 6 shows that the control modules 56 and 58 get their electrical power from the electrical power lines 76 and communication lines 78 in both flat cables 52 and 54. In the secondary control mode, the control modules are controlled by generating electrical power and control signals along a single flat cable.

Det skal bemerkes at et antall aktuatorer, enten hydrauliske eller elektriske, er av-grenet fra de samme hydrauliske og elektriske ledninger. På denne måte blir antallet ledninger som fordres for å drive et antall utstyrsenheter nede i brønnhullet holdt på et minimum. It should be noted that a number of actuators, either hydraulic or electrical, are branched from the same hydraulic and electrical lines. In this way, the number of wires required to drive a number of equipment units down the wellbore is kept to a minimum.

I tilfellet av en svikt i den hydrauliske styring, f.eks. forårsaket av brudd i en av plankablene 52, 54, er den primære hydrauliske styring ikke lenger mulig, fordi begge de hydrauliske ledninger 72 og 74 behøves for å adressere de enkelte hydrauliske aktuatorer. I dette tilfelle svitsjer styringssystemet 50 over til den sekundære styremodus. Dersom den hydrauliske feil oppstår på "toppsiden" (dvs. i rørhengeren eller ovenfor), kan de elektriske kraft- og kommunikasjonsledninger i enten den ene eller den annen av plankablene 52, 54 benyttes. Dersom feilen oppstår på grunn av et brudd i en plankabel, fører dette til tap av den ene av kommunikasjonsledningene 78 og da brukes kommunikasjonsledningen i den gjenværende plankabel for å styre brønnen. In the event of a failure in the hydraulic steering, e.g. caused by a break in one of the flat cables 52, 54, the primary hydraulic control is no longer possible, because both hydraulic lines 72 and 74 are needed to address the individual hydraulic actuators. In this case, the control system 50 switches over to the secondary control mode. If the hydraulic failure occurs on the "top side" (ie in the pipe hanger or above), the electrical power and communication lines in either one or the other of the flat cables 52, 54 can be used. If the error occurs due to a break in a horizontal cable, this leads to the loss of one of the communication lines 78 and then the communication line in the remaining horizontal cable is used to control the well.

En feil kan påvises på mange måter. Påvisning av tap av hydraulisk kraft i en ledning kan indikere et brudd. En posisjonsføler forbundet med en bevegelig del av strupeventilen, slik som den glidende hylse, kan angi at den ikke forflytter seg som reaksjon på instruksjoner om å gjøre det. Følere i produksjonsrøret kan angi at det ikke foreligger noen endring i trykket eller strømningsraten, eller begge deler, som reaksjon på en kommando som gis for at strupeventilen skal endre sin stilling. Feilpåvisende utstyr er anordnet for å oppdage feil og for å styre velgerutstyret slik at det svitsjer styringen fra den primære til den sekundære styremodus. Det feilpåvisende utstyr og velgerutstyret kan passende plasseres i den elektriske styreenhet 230 vist i fig. 2. An error can be detected in many ways. Detection of loss of hydraulic power in a line may indicate a break. A position sensor connected to a moving part of the throttle valve, such as the sliding sleeve, can indicate that it is not moving in response to instructions to do so. Sensors in the production pipe can indicate that there is no change in pressure or flow rate, or both, in response to a command given for the throttle valve to change its position. Fault detection equipment is provided to detect faults and to control the selector equipment to switch the control from the primary to the secondary control mode. The fault detecting equipment and the selector equipment can be suitably placed in the electrical control unit 230 shown in fig. 2.

I den ovenfor beskrevne utførelse av oppfinnelsen er styringen enten utelukkende hydraulisk eller elektrisk. Den utnytter ikke elektrohydraulisk styring, hvor et elektrisk signal styrer en elektrisk styreventil som driver en hydraulisk aktuator for å regulere strupingen. En ulempe ved elektrohydraulisk styring er at den fordrer en opprettholdt frembringelse av både elektrisk og hydraulisk kraft. Svikt i en av disse får den elektro-hydrauliske styring til å svikte. I andre utførelser av oppfinnelsen kan imidlertid elektrohydraulisk styring anvendes. I en sådan utførelse er styringsmodulene 56 og 58 utstyrt med hydraulisk svitsjeutstyr for å svitsje den hydrauliske tilførsel til den hydrauliske dekoder, for mating direkte til en elektrohydraulisk'aktuator som regulerer den hydrauliske tilførsel ved å utnytte et elektrisk styresignal. Det hydrauliske svitsjeutstyr kan aktiveres ved hjelp av et elektrisk signal. Siden en eneste plankabel fører hydrauliske og elektriske kraftforsyninger og elektriske styresignaler, er elektrohydraulisk styring fortsatt mulig dersom den ene av plankablene brister eller svikter. In the embodiment of the invention described above, the steering is either exclusively hydraulic or electric. It does not utilize electrohydraulic steering, where an electrical signal controls an electrical control valve that drives a hydraulic actuator to regulate the throttle. A disadvantage of electrohydraulic steering is that it requires a sustained generation of both electrical and hydraulic power. Failure of one of these causes the electro-hydraulic steering to fail. In other embodiments of the invention, however, electrohydraulic control can be used. In such an embodiment, the control modules 56 and 58 are equipped with hydraulic switching equipment to switch the hydraulic supply to the hydraulic decoder, for feeding directly to an electrohydraulic actuator which regulates the hydraulic supply by utilizing an electrical control signal. The hydraulic switching equipment can be activated by means of an electrical signal. Since a single horizontal cable carries hydraulic and electrical power supplies and electrical control signals, electrohydraulic steering is still possible if one of the horizontal cables breaks or fails.

En rekke følere er tilknyttet strupeventilenheten. Disse vil typisk overvåke de etterfølg-ende fysiske parametre: A number of sensors are connected to the throttle valve assembly. These will typically monitor the following physical parameters:

(i) strupeventilens stilling (eller konfigurasjon), (i) position (or configuration) of the throttle valve;

(ii) trykk og temperatur inne i strupeventilen (i produksjonsrøret), (ii) pressure and temperature inside the throttle valve (in the production pipe),

(iii) trykk og temperatur i ringrommet, og (iii) pressure and temperature in the annulus, and

(iv) strømningsraten for hydrokarboner i produksjonsrøret. (iv) the flow rate of hydrocarbons in the production pipe.

Følerne blir overvåket og/eller utspurt lokalt av styringsmodulen på strupeenheten og den utledede informasjon sendes til SCWen. Følerne kan imidlertid fjernovervåkes og/eller fjern utspørres fra brønnhodet eller plattformen. Sådan fjernutspørring vil være praktisk for følere av optisk art, som formidler et optisk signal ved hjelp av en eller flere optiske fibre. Annet utstyr nede i brønnhullet kan drives (dvs. styres, overvåkes, eller begge deler) fra styringssystemet. Det kan passende væré integrert med styringssystemets styre- og kommunikasjonsinfrastruktur. Eksempler på sådant brønnhullsutstyr er strømningsmålere, fjernt plasserte produksjonspakninger og gassløftventiler. For reguleringsformål er det nødvendig å ha en strømningsmåler for hver sone for å måle hydrokarbonets strømningsrate i produksjonsrøret. Skjønt det også er anordnet en posisjonsføler for å påvise strupens stilling eller konfigurasjon The sensors are monitored and/or interrogated locally by the control module on the throat unit and the derived information is sent to the SCWen. However, the sensors can be remotely monitored and/or remotely interrogated from the wellhead or platform. Such remote interrogation will be practical for sensors of an optical nature, which convey an optical signal by means of one or more optical fibres. Other downhole equipment can be operated (ie controlled, monitored, or both) from the control system. It can be suitably integrated with the management system's control and communication infrastructure. Examples of such downhole equipment are flow meters, remotely located production packings and gas lift valves. For regulatory purposes, it is necessary to have a flow meter for each zone to measure the hydrocarbon flow rate in the production pipe. Although a position sensor is also provided to detect the position or configuration of the throat

(åpen eller lukket), kan strupeventilens stilling bekreftes uavhengig, dersom trykket måles på både innsiden og utsiden av produksjonsrøret. (open or closed), the position of the throttle valve can be confirmed independently, if the pressure is measured on both the inside and outside of the production pipe.

Det foretrekkes at styringsmodulene som er anordnet langs produksjonsrøret har sine elektriske styresignaler forbundet i en ringarkitektur. Dette kan betraktes i fig. 8. Hydraulisk tjenestekraft og elektrisk kraft er koblet i serie med hver styringsmodul som er "hektet inn på" de hydrauliske og elektriske kraftledninger som passerer igjennom den. Et antall styringsmoduler 810 er forbundet med plankabelen 812 som sørger for en utovergående etappe som forbinder en hovedstyring 814 plassert i SCM'en med styringsmodulene 810 i serie. En annen plankabel 816 utgjør en returetappe som løper fra den ene av styringsmodulene 810 tilbake til hovedstyringen 814. Hver plankabel har en hydraulisk kraftledning 872 eller 874, en elektrisk kraftledning 876 og en kommunikasjonsledning 878. Det skal forstås at alle styringsmodulene er plassert i et strengt serielt arrangement lags lengden av produksjonsrøret (som ikke er vist i denne figur). Plankablene er ikke fortløpende, men terminert ved hver styringsmodul for påny å starte en annen lengde til den neste styringsmodul eller til hovedstyringen. It is preferred that the control modules arranged along the production pipe have their electrical control signals connected in a ring architecture. This can be seen in fig. 8. Hydraulic service power and electrical power are connected in series with each control module "hooked into" the hydraulic and electrical power lines passing through it. A number of control modules 810 are connected by the planar cable 812 which provides an outward stage connecting a main control 814 placed in the SCM with the control modules 810 in series. Another level cable 816 forms a return leg that runs from one of the control modules 810 back to the main control 814. Each level cable has a hydraulic power line 872 or 874, an electrical power line 876 and a communication line 878. It should be understood that all the control modules are placed in a strict serial arrangement is made the length of the production pipe (which is not shown in this figure). The flat cables are not continuous, but terminated at each control module to restart another length to the next control module or to the main control.

Fig. 9 er en skjematisk anskueliggjørelse av en av styringsmodulene vist i fig. 8. De to plankabler 912 og 916 kommer inn i styringsmodulen 900 ovenfra. Plankablene 912 og 916 bærer hver sin hydrauliske kraftledning 972 og 974, elektrisk kraftledning 976 og kommunikasjonsledning 978. De hydrauliske kraftledninger 972 og 974 er ført frem til en hydraulisk dekoder 968. Dersom styringsmodulen 90 arbeider i den primære styremodus og dekoderen 968 er adressert, aktiverer den den hydrauliske aktuator 964 for å drive felles driverutstyr 902 til å endre innstillingen av strupeventilen 960. Fig. 9 is a schematic illustration of one of the control modules shown in fig. 8. The two flat cables 912 and 916 enter the control module 900 from above. The flat cables 912 and 916 each carry hydraulic power lines 972 and 974, electrical power lines 976 and communication lines 978. The hydraulic power lines 972 and 974 are led to a hydraulic decoder 968. If the control module 90 works in the primary control mode and the decoder 968 is addressed, activates the hydraulic actuator 964 to drive common drive gear 902 to change the setting of throttle valve 960.

De elektriske kraftledninger 976 og en eneste kommunikasjonsledning 978 er ført frem til en elektrisk dekoder 970. Dersom styringsmodulen 900 arbeider i den sekundære styremodus og dekoderen 970 adresseres av et elektrisk styresignal, aktiverer den den elektriske aktuator 966 for å drive det felles driverutstyr 902 til å endre innstillingen av strupeventilen 960. The electrical power lines 976 and a single communication line 978 are routed to an electrical decoder 970. If the control module 900 is operating in the secondary control mode and the decoder 970 is addressed by an electrical control signal, it activates the electrical actuator 966 to drive the common driver equipment 902 to change the setting of the throttle valve 960.

En posisjonsføler 904 er forbundet med det felles driverutstyr 902 for å avføle om strupeventilen 960 er åpen eller lukket. Styringsmodulen 900 er også utstyrt med en trykkføler 906 og en temperaturføler 908 for å måle trykket og temperaturen i hydrokarbonene som strømmer i produksjonsrøret. Signaler fra alle følere 904, 906 og 908 kombineres i en multiplekser 909 for å overføres til brønnhodet, SCM'en eller plattformen over en følerkommunikasjonsledning 910. A position sensor 904 is connected to the common driver equipment 902 to sense whether the throttle valve 960 is open or closed. The control module 900 is also equipped with a pressure sensor 906 and a temperature sensor 908 to measure the pressure and temperature of the hydrocarbons flowing in the production pipe. Signals from all sensors 904, 906 and 908 are combined in a multiplexer 909 to be transmitted to the wellhead, the SCM or the platform over a sensor communication line 910.

Det skal bemerkes at skjønt plankablene avsluttes og påbegynnes ved hver styringsmodul (hvor de elektriske og hydrauliske tjenester trekkes ut), passerer de elektriske kraftledninger og hydrauliske kraftledninger tvers igjennom. Elektrisk og hydraulisk kraft blir "tappet" ved hver styringsmodul. En av kommunikasjonsledningene 978 passerer likeledes rett igjennom hver styringsmodul. Den annen kommunikasjonsledning 978 utgjør imidlertid en inngang for den elektriske dekoder 970, for å gjøre den i stand til å avgjøre om den er adressert. Så snart den elektriske dekoder 970 har analysert en rekke styresignaler, overfører den dem langs en fortsettelse av kommunikasjonsledningen 978. Ved bunnen av styringsmodulen blir ledningene 972, 974, 976 og 978 innpakket påny til plankabler 912 og 914 som skal gå til den neste styringsmodul eller til hovedstyringen. It should be noted that although the flat cables terminate and begin at each control module (where the electrical and hydraulic services are withdrawn), the electrical power lines and hydraulic power lines pass through. Electrical and hydraulic power is "drained" at each control module. One of the communication lines 978 also passes straight through each control module. However, the second communication line 978 provides an input for the electrical decoder 970 to enable it to determine whether it is addressed. Once the electrical decoder 970 has analyzed a series of control signals, it transmits them along a continuation of the communication wire 978. At the base of the control module, the wires 972, 974, 976 and 978 are rewrapped into ribbon cables 912 and 914 which will go to the next control module or to the main management.

Ved igjen å vise til fig. 8 vil nå kommunikasjonsledningenes ringarkitektur bli beskrevet. I den etterfølgende beskrivelse blir styringsmodulene 810 betegnet knutepunkter. Elektriske styresignaler kan rutes omkring ringen i begge retninger. Dersom en første plankabel brukes for å forbinde alle knutepunktene i serie fra et første knutepunkt (som er nærmest overflaten) til et n-te knutepunkt (som er nærmest brønnens "tå") mens en annen (andre) plankabel tjener som returetappe som løper fra det n-te knutepunkt til hovedstyringen, vil et brudd som skjer i den første plankabel nær overflaten fordre at, slik det kan forstås, kommunikasjonen til knutepunkter som befinner seg umiddelbart nedenfor bruddet, blir rutet nedover den andre plankabel til det n-te knutepunkt og deretter oppover den første plankabel til knutepunktet umiddelbart nedenfor bruddet. I arrangementet vist i fig. 8 har den første plankabel en første for-bindelse til det første knutepunkt 820 mens den andre plankabel har en første forbind-else til det andre knutepunkt 822. Tredje og ytterligere knutepunkter er forbundet i serie fra det første knutepunkt ved hjelp av den første plankabel. Siden alle knutepunktene er gruppert forholdsvis langt nede i brønnen, fører kobling av hovedstyringen 814 til det første og andre knutepunkt ved hjelp av forskjellige plankabler, til at den største avstand mellom et knutepunkt og hovedstyringen holdes på et minimum. Referring again to fig. 8, the ring architecture of the communication lines will now be described. In the following description, the control modules 810 are referred to as hubs. Electrical control signals can be routed around the ring in both directions. If a first horizontal cable is used to connect all the nodes in series from a first node (which is closest to the surface) to an nth node (which is closest to the well "toe") while another (second) horizontal cable serves as a return leg running from the nth node to the main control, a break occurring in the first level cable near the surface will require, as can be understood, the communication to nodes immediately below the break to be routed down the second level cable to the nth node and then up the first level cable to the node immediately below the breach. In the arrangement shown in fig. 8, the first level cable has a first connection to the first node 820 while the second level cable has a first connection to the second node 822. Third and further nodes are connected in series from the first node by means of the first level cable. Since all the nodes are grouped relatively far down in the well, connecting the main control 814 to the first and second nodes using different flat cables means that the greatest distance between a node and the main control is kept to a minimum.

Knutepunktene tjener som forsterkere (eller "reléstasjoner") for de elektriske styresignaler. Siden kommunikasjonsledningene er ordnet i en ring mottas de elektriske styresignaler av en elektrisk prosessor i hver styringsmodul som trekker ut de styresignaler som er spesifikke for den og videresender det elektriske styresignal til den neste styringsmodul i ringen. The nodes serve as amplifiers (or "relay stations") for the electrical control signals. Since the communication lines are arranged in a ring, the electrical control signals are received by an electrical processor in each control module which extracts the control signals specific to it and forwards the electrical control signal to the next control module in the ring.

Hver styringsmodul mottar en elektrisk kraftforsyning fremskaffet av begge plankablene. Siden effekt bare behøver å bli trukket fra den ene av plankablene, har hver styringsmodul et arrangement av dioder for å konsolidere den elektriske kraftforsyning og hindre at elektrisk kraft strømmer fra den ene elektriske kraftledning til den annen. I en utførelse som har elektrohydraulisk styring fordres bare én hydraulisk tilførsel, og således kan de to hydrauliske kraftforsyninger konsolideres ved hjelp av analoge teknikker, slik som ved å regulere hver forsyning med en tilbakeslagsventil og kombi-nere de to forsyninger. Konsolidering av de to hydrauliske ledninger er nødvendig bare ved elektrohydraulisk styring, fordi det bare fordres én hydraulisk kraftlinje. Each control module receives an electrical power supply provided by both flat cables. Since power only needs to be drawn from one of the flat cables, each control module has an arrangement of diodes to consolidate the electrical power supply and prevent electrical power from flowing from one electrical power line to the other. In an embodiment that has electro-hydraulic control, only one hydraulic supply is required, and thus the two hydraulic power supplies can be consolidated using analogous techniques, such as by regulating each supply with a non-return valve and combining the two supplies. Consolidation of the two hydraulic lines is only necessary for electrohydraulic steering, because only one hydraulic power line is required.

Strupingen kan besørges av to uavhengige styrekretser, idet den ene er hydraulisk mens den annen er elektrisk. Tap av enten hydraulisk eller elektrisk kraft vil ikke forhindre drift av strupeventilen. Dersom fullstendig redundans fordres plankablene imellom, fordres det en elektrohydraulisk styrekrets for elektrisk å svitsje den hydrauliske tilførsel for å drive strupeventilen. På denne måte kan den første plankabels funksjonalitet fullstendig gjentas i den andre, for derved å gi full redundans for hver plankabel for seg. The throttling can be provided by two independent control circuits, one of which is hydraulic while the other is electric. Loss of either hydraulic or electrical power will not prevent operation of the choke valve. If complete redundancy is required between the flat cables, an electro-hydraulic control circuit is required to electrically switch the hydraulic supply to drive the throttle valve. In this way, the first level cable's functionality can be completely repeated in the second, thereby providing full redundancy for each level cable separately.

I det forutgående er oppfinnelsen blitt beskrevet ved anvendelse på en produksjons-brønn. Den kan likeså vel anvendes på en injeksjonsbrønn hvor vann og annet fluid pumpes inn i en region av en produksjonssone fjernt fra en region hvor det pågår uttak, i den hensikt å opprettholde trykket i produksjonssonen og skylle ut sonen. Skjønt oppfinnelsen er blitt beskrevet i sammenheng med undersjøiske brønner og installasjoner, er den ikke begrenset til sådan utnyttelse. Med passende modifikasjoner kan den brukes i en brønn på land. In the foregoing, the invention has been described in application to a production well. It can equally well be applied to an injection well where water and other fluid are pumped into a region of a production zone distant from a region where extraction is in progress, with the intention of maintaining the pressure in the production zone and flushing out the zone. Although the invention has been described in connection with underwater wells and installations, it is not limited to such use. With suitable modifications it can be used in a well on land.

Claims

1. Control system (50) for controlling the flow of fluid in a well and which comprises a first control circuit (64, 68, 72), a second control circuit (66, 70, 76, 78), a wellbore equipment (60) and selector equipment for switching the control of the wellbore equipment from the first control circuit to the second control circuit, characterized in that one of the control circuits (64, 68, 72) is hydraulic, while the other of the control circuits is electric (66, 70, 76, 78).

2. Control system as stated in claim 1, and where the first control circuit (64, 68, 72) is fully hydraulic.

3. Control system as stated in claim 1 or 2, and where the first control circuit (64, 68, 72) has a hydraulic actuator (64) for controlling the wellbore equipment (60).

4. Control system as stated in one of the preceding claims, and where the second control circuit (66, 70, 76, 78) is fully electric.

5. Control system as stated in one of the preceding claims, and where the second control circuit (66, 70, 76, 78) has an electric actuator (66) for controlling the wellbore equipment.

6. Control system as specified in one of claims 1 - 3, and where the second control circuit (66, 70, 76, 78) is electrohydraulic.

7. Control system as stated in claim 6, and where the second control circuit (66, 70, 76, 78) has a hydraulic actuator for controlling the wellbore equipment (60) which itself is controlled by at least one electrical control signal.

8. Control system as stated in one of the preceding claims, and where the wellbore equipment (60) is a choke equipment.

9. Control system as stated in one of the preceding claims, and where there is more wellbore equipment (60, 62).

10. Control system as stated in claim 9, and where the individual equipment units (60, 62) or individual groups of equipment units can be selected to work.

11. Control system as stated in claim 10, and where the individual equipment units (60, 62) or individual groups of equipment units are selected to work by means of a selector logic, such as by hydraulic addressing by means of the hydraulic control circuit (64, 68, 72) or electrical addressing using the electrical control circuit (66, 70, 76, 78).

12. Control system as stated in one of the preceding claims, and where the control of the wellbore equipment (60) is switched from the first control circuit (64, 68, 72) to the second control circuit (66, 70, 76, 78) if an error occurs which prevents normal operation of the wellbore equipment from the first control circuit.

13. Control system as specified in one of the preceding requirements, and where the well is a production well.

14. Control system as stated in one of the preceding requirements, and where the well is intended for the production of oil, gas or both.

15. Control system as stated in one of claims 1 - 13, and where the well is an injection well.

16. Well comprising at least one control system (50) as stated in one of the preceding claims.

17. Control module (56) for controlling wellbore equipment, and which has a hydraulic actuator (64) and an electric actuator (66), each of which can individually control the wellbore equipment.

18. Control module as specified in claim 17, which also includes the wellbore equipment.

19. Well that includes at least one control module as stated in claim 17 or 18.

20. Procedure for operating a well and which includes steps where a wellbore equipment (60) is controlled by means of a first control circuit (64, 68, 72) and by switching the control to a second control circuit (66, 70, 76, 78), characterized in that one of the control circuits (64, 68, 72) is a hydraulic control circuit, while the other of the control circuits (66, 70, 76, 78) is an electric control circuit.