NO330031B1 - System for forhindring av kritisk trykkokning - Google Patents
System for forhindring av kritisk trykkokning Download PDFInfo
- Publication number
- NO330031B1 NO330031B1 NO20034241A NO20034241A NO330031B1 NO 330031 B1 NO330031 B1 NO 330031B1 NO 20034241 A NO20034241 A NO 20034241A NO 20034241 A NO20034241 A NO 20034241A NO 330031 B1 NO330031 B1 NO 330031B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- casing
- pressure
- plate
- plate assembly
- borehole
- Prior art date
Links
- 230000002265 prevention Effects 0.000 title 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 20
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 20
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 20
- 230000009172 bursting Effects 0.000 claims description 10
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N Iron Chemical compound [Fe] XEEYBQQBJWHFJM-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N Nickel Chemical compound [Ni] PXHVJJICTQNCMI-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910045601 alloy Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000000956 alloy Substances 0.000 claims description 4
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims description 3
- 238000003780 insertion Methods 0.000 claims description 3
- 230000037431 insertion Effects 0.000 claims description 3
- 229910000619 316 stainless steel Inorganic materials 0.000 claims description 2
- VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N Chromium Chemical compound [Cr] VYZAMTAEIAYCRO-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N Molybdenum Chemical compound [Mo] ZOKXTWBITQBERF-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 2
- 229910052804 chromium Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011651 chromium Substances 0.000 claims description 2
- 229910052742 iron Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 229910052750 molybdenum Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000011733 molybdenum Substances 0.000 claims description 2
- 229910052759 nickel Inorganic materials 0.000 claims description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 29
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 25
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 25
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 19
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 15
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 7
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 6
- 239000002002 slurry Substances 0.000 description 6
- 238000005422 blasting Methods 0.000 description 5
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 4
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 4
- 239000011396 hydraulic cement Substances 0.000 description 3
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 3
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 3
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000008859 change Effects 0.000 description 2
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 2
- 240000005561 Musa balbisiana Species 0.000 description 1
- 235000018290 Musa x paradisiaca Nutrition 0.000 description 1
- 239000011398 Portland cement Substances 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002386 leaching Methods 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 238000000034 method Methods 0.000 description 1
- 229910052758 niobium Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010955 niobium Substances 0.000 description 1
- GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N niobium atom Chemical compound [Nb] GUCVJGMIXFAOAE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000009931 pascalization Methods 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 210000003462 vein Anatomy 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0021—Safety devices, e.g. for preventing small objects from falling into 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
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/02—Couplings; joints
- E21B17/08—Casing joints
-
- 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
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Pressure Vessels And Lids Thereof (AREA)
- Fastening Of Light Sources Or Lamp Holders (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
- Buildings Adapted To Withstand Abnormal External Influences (AREA)
- Electroluminescent Light Sources (AREA)
Description
Den foreliggende oppfinnelse vedrører generelt et system for forhindring av skade på olje- og gassbrenner og, mer bestemt, for forhindring av skade på brønnfoirngsrøret fra kritisk trykkoppbygging i ringrommet.
Fysikken ved ringformet trykkoppbygging (annular pressure buildup, APB) og til-knyttede belastninger som utøves på brønnforingsrør og produksjonsrørstrenger er blitt erfart siden de første kompletteringer med flere strenger. APB er blitt fokusert på av bore- og kompletteringsingeniører i de senere år. I moderne brønnkompletteringer er alle de faktorer som bidrar til APB blitt trukket til det ekstreme, særlig i dyp-vannsbrønner.
APB kan best forstås med henvisning til en undervanns brønnhodeinstallasjon. I olje- og gassbrønner er det ikke uvanlig at en seksjon av formasjonen må isoleres fra resten av brønnen. Dette utføres typisk ved å bringe toppen av sementsøylen fra den etterfølgende strengen opp inne i ringrommet over den forrige foringsrørskoen. Selv om dette isolerer formasjonen gjør det at man bringer sementen opp inne i foringsrørskoen at man effektivt blokkerer sikkerhetsventilen som er tilveiebrakt av naturens frakturgradient. Istedenfor å lekke ut ved skoen vil eventuell trykkoppbygging bli utøvet på foringsrøret, med mindre den kan tapes av ved overflaten. De fleste brønner på land og mange brøn-ner fra offshoreplattformer er forsynt med brønnhoder som tilveiebringer adgang til hvert foringsrørringrom, og en observert trykkøkning kan raskt tappes av. Uheldigvis har de fleste undervanns brønnhodeinstallasjoner ikke atkomst til hvert foringsrør-ringrom, og det dannes ofte et tettet ringrom. Fordi ringrommet er tettet kan det innvendige trykket øke betydelig som reaksjon på en økning av temperaturen.
De fleste foringsrørstrenger og fortrengte fluider er installert ved tilnærmet statiske temperaturer. På havbunnen er temperaturen rundt 34°F (1,1°C). Produksjonsfluider trekkes ut fra "varme" formasjoner som sprer og varmer opp de fortrengte fluidene når produksjonsfluidet føres mot overflaten. Når det fortrengte fluidet varmes opp utvides det, og resultatet kan bli en betydelig trykkøkning. Denne tilstanden er vanligvis tilstede i alle produserende brønner, men er mest tydelig i dypvannsbrønner. Dypvannsbrønner har lett for å bli utsatt for oppbygging av ringromstrykk, hvilket skyldes den kalde temperaturen i det fortrengte fluidet, i kontrast til høy temperatur i produksjonsfluidet under produksjon. Videre gir ikke undervanns brønnhoder adgang til hele ringrommet, og en eventuell trykkøkning i et tettet ringrom kan ikke tappes av. Enkelte ganger kan trykket bli så høyt at det fører til kollaps av den indre strengen eller det kan til og med bryte i stykker den ytre strengen, hvilket ødelegger brønnen.
En tidligere løsning på problemet med APB var å ta en rørlengde i den ytre foringsrør-strengen og frese av en del for å danne en relativt tynn vegg. Det var imidlertid meget vanskelig å bestemme det trykket hvor den freste veggen ville svikte eller revne. Dette kunne danne en situasjon hvor en vegg som var svekket for mye ville revne når veggen ble trykktestet. I andre tilfeller kunne den freste veggen bli for sterk, hvilket forårsaket at den indre strengen kollapset før den ytre strengen revnet.
Av tidligere kjent teknikk kan spesielt nevnes US 3.404.698 Al og WO 99/158814 Al. Førstnevnte publikasjon viser en sprengplatesammensetning, og sistnevnte publikasjon viser en fremgangsmåte som omfatter en modulær sprengplatesammenstilling.
Det som er nødvendig er en foringsrørkopling som pålitelig holder et tilstrekkelig innvendig trykk til å tillate trykktesting av foringsrøret, men som vil kollapse eller revne ved et trykk som er litt mindre enn kollapstrykket for den indre strengen eller sprengningstrykket for den ytre strengen.
Det er en hensikt med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en foringsrørkopling som vil holde et tilstrekkelig innvendig trykk til å tillate trykktesting av foringsrøret, men som vil pålitelig løse ut når trykket når et forhåndsbestemt nivå.
Det er en annen hensikt med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en fo-ringsrørkopling som vil løse ut ved et trykk som er mindre enn kollapstrykket for den indre strengen og mindre enn sprengningstrykket for den ytre strengen.
Det er enda en annen hensikt med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe en fo-ringsrørkopling som er relativt billig å fremstille, enkel å installere og er pålitelig i et fast, relativt smalt område av trykk.
De ovenstående hensikter oppnås ved å frembringe et system innbefattende et under-vannsbrønnhode som ved hjelp av en undervannskanal er koplet til en flytende arbeidsstasjon, idet undervannsbrønnhodet er koplet til et antall foringsrør anordnet i et borehull under undervannsbrønnhodet, hvilket system ytterligere omfatter: en modifisert foringsrørkopling med minst ett sete eller en beholder for å romme en modulær spreng platesammenstilling som inkluderer en sprengplate, hvilken modifiserte foringsrørkop-ling er anordnet i i det minste ett av antallet foringsrør anordnet i borehullet under un-dervannsbrønnhodet; en sprengplatesammenstilling installert i setet eller beholderen til den modifiserte foringsrørkoplingen, hvilken sprengplate til sprengplatesammenstillingen er utsatt for ringromstrykk innestengt mellom suksessive lengder med brønnforingsrør anordnet i borehullet; og at sprengplaten er konstruert av et materiale som er valgt til å svikte ved et trykk spesifisert av en bruker.
Ytterligere hensikter, trekk og fordeler vil fremgå av den følgende skrevne beskrivelse.
De nye trekk som antas karakteristiske for oppfinnelsen er angitt i de vedføyde krav. Selve oppfinnelsen, så vel som en foretrukket bruksmåte, vil imidlertid best forstås med henvisning til den følgende detaljerte beskrivelse av en illustrativ utførelse når den leses sammen med de ledsagende tegninger, hvor: Figur IA er et utspilt tverrsnittsriss av en sprengplatesammenstilling; Figur IB er et tverrsnittsriss av en sammenstilt sprengplatesammenstilling; Figur 2 A er et tverrsnittsriss av en sprengplatesammenstilling installert i et foringsrør
ved bruk av gjenger;
Figur 2B er et tverrsnittsriss av en sprengplatesammenstilling installert i et foringsrør
ved bruk av gjenger;
Figur 2C er et tverrsnittsriss av en sprengplatesammenstilling installert i et foringsrør
ved bruk av en låsering;
Figur 3 er et forenklet riss av en typisk offshore brønnrigg; og
Figur 4 er et tverrsnittsriss av et borehull.
Figur 3 viser et forenklet riss av en typisk offshore brønnrigg. Boretårnet 302 står på toppen av dekket 304. Dekket 304 er understøttet av en flytende arbeidsstasjon 306. På dekket 304 er det typisk en pumpe 308, og en løfteanordning 310 er typisk lokalisert under boretårnet 302. Foringsrør 312 er opphengt fra dekket 304, og passerer gjennom un-dervannskanalen 314, undervanns brønnhodeinstallasjonen 316 og inn i borehullet 318. Undervanns brønnhodeinstallasjonen 316 hviler på havbunnen 320.
Under anleggelse av olje- og gassbrønner brukes det typisk et roterende bor for å bore gjennom undergrunnsformasjoner i jorden for å danne borehullet 318. Ettersom det roterende boret borer gjennom jorden sirkuleres et borefluid, innen industrien kjent som et "slam", gjennom borehullet 318. Slammet pumpes vanligvis fra overflaten gjennom det indre av borerøret. Ved kontinuerlig pumping av borefluidet gjennom borerøret kan borefluidet sirkuleres ut ved bunnen av borerøret og tilbake opp til brønnens overflate gjennom det ringformede rommet mellom veggen av borehullet 318 og borerøret. Slammet returneres vanligvis til overflaten når det er ønskelig med visse geologiske informasjoner, og når slammet skal resirkuleres. Slammet brukes til hjelp ved smøring og til å kjøle borkronen, og letter fjerning av borekaks ettersom borehullet 318 bores. Videre forhindrer det hydrostatiske trykket som frembringes av søylen av slam i hullet utblåsinger, hvilke ellers ville forekomme på grunn av det høye trykket man møter inne i brønnhullet. For å forhindre en utblåsing forårsaket av det høye trykket føres tung vekt inn i slammet, slik at slammet har et hydrostatisk trykk som er større enn trykket som forventes ved boringen.
Forskjellige typer av slam må brukes på forskjellige dybder fordi at jo dypere borehullet 318 er, jo høyere er trykket. For eksempel er trykket ved 2.500 ft (762 m) mye høyere enn trykket ved 1.000 ft (304,8 m). Slammet som brukes ved 1.000 ft (304,8 m) vil ikke være tungt nok til å brukes ved en dybde på 2.500 ft (762 m), og det vil skje en utblåsing. I undervannsbrønner er trykket på store dyp enormt. Vekten av slammet på de ekstreme dyp må følgelig være svært stort for å motvirke det høye trykket i borehullet 318. Problemet ved bruk av et svært tungt slam er at hvis det hydrostatiske trykket i slammet er for høyt, så vil slammet begynne å trenge inn eller lekke inn i formasjonen, hvilket frembringer et tap av sirkulasjon av slammet. På grunn av dette kan den samme vekten av slammet ikke brukes ved 1.000 ft (304,8 m) som det som brukes ved 2.500 ft (762 m). Av denne årsak er det umulig å anordne en enkelt foringsrørstreng hele veien ned til den ønskede sluttdybden av borehullet 318. Vekten av slammet som er nødven-dig for å nå det store dypet vil starte inntrenging og innlekking inn i formasjonen på de grunnere dybdene, hvilket frembringer et tap av sirkulasjon.
For å muliggjøre bruk av forskjellige typer slam anvendes det forskjellige strenger av foringsrør for å eliminere den store trykkgradienten som finnes i borehullet 318. Ved begynnelsen bores borehullet 318 til en dybde hvor et tyngre slam er påkrevet, og det påkrevde tyngre slammet har et så høyt hydrostatisk trykk at det vil begynne å trenge inn og lekke inn i formasjonen ved de grunnere dybdene. Dette skjer generelt ved litt over 1.000 ft (304,8 m). Når dette skjer settes en foringsrørstreng inn i borehullet 318. En sementslurry pumpes inn i foringsrøret, og en fluidplugg, så som boreslam eller vann, pumpes bak sementslurryen for å tvinge sementen opp i ringrommet mellom utsi- den av foringsrøret og borehullet 318. Mengden av vann som brukes ved dannelsen av sementslurryen vil variere over et bredt område, avhengig av type hydraulisk sement som velges, den nødvendige konsistens av slurryen, fasthetskravene ved en bestemt jobb og de generelle jobbetingelser som er for hånden.
Det brukes typisk hydrauliske sementer, særlig Portland-sementer, til å sementere brønnforingsrøret inne i borehullet 318. Hydrauliske sementer er sementer som stivner og utvikler trykkfasthet på grunn av at det skjer en hydratasjonsreaksjon som gjør at de stivner eller herder under vann. Sementslurryen tillates å stivne og herde for å holde foringsrøret på plass. Sementen tilveiebringer også soneisolasjon i undergrunnsformasjonene, og hjelper til med å forhindre utvasking eller erosjon av borehullet 318.
Etter at det første foringsrøret er satt fortsetter boringen inntil borehullet 318 igjen er boret til en dybde hvor et tyngre slam er påkrevet, og det påkrevde tyngre slammet vil begynne å trenge inn og lekke inn i formasjonen. Igjen settes en foringsrørstreng inn i borehullet 318, generelt rundt 2.500 ft (762 m), og en sementslurry tillates å stivne og herde for å holde foringsrøret på plass, så vel som for å tilveiebringe soneisolasjon av undergrunnsformasjonene, og hjelpe til med å forhindre utvasking eller erosjon av borehullet 318.
En annen årsak til at multiple foringsrørstrenger kan brukes i et borehull er for å isolere en seksjon av formasjonen fra resten av brønnen. I grunnen er det mange forskjellige lag som kan være laget av bergarter, salt, sand osv. Til slutt bores borehullet 318 inn i en formasjon som ikke bør stå i forbindelse med den annen formasjon. For eksempel, et unikt trekk som ble funnet i den Mexikanske Gulf er en ferskvannssand under høyt trykk som strømmer ved en dybde på ca. 2.000 ft (609,6 m). På grunn av det høye trykket er en ekstra foringsrørstreng generelt påkrevet på dette nivået. Ellers vil sanden lekke inn i slammet eller produksjonsfluidet. For å unngå at dette skjer bores borehullet
318 gjennom en formasjon eller seksjon av formasjonen som må isoleres, og en forings-rørstreng settes ved å bringe toppen av sementsøylen fra den etterfølgende strengen opp inne i ringrommet over den forrige foringsrørskoen for å isolere denne formasjonen. Det kan være at dette må gjøre så mange som seks ganger, avhangig av hvor mange formasjoner det er nødvendig å isolere. Ved å bringe sementen opp inne i ringrommet ovenfor den forrige foringsrørskoen blokkeres skoens frakturgradient. På grunn av den blokkerte foringsrørskoen forhindres trykk i å lekke ut ved skoen, og en eventuell trykkoppbyg-
ging vil utøves på foringsrøret. Enkelte ganger kan denne overdrevent store trykkopp-byggingen tappes av ved overflaten, eller en utblåsingssikring (blow out preventer, BOP) kan settes på ringrommet.
Et undervanns brønnhode har imidlertid typisk et ytre hus som er fastholdt til havbunnen, og et indre brønnhodehus som er mottatt inne i det ytre brønnhodehuset. Under kompletteringen av en offshorebrønn senkes foringsrøret og produksjonsrørhengerne inn i understøttelsesposisjoner inne i brønnhodehuset gjennom en BOP-stakk som er installert over huset. Etter komplettering av brønnen byttes BOP-stakken ut med et ven-tiltre som har egnede ventiler for å styre produksjonen av brønnfluider. Foringsrørheng-eren tettes med hensyn til husets boring, og produksjonsrørhengeren tettes med hensyn til foringsrørhengeren eller husets boring for effektivt å danne en fluidbarriere i ringrommet mellom foringsrørstrengen og produksjonsrørstrengen og boringen i huset over produksjonsrørhengeren. Etter at foringsrørhengeren er posisjonert og tettet installeres en foringsrør-ringromstetning for trykkontroll. På hver brønn er det en foringsrør-ringromstetning. Hvis tetningen er på et overflatebrønnhode, så kan denne tetningen ofte ha en port som står i forbindelse med foringsrørirngrommet. I et undervanns brønn-hodehus er det imidlertid et lavtrykkshus med stor diameter og et høytrykkshus med mindre diameter. På grunn av det høye trykket må høytrykkshuset være uten sikkerhetsporter. Så snart høytrykkshuset er tettet er det ingen måte til å frembringe et hull neden-for foringsrørhengeren for en utblåsingssikring. Der er det kun massive, ringformede elementer uten noen midler til å avlaste for stor trykkoppbygging.
Figur 4 viser et forenklet riss av et multistrengforingsrør i borehullet 318. Borehullet 318 inneholder et foringsrør 430, som har en innvendig diameter 432 og en utvendig diameter 434, et foringsrør 436, som har en innvendig diameter 438 og en utvendig diameter 440, et foringsrør 442, som har en innvendig diameter 444 og en utvendig diameter 446, et foringsrør 448, som har en innvendig diameter 450 og en utvendig diameter 452. Den innvendige diameter 432 av foringsrøret 430 er større enn den utvendige diameter 440 av foringsrøret 436. Den innvendige diameter 438 av foringsrøret 436 er større enn den utvendige diameter 446 av foringsrøret 442. Den innvendige diameter 444 av foringsrøret 442 er større enn den utvendige diameter 452 av foringsrøret 448. Et ringformet område 402 er avgrenset av den innvendige diameter 432 av foringsrøret 430 og den utvendige diameter 440 av foringsrøret 436. Et ringformet område 404 er avgrenset av den innvendige diameter 438 av foringsrøret 436 og den utvendige diameter 446 av foringsrøret 442. Et ringformet område 406 er avgrenset av den innvendige dia meter 444 av foringsrøret 442 og den utvendige diameter 452 av foringsrøret 448. Ringformede områder 402 og 404 er lokalisert i lavtrykkshuset 426, mens et ringformet område 406 er lokalisert i høytrykkshuset 428. Det ringformede området 402 viser et typisk ringformet område. Hvis det skulle skje en trykkøkning i det ringformede området 402 kan trykket unnslippe enten inn i formasjonen 412 eller tappes av ved overflaten gjennom porten 414.1 det ringformede området 404 og 406, hvis det skulle skje en trykkøkning, kan trykkøkningen ikke unnslippe inn i den tilstøtende formasjonen 416, fordi formasjonen 416 er en formasjon som må være isolert fra brønnen. På grunn av den nød-vendige isolasjonen er toppen av sementen 418 fra den etterfølgende strengen blitt brakt opp inne i de ringformede områder 404 og 406 over den forrige foringsrørskoen 420 for å isolere formasjonen 416. En trykkoppbygging i det ringformede området 404 kan tappes av fordi det ringformede området 404 er i lavtrykkshuset 426, og porten 414 står i
forbindelse med ringrommet og kan brukes til å tappe av en eventuell overdreven trykkoppbygging. I kontrast til dette er det ringformede området 406 i høytrykkshuset 428 og er uten noen sikkerhetsporter. Som et resultat av dette er det ringformede området 406
et tettet ringrom. Enhver trykkøkning i det ringformede området 406 kan ikke tappes av ved overflaten, og hvis trykkøkningen blir for stor kan det indre foringsrøret 448 kollapse, eller foringsrøret som omgir det ringformede området 406 kan revne.
Enkelte ganger stenges en lengde av fluid inne i de massive ringformede elementene mellom den innvendige diameter og den utvendige diameter av to konsentriske rør-lengder av foringsrør. På installasjonstidspunktet er temperaturen i det innestengte fluidet i ringrommet den samme som i omgivelsene. Hvis omgivelsene er et dyphavslag, så kan temperaturen være rundt 34°F (1,1°C). For stor trykkoppbygging forårsakes når brønnproduksjonen startes, og varmen i det produserte fluidet, 110°F-300°F (43,3°C-148,9°C), forårsaker at temperaturen i det innestengte fluidet i ringrommet øker. Det oppvarmede fluidet utvides, hvilket forårsaker at trykket øker. Gitt et produksjonsrør på 354 tommer (88,9 mm) og 10.000 ft (3.048 m) inne i et foringsrør på 7 tommer (107,8 mm), 35 ppf (veggtykkelse 0,498 tomme (12,65 mm)), anta at det 8,6-ppg vannbaserte kompletteirngsfluidet har en termisk fluidekspansjon på 2,5 x IO"<4>R"1, og at det varmes opp gjennomsnittlig 70°F (38,9°C) under produksjonen.
Når et ikke innestengt fluid varmes opp vil det utvides til et større volum som beskrevet av:
Hvor:
V = ekspandert volum, tommer<3>
V0 = initialt volum, tommer<3>
a = fluidets termiske ekspansjon, R"<1>
A T = gjennomsnittlig fluidtemperaturendring, °F
Fluidekspansjonen som vil bli resultatet hvis fluidet tappes av er:
Den resulterende trykkøkningen, hvis foringsrøret og produksjonsrøret antas å danne en fullstendig stiv beholder er:
Hvor:
V = ekspandert volum, tommer<3>V0 = initialt volum, tommer<3>AP= fluidtrykkendring, psi Bn = fluidkompressibilitet, psi"<1>
Den resulterende trykkøkningen på 6250 psi (43,09 MPa) kan lett overstige det innvendige sprengningstrykket for den ytre foringsrørstrengen, eller det utvendige kollapstrykket for den indre foringsrørstrengen.
Den foreslåtte oppfinnelse består av en modifisert foringsrørkopling som inkluderer et sete eller en beholder, eller seter, for en modulær sprengplatesammenstilling. Med henvisning først til figur IA og IB på tegningene er den foretrukne utførelse av en sprengplatesammenstilling ifølge oppfinnelsen generelt vist som 100. Sprengplatesam menstillingen 100 inkluderte en sprengplate 102 som fortrinnsvis er laget av INCONEL™, en nikkelbasert legering som inneholder krom, molybden, jern og mindre mengder av andre elementer. Niob er ofte tilsatt for å øke legeringens fasthet ved høye temperaturer. De ni eller der omkring forskjellige kommersielt tilgjengelige INCONEL™-legeringer har god bestandighet mot oksidasjon, reduserende omgivelser, korrosive omgivelser, høytemperaturomgivelser, kryogeniske temperaturer, relaksa-sjonsbestandighet og gode mekaniske egenskaper. Liknende materialer kan brukes til å danne sprengplaten 102 så lenge materialene kan tilveiebringe et pålitelig spreng-ningsområde innenfor de nødvendige krav.
Sprengplaten 102 er anordnet mellom et hovedlegeme 106 og en plateholder 104 som er laget av 316 rustfritt stål. Hovedlegemet 106 er et sylindrisk element som i den viste foretrukne utførelse har en utvendig diameter på 1,250 tommer (31,75 mm). Hovedlegemet 106 har et øvre område Ri som har en høyde på ca. 0,391 tomme (9,93 mm) og et nedre område R2som har en høyde på ca. 0,087 tomme (2,21 mm), hvilke er avgrenset mellom øvre og nedre plane flater 116,118. Det øvre område omfatter også en utvendig gjenget flate 114 for inngrep med den motsvarende foringsrørkopling, hvilket vil bli beskrevet. Det øvre område Ri kan ha en skråkant 130 som er ca. 0,055 tomme (1,397 mm) lang og har en maksimal vinkel på ca. 45°. Det nedre område R2har også en skråkant 131 som tilnærmet danner en vinkel på 45° i forhold til den nedre overflate 116. Det nedre område R2har en innvendig ringformet utsparing 120 som er ca. 0,625 tomme (15,88 mm) i diameter, gjennom den sentrale akse i legemet 106. Dimensjonene til den innvendige ringformede utsparing 120 kan variere i avhengighet av kravene ved en bestemt bruk. Det øvre område Ri av hovedlegemet 106 har et sekskantet hull 122 på Vi tomme (12,7 mm) for innsetting av en sekskantet nøkkel. Den innvendige ringformede utsparing 120 og det sekskantede hullet 122 danner en innvendig skulder 129 innenfor det indre av hovedlegemet 106.
Plateholderen 104 har en høyde på ca. 0,172 tomme (4,37 mm), og har en overside 124 og en underside 126. Plateholderen 104 har en kontinuerlig boring 148 med en diameter på ca. 0,375 tomme (9,53 mm) i diameter, gjennom den sentrale akse i plateholderen 104. Boringen 148 forbinder oversiden 124 og undersiden 126 av plateholderen 104. Undersiden 126 inneholder et o-ringspor 110, ca. 0,139 tomme (3,53 mm) bredt, for innsetting av en o-ring 128.
Sprengplaten 102 er anordnet mellom undersiden 116 av hovedlegemet 106 og oversiden 124 av plateholderen 104. Hovedlegemet 106, platen 102 og plateholderen 104 holdes sammen med en sveis (108 på figur IB). En beskyttende hette 112 kan være innsatt i det sekskantede hullet 122 for å beskytte sprengplaten 102. Den beskyttende hetten kan være laget av plast, metall eller et hvilket som helst annet slikt materiale som kan beskytte sprengplaten 102.
Sprengplatesammenstillingen 100 er innsatt i en modifisert foringsrørkopling 202 som er vist på figur 2A og 2B. Den modifiserte koplingen 202 er vist i tverrsnitt, sett ovenfra på figur 2A og 2B, og inkluderer en innvendig diameter 204 og en utvendig diameter 206. En innvendig utsparing 208 er anordnet til å motta sprengplatesammenstillingen 100. Den innvendige utsparingen 208 har et nedre veggparti 212 og sidevegger 210. Sideveggene 210 er gjenget langs sin lengde for inngrep med det motsvarende gjengede område 114 på hovedlegemet 106 i sprengplatesammenstillingen 100. Det gjengede området 114 på legemet 106 kan for eksempel være 12 UNF-gjenger. Sprengplatesammenstillingen 100 fastholdes i den innvendige utsparingen 208 ved å bruke en påført kraft på ca. 200 ft-pund (271 Nm) som dreiemoment, ved bruk av en sekskantet dreie-momentnøkkel. Dreiemomentet på 200 ft-pund (271 Nm) brukes til å sikre at o-ringen 128 sitter fast på plass og er tettet på det nedre veggpartiet 212 i den innvendige utsparingen 208.
Det er mulig at o-ringen 128 ikke kan brukes i visse foringsrør på grunn av et meget tynt veggområde eller diameter 204 i den modifiserte koplingen 202. For eksempel brukes det enkelte ganger et foringsrør på 16 tommer (406,4 mm) inne i et foringsrør på 20 tommer (508 mm), hvilket etterlater svært lite rom inne i strengen. En kopling på 16 tommer (406,4 mm) har vanligvis en utvendig diameter på 17 tommer (431,8 mm), i dette tilfellet vil imidlertid koplingen ha en diameter på I6V2tommer (419,1 mm) for å kompensere for plassmangelen. Foringsrørets vegg vil følgelig være svært tynn, og det vil ikke være nok rom til å maskinere den sylindriske innvendige utsparingen 208 og til å la det være igjen materiale ved det nedre veggpartiet 212 som o-ringen 128 kan plas-seres mot. I dette tilfellet, istedenfor å bruke en o-ring 128 til å tette sprengplatesammenstillingen 100, kan det brukes NPT-gjenger. Denne versjonen av koplingen og sprengplatesammenstillingen er vist på figur 2B. Sammenstillingen tilsvarer det som er vist på figur 2A, med unntak av at NPT-anvendelsen har en konisk gjenge, i motsetning til en rett UNF-gjenge når det brukes en o-ring 128.
Låseringer 230 kan også tilveiebringe fastholdelsesmidlene. Istedenfor å anordne et gjenget område 114 på legemet 106 vil en kant eller leppe 232 strekke seg fra legemet 106. Videre vil de gjengede sidevegger 210 i den innvendige utsparingen 208 bli erstat-tet med en mekanisme for fastholdelse av sprengplatesammenstillingen 100 inne i den innvendige utsparingen 208 ved inngrep med leppen eller kanten som strekker seg fra legemet 106.
Installasjonen og operasjonen av sprengplatesammenstillingen ifølge oppfinnelsen vil nå bli beskrevet. Det trykket hvor sprengplaten 102 svikter ved beregnes ved å bruke temperaturen i formasjonen og trykket hvor enten den indre strengen vil kollapse eller det ytre foringsrøret vil revne, hvilket som måtte være minst. Videre må sprengplaten 100 være i stand til å motstå et visst terskeltrykk. Det typiske trykket i en brønn vil av-henge av dybde, og kan være alt fra ca. 1.400 psi (9,653 PMa) til 7.500 psi (51,71 MPa). Så snart den ytre strengen er blitt satt må den trykktestes for å forsikre seg om at sementen muliggjør en god tetning, og at strengen er satt korrekt på plass. Etter at det ytre foringsrøret er blitt trykktestet settes det indre foringsrøret. Det indre foringsrøret har en viss verdi som det kan motstå utvendig før det kollapser innover av seg selv. Det bestemmes et trykkområde som er større enn testtrykket for det ytre foringsrøret, men mindre enn kollapstrykket for det indre foringsrøret.
Etter å ha tatt hensyn til temperaturkompensasjonen velges en passende sprengplatesammenstilling 100 basert på trykkområdet. Produksjonsfluidtemperaturen er generelt mellom 110°F-300°F (43,3°C-148,9°C). Det er en temperaturgradient inne i brønnen, og det er typisk et temperaturfall på 40-50°F (22,2-27,8°C) til det ytre foringsrøret der hvor sprengplatesammenstillingen 100 er lokalisert. Temperaturgradienten er der fordi varmen må overføres gjennom produksjonsrøret og inn i det neste ringrommet, deretter til det neste foringsrøret hvor sprengplatesammenstillingen 100 er lokalisert. Noe varme ble også overført inn i formasjonen. Ved en gitt temperatur har sprengplaten 102 en bestemt fasthet. Når temperaturen går opp går fastheten i sprengplaten 102 ned. Når temperaturen går opp reduseres derfor sprengningstrykket for sprengplaten 102. Dette tapet av fasthet ved høye temperaturer overvinnes ved å kompensere for tapet av fasthet ved en gitt temperatur.
Enkelte ganger er trykket i brønnen ukjent inntil rett før den modifiserte koplingen 202 installeres og sendes ned i brønnen. Sprengplatesammenstillingen 100 kan installeres på stedet på ethvert tidspunkt før koplingen 202 sendes inn i brønnen. Videre, avhengig av situasjonen, kan det være nødvendig å bytte ut den modifiserte koplingen 202, eller noe kan hende i det siste minutt, slik at trykklassifiseringen må endres, hvilket krever at en eksisterende sprengplatesammenstilling 100 tas ut og erstattes. For å være forberedt kan det bestilles flere sprengplatesammenstillinger 100 for å dekke et område av trykk. Deretter, når det eksakte trykket er kjent, kan den korrekte sprengplatesammenstillingen 100 installeres rett før den modifiserte koplingen 202 sendes inn i brønnen.
Når sprengplaten 102 svikter revner materialet i platen 102 i senter, og deretter radialt utover, og hjørnene spretter opp. Det revnede platematerialet forblir et fast stykke uten noen løse deler og ser ut som en blomst som har åpnet seg eller en banan som er blitt skrelt, hvor delene forblir intakte. Den beskyttende hetten 112 blåses bort og inn i ringrommet.
Det trykket hvor sprengplaten 102 svikter kan spesifiseres av brukeren, og dette kom-penseres for temperatur. Sprengplaten 102 svikter når det innestengte ringromstrykket truer integriteten til enten den ytre eller indre strengen. Designen tillater at sprengplatesammenstillingen 100 kan installeres i fabrikken eller på feltet. En beskyttende hette 112 er inkludert for å beskytte sprengplaten 102 under forsendelse og håndtering av røret.
Det er blitt beskrevet en oppfinnelse med flere fordeler. Den modifiserte strengen av foringsrør vil holde et tilstrekkelig innvendig trykk til å tillate trykktesting av fo-ringsrøret, og vil pålitelig løses ut eller sprenges når trykket når et forhåndsbestemt nivå. Dette forhåndsbestemte nivået er mindre enn kollapstrykket for den indre strengen og mindre enn sprengningstrykket for den ytre strengen. Sprengplatesammenstillingen ifølge oppfinnelsen er relativt billig å fremstille, og er pålitelig i operasjon innenfor et fast, temmelig smalt trykkområde.
Claims (8)
1.
System innbefattende et undervannsbrønnhode (316) som ved hjelp av en undervannskanal (314) er koplet til en flytende arbeidsstasjon (306), idet undervannsbrønnhodet (316) er koplet til et antall foringsrør (312) anordnet i et borehull (318) under under-vannsbrønnhodet (316), hvilket system erkarakterisertved ytterligere å omfatte: en modifisert foringsrørkopling (202) med minst ett sete eller en beholder (208) for å romme en modulær sprengplatesammenstilling (100) som inkluderer en sprengplate (102), hvilken modifiserte foringsrørkopling (202) er anordnet i i det minste ett av antallet foringsrør (312) anordnet i borehullet (318) under undervannsbrønnhodet (316); en sprengplatesammenstilling (100) installert i setet eller beholderen (208) til den modifiserte foringsrørkoplingen (202), hvilken sprengplate (102) til sprengplatesammenstillingen (100) er utsatt for ringromstrykk innestengt mellom suksessive lengder med brønnforingsrør (312) anordnet i borehullet (318); og at sprengplaten (102) er konstruert av et materiale som er valgt til å svikte ved et trykk spesifisert av en bruker.
2.
System ifølge krav 1,karakterisert vedat sprengplatesammenstillingen (100) innbefatter et sylindrisk hovedlegeme (106) med et øvre område (Ri) og et nedre område (R2), hvor det nedre området (R2) har en indre ringformet utsparing (120) og det øvre området (Ri) har et sekskantet hull (122) som kommu-niserer med den ringformede utsparingen (120) for innsetting av en sekskantet nøkkel;
en plateholder (104) med en overside (124) og en underside (126) og en boring (148) som forbinder oversiden og undersiden (124,126);
en sprengplate (102) som er anordnet mellom det sylindriske hovedlegemet (106) og oversiden (124) av plateholderen (104), idet sprengplaten (102) er utsatt for ringromstrykk innestengt mellom suksessive lengder av brønnforingsrør (312);
og at sprengplatesammenstillingen (100) videre innbefatter et o-ringspor (110) i undersiden (126) av plateholderen (104) for innsetting av en o-ring (128).
3.
System ifølge krav 1,karakterisert vedå innbefatte en utvendig gjenget overflate (114) på det øvre området (Ri) til det sylindriske hovedlegeme (106).
4.
System ifølge krav 3,karakterisert vedat den gjengede overflaten (114) har gjenger som er UNF-gjenger.
5.
System ifølge krav 3,karakterisert vedat den gjengede overflaten (114) har gjenger som er en PT-gjenger.
6.
System ifølge krav 1,karakterisert vedå innbefatte en kant eller leppe (232) som er lokalisert på det øvre området (Ri) av hovedlegemet (106), for å virke som en låsering (230).
7.
System ifølge krav 1karakterisert vedat sprengplaten (102) er laget av en nikkelbasert legering som inneholder krom, molybden og jern.
8.
System ifølge krav 1,karakterisert vedat hovedlegemet (106) og plateholderen (104) er laget av 316 rustfritt stål.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/821,251 US6457528B1 (en) | 2001-03-29 | 2001-03-29 | Method for preventing critical annular pressure buildup |
PCT/US2002/010037 WO2002079659A2 (en) | 2001-03-29 | 2002-03-28 | Method for preventing critical annular pressure buildup |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20034241D0 NO20034241D0 (no) | 2003-09-23 |
NO20034241L NO20034241L (no) | 2003-11-26 |
NO330031B1 true NO330031B1 (no) | 2011-02-07 |
Family
ID=25232916
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20034241A NO330031B1 (no) | 2001-03-29 | 2003-09-23 | System for forhindring av kritisk trykkokning |
Country Status (12)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US6457528B1 (no) |
EP (1) | EP1606526B1 (no) |
JP (1) | JP4066070B2 (no) |
KR (1) | KR100742578B1 (no) |
AU (1) | AU2002247456A1 (no) |
BR (1) | BR0208434B1 (no) |
CA (1) | CA2441757C (no) |
DE (1) | DE60238647D1 (no) |
DK (1) | DK1606526T3 (no) |
MX (1) | MXPA03008858A (no) |
NO (1) | NO330031B1 (no) |
WO (1) | WO2002079659A2 (no) |
Families Citing this family (56)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7048059B2 (en) * | 2002-10-15 | 2006-05-23 | Baker Hughes Incorporated | Annulus pressure control system for subsea wells |
US7090027B1 (en) | 2002-11-12 | 2006-08-15 | Dril—Quip, Inc. | Casing hanger assembly with rupture disk in support housing and method |
WO2004079240A1 (en) | 2003-03-01 | 2004-09-16 | Raska Nathan C | Reversible rupture disk apparatus and method |
US20050108643A1 (en) * | 2003-11-17 | 2005-05-19 | Nokia Corporation | Topographic presentation of media files in a media diary application |
US7191830B2 (en) * | 2004-02-27 | 2007-03-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Annular pressure relief collar |
US7096944B2 (en) * | 2004-03-02 | 2006-08-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well fluids and methods of use in subterranean formations |
DE102004038789A1 (de) * | 2004-08-09 | 2006-02-23 | Behr Gmbh & Co. Kg | Berstscheibenanordnung |
WO2006099095A2 (en) * | 2005-03-11 | 2006-09-21 | The Government Of The United States Of America As Represented By The Secretary Of The Department Of Health And Human Services | Ribosome inhibitors as inhibitors of tyrosyl-dna-phosphodiesterase |
US20060243456A1 (en) * | 2005-04-27 | 2006-11-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure responsive centralizer |
US20060243435A1 (en) * | 2005-04-27 | 2006-11-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure responsive centralizer |
US20070114034A1 (en) * | 2005-11-18 | 2007-05-24 | Chevron U.S.A. Inc. | Controlling pressure and static charge build up within an annular volume of a wellbore |
US7441599B2 (en) * | 2005-11-18 | 2008-10-28 | Chevron U.S.A. Inc. | Controlling the pressure within an annular volume of a wellbore |
US7950409B2 (en) * | 2007-01-30 | 2011-05-31 | Fike Corporation | Rupture disc assembly that withstands much higher back pressures than actuation pressure |
NO327304B1 (no) * | 2008-03-14 | 2009-06-02 | Statoilhydro Asa | Anordning for festing av en ventil til et rorformet element |
KR101011219B1 (ko) * | 2008-04-17 | 2011-01-26 | 전인택 | 코너 작업이 용이한 연삭기. |
US8066074B2 (en) * | 2008-11-18 | 2011-11-29 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for mitigating annular pressure buildup in an oil or gas well |
CA2670218A1 (en) * | 2009-06-22 | 2010-12-22 | Trican Well Service Ltd. | Method for providing stimulation treatments using burst disks |
GB2485738B (en) * | 2009-08-12 | 2013-06-26 | Bp Corp North America Inc | Systems and methods for running casing into wells drilled wtih dual-gradient mud systems |
EP2475840B1 (en) | 2009-09-10 | 2014-11-12 | BP Corporation North America Inc. | Systems and methods for circulating out a well bore influx in a dual gradient environment |
US8579032B2 (en) | 2009-11-17 | 2013-11-12 | Vetco Gray Inc. | Casing annulus management |
US8360151B2 (en) * | 2009-11-20 | 2013-01-29 | Schlumberger Technology Corporation | Methods for mitigation of annular pressure buildup in subterranean wells |
CA2820652C (en) | 2010-02-18 | 2017-06-27 | Ncs Oilfield Services Canada Inc. | Downhole tool assembly with debris relief, and method for using same |
US8307889B2 (en) | 2010-05-13 | 2012-11-13 | Randy Lewkoski | Assembly for controlling annuli between tubulars |
US8353351B2 (en) * | 2010-05-20 | 2013-01-15 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for regulating pressure within a well annulus |
US8672030B2 (en) * | 2010-06-29 | 2014-03-18 | Trican Well Services, Ltd. | System for cementing tubulars comprising a mud motor |
GB201101566D0 (en) | 2011-01-31 | 2011-03-16 | Tendeka Bv | Downhole pressure relief apparatus |
WO2012149431A2 (en) | 2011-04-29 | 2012-11-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Casing relief valve |
BR112013027483A2 (pt) | 2011-04-29 | 2017-01-10 | Weatherford Lamb | substituto de liberação de pressão anular |
US20120305262A1 (en) * | 2011-06-06 | 2012-12-06 | Bp International Limited | Subsea pressure relief devices and methods |
US8783351B2 (en) | 2011-06-21 | 2014-07-22 | Fike Corporation | Method and apparatus for cementing a wellbore |
US8950499B2 (en) * | 2011-07-26 | 2015-02-10 | Chevron U.S.A. Inc. | Pipe-in-pipe apparatus, and methods and systems |
CA2755848C (en) * | 2011-10-19 | 2016-08-16 | Ten K Energy Service Ltd. | Insert assembly for downhole perforating apparatus |
CA2798343C (en) | 2012-03-23 | 2017-02-28 | Ncs Oilfield Services Canada Inc. | Downhole isolation and depressurization tool |
US9009014B2 (en) * | 2012-07-11 | 2015-04-14 | Landmark Graphics Corporation | System, method and computer program product to simulate the progressive failure of rupture disks in downhole environments |
US8983819B2 (en) * | 2012-07-11 | 2015-03-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | System, method and computer program product to simulate rupture disk and syntactic foam trapped annular pressure mitigation in downhole environments |
US9297241B2 (en) | 2012-07-24 | 2016-03-29 | Tartun Completion Systems Inc. | Tool and method for fracturing a wellbore |
AU2012396301A1 (en) * | 2012-12-06 | 2015-05-14 | Halliburton Energy Services Inc. | Rupture disc secondary seal assembly and related methods |
BR112015019929B1 (pt) * | 2013-02-21 | 2021-11-03 | Hunting Energy Services, Inc | Sistema de alívio de pressão anular |
US20150096767A1 (en) * | 2013-10-07 | 2015-04-09 | Swellfix Bv | Single size actuator for multiple sliding sleeves |
JP6166666B2 (ja) * | 2014-01-30 | 2017-07-19 | 大成建設株式会社 | 水圧測定方法、蓋材および水圧測定構造 |
EP2950038B1 (en) * | 2014-05-26 | 2017-02-15 | Services Pétroliers Schlumberger | Electromagnetic assessment of multiple conductive tubulars |
AU2015378554A1 (en) * | 2015-01-23 | 2017-07-20 | Landmark Graphics Corporation | Simulating the effects of rupture disk failure on annular fluid expansion in sealed and open annuli |
WO2016122700A1 (en) * | 2015-01-28 | 2016-08-04 | Landmark Graphics Corporation | Simulating the effects of syntactic foam on annular pressure buildup during annular fluid expansion in a wellbore |
WO2016168833A1 (en) * | 2015-04-16 | 2016-10-20 | Advanced Hydrogen Power Technologies | Nonexplosive device for perforating well casing and fracking |
CA3010364C (en) | 2016-02-03 | 2023-08-01 | Tartan Completion Systems Inc. | Burst plug assembly with choke insert, fracturing tool and method of fracturing with same |
CN106761554B (zh) * | 2016-12-20 | 2019-06-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 深水油气井套管圈闭空间的压力释放装置 |
WO2019059890A1 (en) | 2017-09-19 | 2019-03-28 | Halliburton Energy Services, Inc. | MITIGATION OF ANNULAR PRESSURE ACCUMULATION USING AN ACID-INTAKE POLYMERIC SYSTEM |
CN108386184B (zh) * | 2018-04-25 | 2023-06-02 | 中国石油大学(北京) | 水平井井眼坍塌压力测试装置 |
CN108843272B (zh) * | 2018-06-19 | 2020-06-30 | 中国海洋石油集团有限公司 | 释放环空圈闭压力的可恢复式泄压工具及完井井身结构 |
US10774611B1 (en) | 2019-09-23 | 2020-09-15 | Saudi Arabian Oil Company | Method and system for microannulus sealing by galvanic deposition |
US10914134B1 (en) | 2019-11-14 | 2021-02-09 | Saudi Arabian Oil Company | Treatment of casing-casing annulus leaks using thermally sensitive sealants |
US11459851B2 (en) | 2020-08-25 | 2022-10-04 | Saudi Arabian Oil Company | Relieving high annulus pressure using automatic pressure relief system |
US20220186591A1 (en) * | 2020-12-16 | 2022-06-16 | Packers Plus Energy Services, Inc. | Flow control valve for use in completion of a wellbore |
US20220213754A1 (en) * | 2021-01-05 | 2022-07-07 | Saudi Arabian Oil Company | Downhole ceramic disk rupture by laser |
US11708736B1 (en) | 2022-01-31 | 2023-07-25 | Saudi Arabian Oil Company | Cutting wellhead gate valve by water jetting |
CN114961645B (zh) * | 2022-05-23 | 2023-03-10 | 西南石油大学 | 释放套管环空圈闭压力的多次激活双向泄压装置及方法 |
Family Cites Families (23)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2178845A (en) | 1936-10-10 | 1939-11-07 | Baker Oil Tools Inc | Safety circulation medium for well casings |
US3366182A (en) | 1965-02-25 | 1968-01-30 | B & W Inc | Well tool for releasing liner hangers and the like |
US3404698A (en) * | 1965-05-26 | 1968-10-08 | Navy Usa | Fluid charging valve |
US3417822A (en) | 1966-07-29 | 1968-12-24 | Tri State Oil Tools Inc | Fishing method and apparatus |
US3827486A (en) * | 1972-03-17 | 1974-08-06 | Brown Oil Tools | Well reentry system |
US3866676A (en) * | 1973-05-23 | 1975-02-18 | Texaco Development Corp | Protective structure for submerged wells |
US3882935A (en) * | 1973-12-26 | 1975-05-13 | Otis Eng Co | Subsurface safety valve with auxiliary control fluid passage openable in response to an increase in control fluid pressure |
US4286662A (en) | 1979-11-05 | 1981-09-01 | Page John S Jr | Tubing drain |
US4582149A (en) * | 1981-03-09 | 1986-04-15 | Reed Rock Bit Company | Drill bit having replaceable nozzles directing drilling fluid at a predetermined angle |
IE56062B1 (en) * | 1982-10-28 | 1991-04-10 | Johnson Matthey Plc | Pressure relief device |
US4549565A (en) * | 1984-03-05 | 1985-10-29 | Bs&B Safety Systems, Inc. | Reclosing rupture disk assembly |
US4609005A (en) * | 1985-07-19 | 1986-09-02 | Schlumberger Technology Corporation | Tubing isolation disc valve |
US4750510A (en) * | 1985-10-18 | 1988-06-14 | Bs&B Safety Systems, Inc. | Temperature responsive pressure relief apparatus and method |
US5020600A (en) * | 1989-04-28 | 1991-06-04 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for chemical treatment of subterranean well bores |
US5109925A (en) | 1991-01-17 | 1992-05-05 | Halliburton Company | Multiple stage inflation packer with secondary opening rupture disc |
US5161738A (en) * | 1991-05-30 | 1992-11-10 | Wass Lloyd G | Pressure and temperature relief valve with thermal trigger |
US5341883A (en) | 1993-01-14 | 1994-08-30 | Halliburton Company | Pressure test and bypass valve with rupture disc |
US5411097A (en) | 1994-05-13 | 1995-05-02 | Halliburton Company | High pressure conversion for circulating/safety valve |
WO1999022112A1 (en) * | 1997-10-27 | 1999-05-06 | Baker Hughes Incorporated | Downhole cutting separator |
US6095247A (en) * | 1997-11-21 | 2000-08-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Apparatus and method for opening perforations in a well casing |
JP4124574B2 (ja) * | 1998-05-14 | 2008-07-23 | ファイク・コーポレーション | 下げ穴ダンプ弁 |
US6293346B1 (en) * | 1998-09-21 | 2001-09-25 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for relieving pressure |
US6450263B1 (en) * | 1998-12-01 | 2002-09-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remotely actuated rupture disk |
-
2001
- 2001-03-29 US US09/821,251 patent/US6457528B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2002
- 2002-03-28 DE DE60238647T patent/DE60238647D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2002-03-28 DK DK02715248.7T patent/DK1606526T3/da active
- 2002-03-28 EP EP02715248A patent/EP1606526B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-03-28 WO PCT/US2002/010037 patent/WO2002079659A2/en active Application Filing
- 2002-03-28 CA CA2441757A patent/CA2441757C/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-03-28 KR KR1020037012787A patent/KR100742578B1/ko active IP Right Grant
- 2002-03-28 AU AU2002247456A patent/AU2002247456A1/en not_active Abandoned
- 2002-03-28 MX MXPA03008858A patent/MXPA03008858A/es active IP Right Grant
- 2002-03-28 BR BRPI0208434-1A patent/BR0208434B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2002-03-28 JP JP2002578039A patent/JP4066070B2/ja not_active Expired - Lifetime
- 2002-08-13 US US10/217,874 patent/US6675898B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-09-23 NO NO20034241A patent/NO330031B1/no not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BR0208434B1 (pt) | 2012-05-02 |
DE60238647D1 (de) | 2011-01-27 |
KR100742578B1 (ko) | 2007-08-02 |
NO20034241D0 (no) | 2003-09-23 |
NO20034241L (no) | 2003-11-26 |
MXPA03008858A (es) | 2004-10-15 |
EP1606526B1 (en) | 2010-12-15 |
CA2441757C (en) | 2010-07-13 |
US20030010503A1 (en) | 2003-01-16 |
US20020139536A1 (en) | 2002-10-03 |
EP1606526A4 (en) | 2009-06-03 |
AU2002247456A8 (en) | 2008-01-17 |
DK1606526T3 (da) | 2011-04-04 |
EP1606526A2 (en) | 2005-12-21 |
KR20040012742A (ko) | 2004-02-11 |
WO2002079659A3 (en) | 2007-11-22 |
BR0208434A (pt) | 2004-12-07 |
US6675898B2 (en) | 2004-01-13 |
JP4066070B2 (ja) | 2008-03-26 |
WO2002079659A2 (en) | 2002-10-10 |
AU2002247456A1 (en) | 2002-10-15 |
US6457528B1 (en) | 2002-10-01 |
CA2441757A1 (en) | 2002-10-10 |
JP2005519206A (ja) | 2005-06-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO330031B1 (no) | System for forhindring av kritisk trykkokning | |
US20060196539A1 (en) | Reversible rupture disk apparatus and method | |
JP6059368B2 (ja) | アニュラー圧力開放システム | |
NO812204L (no) | Sementerings- og pakningsverktoey for broennhull | |
NO316183B1 (no) | Fremgangsmåte og anordning ved fôringsrör | |
NO321976B1 (no) | Anordning ved en plugg for trykktesting av borehull | |
NO311233B1 (no) | Trykkutjevningsplugg for horisontalt undervanns ventiltre | |
NO812000L (no) | Akustisk undersjoeisk proevetre. | |
NO339202B1 (no) | Lett og kompakt havbunnsintervensjonspakke samt fremgangsmåte | |
NO334741B1 (no) | Fremgangsmåte og apparat til bruk ved isolering av en seksjon av en boret boring | |
NO850131L (no) | Testverktoey for undervanns bop-stabel | |
CN108119078B (zh) | 用于加压流体流动路径的连接件 | |
NO20111067A1 (no) | Full diameter kompresjontetningsfremgangsmate | |
NO811126L (no) | Boreroer-tester med sikkerhetsventil. | |
CA2735916C (en) | Narrow well bore | |
Weiqing et al. | Location selection of deepwater relief wells in South China Sea | |
Hole | Geothermal Deep Well Drilling Practices–An Introduction | |
Federer-kovacs et al. | CAUSES AND MITIGATION OF TRAPPED ANNULAR PRESSURE | |
Azi | Casing Design using the Maximum Load Method on Offshore Development Wells | |
FEDERER-KOVACS et al. | REASONS AND RESOLUTIONS OF TRAPPED ANNULAR PRESSURE | |
Blizzard et al. | Eliminating Heave Induced Difficulties in Critical Multilateral Casing Exit Operations | |
Bybee | Coiled-Tubing Intervention Results in Substantial Savings | |
Theiss | Slenderwell Wellhead Benefits and Opportunities of Selected 13" Option | |
Norum | Casing design evaluation for water injectors at Valhall | |
Stephenson et al. | Beyond the Limits of Drilling and Recompletion-Solid Expandables |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MK1K | Patent expired |