NO330497B1 - System for a bore og komplettere bronner, samt fremgangsmate for a separere materiale produsert fra en bronn - Google Patents

System for a bore og komplettere bronner, samt fremgangsmate for a separere materiale produsert fra en bronn Download PDF

Info

Publication number
NO330497B1
NO330497B1 NO20043994A NO20043994A NO330497B1 NO 330497 B1 NO330497 B1 NO 330497B1 NO 20043994 A NO20043994 A NO 20043994A NO 20043994 A NO20043994 A NO 20043994A NO 330497 B1 NO330497 B1 NO 330497B1
Authority
NO
Norway
Prior art keywords
separator
pressure
mud
wellhead
well
Prior art date
Application number
NO20043994A
Other languages
English (en)
Other versions
NO20043994L (no
Inventor
Hans Paul Hopper
Original Assignee
Cooper Cameron Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Cooper Cameron Corp filed Critical Cooper Cameron Corp
Publication of NO20043994L publication Critical patent/NO20043994L/no
Publication of NO330497B1 publication Critical patent/NO330497B1/no

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/02Valve arrangements for boreholes or wells in well heads
    • E21B34/04Valve arrangements for boreholes or wells in well heads in underwater well heads
    • E21B34/045Valve arrangements for boreholes or wells in well heads in underwater well heads adapted to be lowered on a tubular string into position within a blow-out preventer stack, e.g. so-called test trees
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D17/00Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D17/00Separation of liquids, not provided for elsewhere, e.g. by thermal diffusion
    • B01D17/02Separation of non-miscible liquids
    • B01D17/0217Separation of non-miscible liquids by centrifugal force
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D21/00Separation of suspended solid particles from liquids by sedimentation
    • B01D21/26Separation of sediment aided by centrifugal force or centripetal force
    • B01D21/265Separation of sediment aided by centrifugal force or centripetal force by using a vortex inducer or vortex guide, e.g. coil
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B21/00Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
    • E21B21/08Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
    • E21B21/085Underbalanced techniques, i.e. where borehole fluid pressure is below formation pressure
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02Surface sealing or packing
    • E21B33/03Well heads; Setting-up thereof
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02Surface sealing or packing
    • E21B33/03Well heads; Setting-up thereof
    • E21B33/035Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02Surface sealing or packing
    • E21B33/03Well heads; Setting-up thereof
    • E21B33/06Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02Surface sealing or packing
    • E21B33/03Well heads; Setting-up thereof
    • E21B33/06Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers
    • E21B33/064Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers specially adapted for underwater well heads
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/35Arrangements for separating materials produced by the well specially adapted for separating solids
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B43/00Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
    • E21B43/34Arrangements for separating materials produced by the well
    • E21B43/36Underwater separating arrangements
    • BPERFORMING OPERATIONS; TRANSPORTING
    • B01PHYSICAL OR CHEMICAL PROCESSES OR APPARATUS IN GENERAL
    • B01DSEPARATION
    • B01D2221/00Applications of separation devices
    • B01D2221/04Separation devices for treating liquids from earth drilling, mining

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Chemical & Material Sciences (AREA)
  • Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
  • Thermal Sciences (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Earth Drilling (AREA)
  • Confectionery (AREA)
  • Cyclones (AREA)

Description

Foreliggende oppfinnelse angår et system for bruk for frembringelse og etterfølgende utførelse av operasjoner i en brønn, og spesielt et system som muliggjør tilgang til et brønnhull, enten undersjøisk eller på land, mens det sikres at brønntrykket ved brønnhodet blir regulert.
Under boring av en brønn er den eneste mekaniske sikkerhetsbarrieren den utblåsningssikringsstakken (BOP-stakken) som er koplet til brønnhodet. BOP-lukkehodeanlegget inneholder høytrykkslukkehodene og vanligvis middeltrykk-ringrommet. For undersjøisk bruk er det nedre BOP-stigerørsanlegget, som er koplet til den øvre ende av BOP-lukkehodeanlegget, innrettet for å bli frakoplet BOP-lukkehodeanlegget, f.eks. i tilfelle av et uhell, for å frigjøre stigerøret og far-tøyet.
Behovet for å bore ved enten "lavt trykk" eller med hensyn på brønnspark-regulering, er tilstede ved inntreden i en permeabel lavtrykksformasjon som må bores med et spesielt slam. De fleste toppseksjoner i et hull kan bores med et standard slam og med en fremgangsmåte som følger konvensjonell praksis. For tiden blir brønner boret fra overflaten med slamsøyler og den nødvendige overvåkning blir utført fra eller ved boredekket. Under boring av en brønn er slamvekt en kritisk faktor av tre hovedgrunner. For det første er trykkdifferansen på brønn-spark/sprekk-gradienten som gir en boretrykkmargin mellom pore- og sprekk-trykkene, kritisk. For det annet påvirker formasjonstrykket som funksjon av slamtrykket (hydrostatisk trykkhøyde og sirkulasjonstrykk) inntrengningshastigheten. Endelig må trykket for regulering av brønnspark styres for å håndtere et brønn-spark og for å opprettholde evnen til å sirkulere gassen ut av brønnen innenfor brønnens konstruksjonsgrenser.
Boring av en produksjonsbrønn med en balansert eller overbalansert slamvekt kan tilstoppe åpne formasjoner og forårsake alvorlig permanent permeabili-tetsskade, dvs. at hydrokarbonstrømningshastigheten fra brønnen blir drastisk redusert. En løsning er å bore formasjonen med en slamsøyle som har lavere hydrostatisk trykk enn reservoartrykket. Dette er generelt kjent som underbalansert boring. Slam som kan oppnå dette, kan være vannbaserte, oljebaserte, skumgass eller en kombinasjon.
For BOP-overflateoperasjoner kan bruken av visse foretrukne slam resultere i at slamtrykket i BOP blir høyere enn atmosfæretrykket.
Et middel til tetning omkring borestrengen mens rørutstyret samtidig tillates å bevege seg inn og ut av brønnen, er nødvendig. I kjente utførelsesformer må strømningen i brønnringrommet nedstrøms for en overflate-BOP strupes tilbake forut for innføring av en lavtrykksseparator for å fjerne eventuell innfanget gass i returslamstrømmen. Slammet ved atmosfæretrykk passerer så over vibrasjons-sikter for å fjerne borkaks forut for innføring av slampumpene. For undersjøiske BOP-operasjoner betyr densiteten til slamkolonnen at det er nødvendig å operere gjennom BOP-overflateanordningen med brønnhodetrykket mindre enn det hydrostatiske slamtrykket på overflaten.
Underbalansert boring har vanligvis vært begrenset til boring med oppkveil-ingsrør fordi det er enkelt, dvs. oppkveilingsrøret ikke blir rotert, ikke har noen verktøyskjøter, og oppkveilingsrørets utblåsningssikring (BOP) er konstruert slik at rørledningen kan føres inn og ut av hullet under trykk. Et viktig kriterium for en underbalansert brønn er at formasjonen ikke ved noe tidspunkt under levetiden må utsettes for overtrykk. Ettersom formasjonen ikke har noen beskyttelse fra overtrykk, vil betydelig skade inntreffe meget hurtig. Dette gjelder ved alle aspekter for aksessering av brønnen, f.eks. under boring av brønnen, under foringsoperasjoner for avslutning av brønnen, under testing og vedlikehold.
En av hovedfordelene ved underbalansert boring er at produksjon fra åpne og frie formasjoner kan være opptil 50% høyere enn om brønnen var blitt boret på konvensjonell måte. Underbalansert boring blir vanligvis bare utført i forbindelse med brønner på land i motsetning til undersjøiske brønner, på grunn av kompleksi-teten til operasjonen og de betydelige dimensjonene til den nødvendige maskin-vare. For eksempel er det nødvendig å ha tilgang til utblåsningssikringen, strupe-ventilene, separatorene, pumpene, og det må være mulig å regulere systemet om-hyggelig.
På dypt vann (f.eks. 1000 m eller mer) er noen reservoarer ikke utsatt for trykket for de overliggende lag som kan forventes på land eller brønner på grunt vann. Dette betyr at disse reservoarene har et lavt overdekningstrykk i forhold til det hydrostatiske vanntrykket. En liten økning i trykket kan derfor resultere i opp-sprekking av formasjonen og forårsake en undergrunnsutblåsing. En liten minsk-ning i slamtrykket vil resultere i et brønnspark. Følgelig er det en smal arbeids-trykkmargin mellom formasjonsporetrykket og oppsprekningstrykket som begren-ser de avstander som kan bores i et trinn, spesielt i et horisontalt avsnitt. For å drenere et reservoar fullstendig, er det vanligvis nødvendig å tilveiebringe flere brønner, og disse brønnene må være jevnt fordelt over feltet for å sikre at alle områder av feltet blir aksessert. Følgelig er utviklinger av denne typen uhyre kost-bare.
Ved boring på dypere vann må operatøren av en brønn holde seg innenfor de sikre boregrensene for å regulere brønnen fullstendig og slik at det blir mulig å håndtere ikke planlagte scenarier, som innbefatter brønnsparkoperasjoner, slik
som brønnsparkdeteksjon i forhold til det store slamsirkuleringsvolumet, bevegelse av et flytende fartøy som endrer slamsirkulasjonsvolumet, geldannelseseffekten av slam som øker friksjonen og dermed sirkulasjonstrykket, idet friksjonen forårsakes av den begrensede størrelsen og lengden av strupe- og drepe-ledningene, drift i det smale slamvektvinduet og så forsøk på å regulere et brønnspark på overflaten.
US-A-6276455 viser et horisontalt, undersjøisk separasjonssystem som er avledet fra bunnen av stigerørenheten til en separasjonsenhet med naturlig fall på havbunnen, og med et uavhengig stigerør for slamreturer. Systemet opererer ved det omgivende vanntrykk og vil derfor ikke understøtte eventuelt slam i boringen i borestigerøret.
Fra WO 03/023181 fremgår det en anordning og fremgangsmåte for regulering av bunnhullstrykk under boring av offshorebrønner på store dyp. Fremgangsmåten omfatter justering av nivået på en overgang mellom gass og væske i et sti-gerør. Anordningen omfatter et høytrykks borestigerør og en BOP ved overflaten i den øvre enden av borestigerøret.
Den foreliggende patentsøknad vedrører et system for bruk i brønnhulls-operasjoner. Systemet omfatter et brønnhode og en BOP-enhet. Ved én ende er BOP-enheten forbundet med brønnhodet og har en aksial boring som strekker seg fra brønnhodet til et stigerør eller et slamavledningssystem ved den andre enden. BOP-enheten omfatter videre et nedre stigerørsannlegg fastgjort til den nedre enden av stigerøret eller slamavledningssystemet og et fluiduttak fra boringen under boringens forbindelse med stigerøret, samt et BOP-lukkehodeanlegg mellom brønnhodet og fluiduttaket. En ringformet tetningsenhet er plassert over fluiduttaket for isolering av brønnhodets trykk. En separator er i kommunikasjon med fluiduttaket, idet separatoren har et flertall uttak plassert derfra og idet separatoren under drift er innrettet for å separere et flerfasemedium tilveiebrakt fra brønnen inn i minst tre faser. Flertallet utløp omfatter minst ett utløp for hver av de tre fasene. Et flertall trykkreguleringsanordninger omfatteren gasstrupeventil, en boreslamspumpe (mud pump) og en borkaksslampumpe (slurry pump), en hver på utløpene fra separatoren for å tillate at systemet opereres ved forskjellige styrt brønnhode-trykk.
Videre vedrører patentsøknaden en fremgangsmåte for å separere materiale produsert fra en brønn under nedihulls boringsoperasjoner. Fremgangsmåten omfatter å tilføre flerfasemateriale fra et brønnhode gjennom et BOP-lukkehodeanlegg til en fullboringsspole. Videre vedrører fremgangsmåten å avlede flerfasestrømmen fra fullboringsspolen via fluiduttaket under en forbindelse for spolen med et stigerør eller slamavledningssystem gjennom en ringseparator omfattende et flertall utløp plassert på separatoren. Flertallet utløp omfatter minst ett utløp for hver av de tre fasene og et flertall trykkreguleringsanordninger omfatter en gasstrupning, en boreslamspumpe og en borkaksslampumpe, en på hvert utløp fra separatoren for å tillate at systemet opereres ved forskjellige brønnhodetrykk. Flerfasestrømmen separeres i gass, slam og borkaksslam faser. Trykket styres for hver av gass-, slam-, og borkaksslamfasene med flertallet trykkreguleringsanordninger for å oppnå et spesifikt styrt brønnhodetrykk.
Ifølge foreliggende oppfinnelse kan det være tilveiebrakt et system for bruk i brønnoperasjoner, hvor systemet omfatter: et brønnhode;
et BOP-lukkehodeanlegg tilkoplet ved én ende til brønnhodet, og som har en aksial boring som strekker seg fra brønnhodet til den andre enden;
en anordning over den andre enden av BOP-lukkehodeanlegget for å rom-me trykket til brønnhodet;
et fluiduttak mellom trykkrommingsanordningen og BOP-lukkehodeanlegget;
en separator i kommunikasjon med fluiduttaket slik at et flerfasemedium under bruk, fremskaffet fra brønnen, kan separeres i sine enkelte faser; og
en trykkreguleringsanordning på hvert av ett eller flere utløp av separatoren for å gjøre det mulig å operere systemet ved forskjellige brønnhodetrykk.
Fortrinnsvis omfatter trykkreguleringsanordningen minst én av en strupeventil og en pumpe. Hvis det brukes en pumpe, blir det foretrukket at det er en pumpe med variabel hastighet. Systemet omfatter fortrinnsvis et styresystem for overvåkning og regulering av operasjonene til trykkreguleringsanordningene.
Fortrinnsvis kan trykkisoleringsanordningen være anordnet for å muliggjøre, under bruk, å føre en brønnhullsstreng gjennom denne mens dens trykkisolerende evne opprettholdes. Med brønnhullsstreng mener vi en hvilken som helst form for borerør, produksjonsrør, foringsrør, oppkveilingsrør, kabel, ledningskabel eller andre slike anordninger som blir ført ned i en brønn under eller etter boringen av brønnen.
Trykkisoleringsanordningen kan være en fleksibel pakning slik som en ringformet pakning, og er fortrinnsvis roterbart montert for, for eksempel, å gjøre det mulig for en borestreng som under bruk vil bli rotert, å bli operert uten rotasjons-messig friksjonsmotstand.
Trykkrommingsanordningen kan innbefatte et stigerør som inneholder et hydrostatisk fluidtrykk.
I en foretrukket utførelsesform kan separatoren innebefatte minst én toroidal separator. En egnet toroidal separator er beskrevet i vår internasjonale patent-søknad nr. PCT/GB03/01253 og er definert som en separator for separering av flerfasestrømning, der separatoren omfatter et innløp for et flerfasefluid, et antall utløp, minst ett for hver valgt separert fase, og en ringformet hovedrørboring gjennom hvilken flerfasefluidet blir brakt til å strømme og til å separeres i lettere og tyngre fluider, idet boringen har et utløp for hvert av de lettere og tyngre fluidene.
Systemet kan i tillegg omfatte en eller to ytterligere toroidale separatorer, og hver toroidal separator kan være montert omkring en fulløpsspole gjennom hvilken tilgang til brønnen blir oppnådd.
Separatoren har fortrinnsvis et utløp for hver av gassholdig fluid, væske og faststoffslam.
Systemet kan i tillegg innbefatte en borkaksmaleenhet mellom separatoren og en slampumpe.
I henhold til et ytterligere aspekt ved foreliggende oppfinnelse kan det være tilveiebrakt en separator for bruk under brønnoperasjoner, hvor separatorenheten omfatter: en fulløpsspole for, under bruk, tilkopling til et BOP-lukkehodeanlegg; og
en toroidal separator som omgir og er i kommunikasjon med spolen for under bruk å separere flerfasemateriale som leveres til spolen fra BOP-lukkehodeanlegget, i sine bestanddelsfaser.
En slik separator har fortrinnsvis minst én trykkreguleringsanordning på hvert utløp fra den toroidale separatoren.
Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer også en fremgangsmåte for separering av materiale produsert fra en brønn under brønnhullsoperasjoner, idet fremgangsmåten omfatter følgende trinn: å levere flerfasemateriale fra et brønnhode gjennom et BOP-lukkehodeanlegg til en fulløpsspole;
å avlede flerfasestrømningen gjennom en toroidal separator; og å separere flerfasestrømningen i sine bestanddelsfaser.
Fremgangsmåten omfatter fortrinnsvis videre det trinn selektivt å strupe eller pumpe bestanddelsfasene for å oppnå et spesifisert brønnhodetrykk for derved å gjøre det mulig for systemet å operere ved forskjellige brønnhodetrykk.
Evnen til å separere ved brønnhodet ved et spesifisert trykk, uansett trykket i det omgivende havvannet, gjør det mulig å oppnå en rekke fordeler ved bruk av foreliggende oppfinnelse. For det første kan lavtrykksboring som strekker seg til under balansert boring, utføres. Det er en overlegen regulering av slamtrykkene under boring i områder med smal porefrakturmargin ved å regulere driften på havbunnen. For det tredje resulterer muligheten til å styre et brønnspark ved den undersjøiske utblåsningssikringen (BOP) istedenfor på overflaten, i en større og mer pålitelig kontroll. Følgelig gir de ovennevnte fordelene operatører mulighet til å utvide sine boringsområder i en permeabel formasjon og resulterer i høyere pro-duksjonsytelse fra den avsluttede brønnen.
Foreliggende oppfinnelse gjør det mulig å eliminere virkningene av vann-dybden ved å fjerne tilbaketrykket på brønnen som forårsakes av den hydrostatiske slamsøylen til overflaten og strømningsfriksjonen gjennom den vertikale sti-gerørseksjonen. Fordelene, spesielt ved boring på dypt vann, er følgelig betydelige. Oppfinnelsen er imidlertid likevel anvendbar i forbindelse med overflatebrøn-ner og skal ikke anses å være begrenset til undersjøiske anlegg.
I et undersjøisk miljø sikrer en separator posisjonert nær brønnhodet for å skille ut eventuell gass og borkaks fra returslamstrømmen, at ved å bruke passende pumper, kan styring av brønnen flyttes fra den fjerntliggende toppen ned til havbunnen for derved delvis å fjerne eller eliminere vanndybdeeffekten. Dette gjør det mulig for separatoren å bli drevet ved det ønskede trykk som vil forbedre konvensjonelle boringsoperasjoner og vil muliggjøre bruk av "lavtrykks"-boringsteknik- ker og tillate en bredere margin for brønnsparkregulering. I US-A-6276455 er separatormodulen plassert på én side av BOP, og dette vil kreve betydelig arbeid med forbindelsesrør og styringer for BOP-stakken. En slik konfigurasjon er vanskelig å oppnå på dypt vann, og ettersom et stort antall havbunner på dypt vann består av ustabile materialer, slik som 5-15 m med slam, silt og løs sand, er opprettelse av et fast område omkring en brønn på hvilket separatormodulen kan plasseres, en uhyre vanskelig operasjon.
Trykkreguleringsanordningene sikrer også at fasenivåene i separatoren kan opprettholdes, dvs. at en væskepumpe må slås av eller drives saktere hvis væske-nivået faller, slik at det ikke trekker inn eventuell gass.
Et eksempel på foreliggende oppfinnelse vil nå bli beskrevet under henvis-ning til de vedføyde tegningene, hvor: fig. 1A og B viser en utførelsesform av foreliggende oppfinnelse av BOP-separasjonsanlegget innkoplet mellom et undersjøisk BOP-lukkehodeanlegg (ram package) og et nedre BOP-stigerøranlegg (lower riser package, LRP) ved å bruke et definert hydrostatisk slamtrykk i stigerøret;
fig. 2 er et skjematisk tverrsnitt gjennom et system med et hydrostatisk slamtrykk i stigerøret i henhold til foreliggende oppfinnelse;
fig. 3 er en skjematisk skisse av separatoren på fig. 1 og 2;
fig. 4 viser en skjematisk tverrsnittsskisse gjennom systemet på fig. 2, som bruker et pakningselement i den undersjøiske utblåsingssikringen (BOP) til å eliminere den hydrostatiske slamsøylen i stigerøret;
fig. 5A-F viser forskjellige borings- og brønninstallasjons-trinn under an-vendelse av systemet under dannelsen av en undersjøisk brønn;
fig. 6 viser et konvensjonelt overflatearrangement for boring av en brønn; og
fig. 7 viser et overflatearrangement for boring av en brønn ved bruk av foreliggende oppfinnelse.
Fig. 1A og B viser en undersjøisk BOP-stakkenhet 10 og en brønnhodeen-het 11. En brønnhodeenhet 11 er dannet ved den øvre ende av en boring inn i havbunnen 12. BOP-stakkenheten 10 er i dette eksempelet sammensatt av en nedre BOP-stigerørspakke 15, en BOP-separator 16 og et BOP-lukkehodeanlegg 17. BOP-separatoren 16 omfatter en fulløpsspole 18. Fulløpsspolen 18, det nedre stigerøranlegget 15 og BOP-lukkehodeanlegget 17 er forbundet på en slik måte at det er en kontinuerlig boring 20 fra den nedre enden av BOP-stakken til den øvre enden av LRP 15. Den nedre enden av BOP-stakken 17 er koplet til den øvre enden av brønnhodet 11 og er forseglet på plass.
Stigerøret 22 er koplet til LRD 15. Fig. 1 viser systemet som opererer ved et returslamtrykk ved brønnhodet som er utilstrekkelig til å tillate slammet å strømme til overflatefartøyet. Returslamtrykket ved brønnhodet vil være det lette hydrostatiske slamtrykket 100, mens den gjenværende del av stigerøret vil inneholde Atmosfærisk luft 101. Den øvre del av LRP 15 er koplet til enden av et stigerør 22. Stigerøret forbinder BOP-enheten 10 med et overflatefartøy som vist på fig. 1.
Inne i boringen 20 er det anordnet en rørstreng 23. En slik streng kan omfatte et antall forskjellige typer komponenter, innbefattende en enkel rørledning, skjøteorganer, boringsføringsutstyr, og kan ha tilfestet ved sin nedre ende et test-verktøy, en borkrone eller en enkel anordning som viser sirkulasjonen eller strøm-ningen av ønskede fluider gjennom brønnen. Alternativt kan strengen ha form av foringsrør, produksjonsrør, oppkveilingsrør, ledninger eller kabler eller andre komponenter som det er nødvendig å føre gjennom BOP-separatoren og BOP-lukkehodeanlegget inn i brønnhodet 11. Fig. 2 viser brønnhodehuset 13, som et eksempel, som har en slitasjeforing 24 og et antall foringsoppheng 25 som er plassert i brønnhodet og som rager inn i boringen i havbunnen 12 i brønnborings-operasjonen.
BOP-stakken er forsynt med et antall lukkeorganer for å lukke både boringen 20 og/eller på strengen 23, og disse innbefatter nedre rørlukkehoder 26, midtre rørlukkehoder 27, øvre rørlukkehoder 28 og kutteblindeventiler 29. Disse fire settene med lukkehoder omfatter høytrykkssonen i BOP-stakken 17, og de kan motstå det største trykk. De nedre, midtre og øvre rørlukkehodene er utformet slik at de kan lukke omkring rørstrenger 23 med forskjellige diametre.
Når de nedre 26, midtre 27 eller øvre 28 rørlukkehodene er lukket mens boringen 20 er forseglet, er selvsagt boringen i selve borestrengen 23 fremdeles åpen. Kuttebindeventilene 29 er utformet slik at når de betjenes, kan de skjære igjennom borestrengen 23 eller en annen rørledning i boringen og tilveiebringe en enkelt, mekanisk trykkisolerende barriere mellom det trykksatte borefluidet og overflaten.
Over kutteblindeventilene 29 er det anordnet en nedre ringtetning 30, og denne kan også tettes omkring borestrengen 23 eller rørledninger med annen di-ameter under lukking, og tilveiebringe en middels trykksatt sone. I det nedre stige- røranlegget 15 er det anordnet en øvre ringtetning 31, og over dette er lavtrykks-sonen plassert og innbefatter den fleksible skjøten 21, stigerøradapteren 22 og stigerøret. Den lavtrykksrommende anordningen i denne sonen er hovedsakelig det hydrostatiske trykket til fluidet som befinner seg i boringen som er åpen til overflaten.
BOP-enheten 10 er også forsynt med en strupeventil 60, en drepeventil 61 og en slamforsterker 62 i en slamreturledning 104 og borkaks/slam-ledning 102 for å levere fluid til og fra BOP. Fig. 2 viser disse som en del av stigerørsystemet, men de kan være uavhengige, fleksible ledninger som fører bort fra BOP-stakken 10 og til overflaten. Strupeledningen 60 er utstyrt med en strupeventil 67. Strupeledningen 60 er i dette eksempelet i fluidkommunikasjon med boringen 20 på tre steder 63, der hvert sted har en individuell gren som blir styrt av et par ventiler 64.
På den motsatte siden av BOP-enheten er drepeledningen 61 utstyrt med en drepeledningventil 65, før drepeledningen 61 føres inn i boringen 20 på to steder, som hvert igjen er via et par ventiler 66.
Slamforsterkningsledningen 62 er koplet til forskjellige trinn i separatoren 16 og boringen i det nedre stigerøranlegget (LRP) 15 via ventiler 68.
Mellom den nedre ringtetningen 30 og den øvre ringtetningen 31 er BOP-separatoren anordnet. BOP-separatoren 16 er fjernbart koplet via forskjellige for-bindelsespunkter 32, slik at den kan fjernes fra den øvre ende av BOP-lukkehodeanlegget 17 hvis dette skulle bli nødvendig, eller installert når det er nødvendig for å arbeide på visse seksjoner i brønnen.
BOP-separatoren 16 innbefatter fulløpsspolen 18 som selv har en ringformet tetning 33 som kan være forseglet omkring borestrengen eller rørledninger 23 med forskjellige dimensjoner.
En torodial separator eller ringseparator 19 er anordnet omkring fulløpsspo-len 18 og innbefatter en rørboring 40 som kan håndtere strømningshastigheten,
sprengnings- og kollaps-trykkene, er i form av en horisontal ring og er anordnet for å motta flerfasestrømning gjennom et innløp 41 som er forbundet med strømnings-passasjen 42, som selv er forbundet med boringen 18.1 dette eksempelet kommer det useparerte boreslammet fra boringen 20 i BOP-lukkehodeanlegget inn i BOP-separatoranleggets fulløpsspole 18. Den statiske, hydrostatiske slamsøylen 100 utøver et fastsatt driftstrykk i den undersjøiske BOP-stakken 10 og tvinger den useparerte, returnerende slamstrømmen og eventuelle fluider som har kommet ut
av brønnformasjonene, å bli levert til separatoren 19 via en åpning 70 i spolens 18 vegg. Separatoren 19 kan derfor benyttes til å separere denne flerfasestrømnin-gen i dens bestanddelsfaser for ytterligere behandling og levering til overflaten.
Diameteren til boringen 40 er avhengig av strømningshastigheten og sprengnings- og kollaps-trykkene, som typisk er mellom 300 og 1000 mm i diame-ter. Det fluidet som kommer inn i boringen 40 blir fortrinnsvis brakt til å tre inn i en tangensial retning, og på den ytre omkretsen av boringen 40, for derved å forårsake en strålevirkning som bidrar til å indusere og opprettholde hastigheten til strømningen i boringen 40. Den sirkulære strømningen som blir indusert i flerfasefluidet, gjør at tyngre fluider og eventuelle faststoffpartikler beveges til den ytre omkretsen av boringen 40, med de letteste fluidene på den indre omkretsen til boringen 40. Når boringen 40 er montert hovedsakelig horisontalt, trekker gravita-sjonseffekter tyngre fluider mot den nedre, ytre delen av boringen 40, og dette resulterer i at de letteste fluidene beveges til den indre, øvre del av boringen 40.
Som vist på fig. 3, er hovedboringen forsynt med utgangsledninger 42 og 43 for henholdsvis de tyngste og letteste fluidene. Utløpsledningen 42 er tangensial til den nedre omkretsen av boringen 40 og er montert på den ytre, nedre bunndelen av boringen 40. Utløpsledningen 43 for de letteste fluidene er montert tangensialt til den øvre, indre toppdelen av boringen 40. Lokaliseringen av utløpet er selvsagt avhengig av den strømningen som den forventes å motta, og derfor kan posisjo-nen av tilkoplingene til utgangsledningene endres uten å påvirke oppfinnelsens virkemåte.
Separatoren er inndelt i fem områder som er innbyrdes med hverandre, en gasspiral 44, en slamringtoroide 45, en væskestabiliserende spiralseksjon 46, en slam/borkaks-separeringsseksjon 47 og en borkaks-fjerningsseksjon 48. Den van-lige modusen vil omfatte boreslam og faststoffer. I dette eksempelet kan flerfase-strømningen gjennom innløpet 41 typisk også omfatte gass, olje, vann, boreslam og faststoffer, og separasjonen i boringen 40 tillater våt gass som hovedsakelig er gass, men innfanget i en væske, å komme ut gjennom utløpsledningen 43. Faststoffer, olje, vann, boreslam og litt innfanget gass forlater boringen 40 gjennom utgangsledningen 42.
Våtgassen beveger seg oppover gjennom gasspiralen 44 ved hjelp av en spiralkanal 49 med trykket/strømningshastigheten regulert ved hjelp av en strupeventil 56. Væsken i den våte gassen blir tvunget mot den ytre veggen i kanalen 49 og samles opp. Ved visse punkter i den ytre veggen, er det anordnet væskedrene-ringsrør 50 for å dirigere eventuell væske som er blitt separert fra gassen å strøm-me tilbake til den væskestabiliserende seksjonen 46. Flerfasevæsken som inneholder gass som kommer ut gjennom utgangsledningen 42, passerer inn i væske-stabiliseringsseksjonen 46, som er den øvre del av en spiralledning 51. Når væsken føres i spiral ned langs kanalen 51, blir eventuell innfanget gass separert til den indre, øvre del av kanalen og blir separert via utgangsledningene 52 og dirige-res til gasspiralen 44. Når fluidet passerer videre ned gjennom kanalen 51 og gassen er blitt fjernet, er det boreslammet som føres til den øvre, indre delen, og denne blir separert ut via utgangsledninger 53 til en felles bane som passerer via en boreslamisolerende ventil 54 til en boreslamspumpe 55. Gassen som når den øvre enden av gasspiralen 44, passerer gjennom en gassisoleringsventil 59, forbi en gasstrupeventil 56 og inn i strupeledningen 60.
Ved den nedre enden av kanalen 51, passerer borkaksslammet, som inneholder noe restvæske og borkaks fra boringsprosessen, ut av ledningsspiralen 51 via en borkaksisolerende ventil 57 inn i en borkaks-slampumpe 58 (cuttings slurry pump). Som vist på fig. 2, kan en borkaksmalingsenhet 59 være anordnet med borkaksisolasjonsventilen 57 og slampumpen 58 for å redusere størrelsen av bor-kakspartiklene som skal pumpes tilbake til overflaten i en borkaks/slam-
ledning 102.
Hvis høyere separasjonsnivåer er nødvendig, kan fasene underkastes en ytterligere separasjon ved å benytte en annen eller tredje separator. Alternativt kan ledningsboringene 40 være anordnet som en eller hver utgangsledning 42, 43 for å tilveiebringe ytterligere separasjon før spiralledningene 43, 51.
Fig. 4 viser en ytterligere utførelsesform av systemet hvor fulløpsspolen 18 har et par pakninger eller ringformete tetningsenheter 34, fortrinnsvis fjernbare pakninger som beskrevet i vår samtidig inngitte patentsøknad, inngitt på samme dag og med tittel "Removable Seal" og med patentfullmektigens referanse MJB07416EP.
Den øvre, fjernbare pakningen 34 blir energisert for å tilveiebringe en fluid-tett forsegling mellom det separerte boreslammet og den øvre delen av boringen 20, og det useparerte boreslammet i den nedre delen av boringen 20, idet det useparerte boreslammet blir levert til separatoren 19 via en åpning 70 i spolens 18 vegg.
Den øvre pakningen eller ringformete tetningsenhet 34 virker som en trykkisolerende anordning for å opprettholde trykket til boreslammet i brønnhodet og eventuelt fluid som kommer inn i brønnhodet fra formasjonen, noe som eliminerer behovet for et fast, statisk, hydrostatisk slamtrykk 100 i dette stigerøret. Boringen i stigerøret 22 eller ringrommet som er dannet i boringen mellom en eventuell rør-formet streng 23, er nå uavhengig av returslamstrømningssystemet. Separert boreslam fra slampumpen 55 kan nå på nytt føres inn i spoleboringen 18 over paret med fjernbare pakninger 34 og strømme til overflaten i henhold til den konvensjonelle slamreturkonfigurasjonen. Denne konfigurasjonen eliminerer behovet for en utgangsledning i form av en slamreturledning 104, som vist på fig. 3. Fig. 5A-F viser forskjellige operasjoner og hvordan BOP-separatoren kan optimaliseres i et brønnboringsprogram. Fig. 5A viser BOP-separasjonsanlegget 16 som er blitt ført inn separat, fortrinnsvis på en borestreng, for å redusere riggtid, og parkert på et nærliggende brønnhode eller et testbrønnhode 106. Fig. 5B viser en konvensjonell, undersjøisk BOP-lukkehodepakke 17 og LRP 15 koplet til et brønnhode 11 for konvensjonell boring av den øvre seksjonen av en brønn, som vist på fig. 5C.
Når BOP-separasjonsanlegget 16 er nødvendig, kan brønnen isoleres ved å bruke egenskapene til BOP-lukkehodeanlegget 17 og LRP erfrakoplet. Fartøyet kan nå bevege seg over og kople LRP 15 til BOP-separasjonsanlegget 16, som vist på fig. 5D, og bevege det over og kople det til toppen av BOP-lukkehodeanlegget 17, som vist på fig. 5E. Ved å bruke separasjons- og pumpe-egenskapene til oppfinnelsen, blir det nå mulig å bore den neste seksjonen av hullet med en optimal slamdensitet som verken formasjonsporetrykket eller oppsprek-kingstrykket kan understøtte på overflaten, som vist på fig. 5F.
Muligheten til å endre returslamtrykket i den undersjøiske utblåsningssikringen (BOP) betyr at lengre seksjoner eller mesteparten av brønnen kan bores med konstant slamdensitet. Dette sparer kostbar endring av boreslamdensiteten og riggtid som inngår for hver seksjon av et hull.
Ved å velge en optimal slamdensitet og kombinere den med muligheten til å velge trykket i det undersjøiske BOP-returslammet, kan det oppnås en annen slamtrykk/dybde-gradient. Denne gradienten kan velges til å være i det sikre drifts-område mellom formasjonenes pore- og oppsprekkings-trykk, noe som ikke er mulig hvis returslammet må strømme til overflaten. I konvensjonelle brønner kre-ver dette nå innføring og sementering av en foringsrørstreng for å trykkisolere den borede formasjonen før boring i den neste formasjonen som kan kreve en annen boreparameter. Bruken av BOP-separatoren betyr at lengre seksjoner av hullet kan bores i én fase, og færre foringsrørstrenger er nødvendig. Begge faktorene vil i betydelig grad redusere prisen på brønnen og eksponeringen for visse driftsrisiki.
De forskjellige trinnene som er vist på fig. 5A-F kan anvendes i en annen rekkefølge med hensyn til brønnoperasjonen, uansett om det gjelder boring, et inngrep for brønnoverhaling eller for å hente opp BOP-separatoranlegget for vedlikehold, service eller reparasjon med eller uten bruk av borestigerøret.
Fig. 6 viser et overflatearrangement 126, enten på land eller et plattform-dekk, hvor den øvre ende av et brønnhode 11 er forbundet med et BOP-lukkehodeanlegg 17 som har, som beskrevet på tidligere figurer, mange lukkehoder, ringtetninger og ventiler for å tillate passende drift. BOP-lukkehodeanlegget er ved sin øvre ende koplet til et trykkrommende anlegg 107 som benytter ringtetninger til å sikre at trykket til fluidet i boringen som bores, blir opprettholdt. Over dette er det vist en konvensjonell overflateutforming med et atmosfærisk slamavledningssystem 114, og over dette, boredekket 115. Det trykkrommende anlegget har en utløpsmateledning inn i en automatisk strupemanifold 108 som setter ned trykket i flerfasemediet som returneres fra boresonen, til atmosfærisk trykk 109. Flerfasemediet ved atmosfæretrykk strømmer så til et faststoffbehandlingsanlegg 110,
fluidlagringstanker 111 og en eventuell borkaksinjeksjonspumpe 112.
De atmosfæriske fluidlagringstankene 111 virker som en slamkondisjone-ringssone, slik at væsken, hovedsakelig boreslam, kan pumpes ved å bruke en pumpe 113 via en returledning, tilbake til borerøret eller rørstrengen 125 og brukes på nytt under boringsprosessen. Faststoffslammet kan føres inn i borkaksinjek-sjonspumpen, slik at det kan injiseres på nytt i brønnen via brønnhodeinjeksjons-ledningen.
På fig. 7 er brønnhodet, BOP-lukkehodeanlegget og det trykkrommende anlegget hovedsakelig maken til det på fig. 6, men utløpsmateledningen fører inn i en ringseparator 116, slik som den som er beskrevet i forbindelse med den undersjø-iske utførelsesformen, for å separere flerfasemediet i sine enkelte faser. Dette sikrer at trykket for de enkelte fasene ikke må falle til atmosfæretrykk.
De separerte fasene blir levert langs individuelle forsyningsledninger 117. Gassen blir ført langs gassventilasjonsledningen 118 inn i et gasshåndteringsan-legg 119, hvor gassen kan behandles ytterligere. Faststoffslammet føres inn i en gassvasker, hvor en eventuell restgass blir separert og levert til gassventilasjonsledningen. Faststoffslammet føres så til et faststoffbehandlingsanlegg 121 for ytterligere behandling.
Boreslammet blir levert langs en boreslamforsyningsledning, men er ikke blitt særlig redusert med hensyn til trykk. Ytterligere pumper 123 er anordnet for å forsterke trykket til slammet til det nødvendige borerørstrykket. Nytt tilpasset slam, levert fra pumper 124, leveres til et trykkblandingssystem.

Claims (14)

1. System for bruk i brønnhullsoperasjoner, idet systemet omfatter: et brønnhode (11); en utblåsningssikringsenhet (10) (BOP) som ved én ende er forbundet med brønnhodet (11) og innehar en aksial boring 20 som strekker seg fra brønnhodet (11) til et stigerør (22) eller et slamavledningssystem (114) ved den andre enden, idet utblåsningssikringsenheten omfatter et nedre stigerørsannlegg (15) fastgjort til den nedre enden av stigerøret eller slamavledningssystemet (114), et fluiduttak (70) fra boringen (20) under boringens (20) forbindelse med stigerøret (22) og et utblåsningssikrings -lukkehodeanlegg (17) mellom brønnhodet og fluiduttaket (70);karakterisert ved: en ringformet tetningsenhet (33, 34) over fluiduttaket (70) for isolering av brønn-hodets trykk; en separator (19) i kommunikasjon med fluiduttaket, idet separatoren har et flertall uttak (131, 53, 132, 133) plassert fra dette og idet separatoren under drift er innrettet for å separere et flerfasemedium tilveiebrakt fra brønnen inn i minst tre faser; idet flertallet utløp omfatter minst ett utløp for hver av de tre fasene; og et flertall trykkreguleringsanordninger omfattende en gasstrupeventil (56), en boreslamspumpe (55) og en borkaksslampumpe (58), henholdsvis på hvert av utløp-ene fra separatoren (19) for å tillate at systemet opereres ved forskjellige styrt brønnhodetrykk.
2. System ifølge krav 1, hvor hver trykkreguleringsanordning omfatter minst én av en strupeventil eller en pumpe (56, 55, 58).
3. System ifølge krav 2, hvor pumpen eller pumpene er pumper med variabel hastighet.
4. System ifølge noen av kravene 1-3, videre omfattende et reguleringssystem for overvåking og styring av trykkreguleringsanordningene.
5. System ifølge noen av de foregående krav, hvor den ringformete tetningsenhet (33, 34) er innrettet for å muliggjøre, under bruk, at minst én brønnhulls-streng kan føres gjennom denne, mens dens trykksisolerende evne opprettholdes.
6. System ifølge krav 5, hvor den ringformete tetningsenheten (33, 34) er en fleksibel pakning.
7. System ifølge krav 6, hvor den ringformete tetningsenheten (33, 34) er en ringformet pakning.
8. System ifølge krav 6 eller 7, hvor den ringformete tetningsenheten (33, 34) er roterbart montert.
9. System ifølge krav 9, hvor separatoren (19) inneholder minst én ringseparator (40).
10. System ifølge krav 9, hvor separatoren (19) inneholder to eller tre ring-separatorer (40).
11. System ifølge enten krav 9 eller krav 10, hvor ringseparatoren (19) er montert omkring en fulløpsspole.
12. System ifølge noen av de foregående krav, hvor separatoren (19) har uttak for gassholdig fluid, væske og faststoffslam.
13. System ifølge krav 12, videre omfattende en borkaksmaleenhet mellom separatoren (19) og en slampumpe (58).
14. Fremgangsmåte for å separere materiale produsert fra en brønn under nedihulls boringsoperasjoner, idet fremgangsmåten omfatter følgende trinn; tilføre flerfasemateriale fra et brønnhode gjennom et utblåsningssikrings-lukkehodeanlegg (17) til en fullboringsspole (18); karakterisert ved: å avlede flerfasestrømmen fra fullboringsspolen (18) via fluiduttaket (70) under en forbindelse for spolen (18) med et stigerør (22) eller slamavledningssystem (114) gjennom en ringseparator (19) omfattende et flertall utløp plassert på separatoren, hvori flertallet utløp omfatter minst ett utløp for hver av de tre fasene og et flertall trykkreguleringsanordninger omfattende en gasstrupning (56), en boreslamspumpe (55) og en borkaksslampumpe (58), en på hvert utløp fra separatoren for å tillate at systemet opereres ved forskjellige brønnhodetrykk; separering av flerfasestrømmen i gass, slamm og borkaksslam faser; og styring av trykket for hver av gass-, slam-, og borkaksslamfasene med flertallet trykkreguleringsanordninger for å oppnå et spesifikt styrt brønnhodetrykk.
NO20043994A 2003-09-24 2004-09-23 System for a bore og komplettere bronner, samt fremgangsmate for a separere materiale produsert fra en bronn NO330497B1 (no)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP03256018A EP1519002A1 (en) 2003-09-24 2003-09-24 BOP and separator combination

Publications (2)

Publication Number Publication Date
NO20043994L NO20043994L (no) 2005-03-29
NO330497B1 true NO330497B1 (no) 2011-05-02

Family

ID=34178622

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
NO20043994A NO330497B1 (no) 2003-09-24 2004-09-23 System for a bore og komplettere bronner, samt fremgangsmate for a separere materiale produsert fra en bronn

Country Status (5)

Country Link
US (1) US7134498B2 (no)
EP (3) EP2281999A3 (no)
BR (1) BRPI0404002B1 (no)
NO (1) NO330497B1 (no)
SG (1) SG110117A1 (no)

Families Citing this family (35)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US7178592B2 (en) * 2002-07-10 2007-02-20 Weatherford/Lamb, Inc. Closed loop multiphase underbalanced drilling process
EP1518595B1 (en) * 2003-09-24 2012-02-22 Cameron International Corporation Subsea well production flow and separation system
US7740061B2 (en) * 2003-12-31 2010-06-22 Plexus Ocean Systems Ltd. Externally activated seal system for wellhead
US7686086B2 (en) * 2005-12-08 2010-03-30 Vetco Gray Inc. Subsea well separation and reinjection system
WO2007076488A2 (en) * 2005-12-22 2007-07-05 Transocean Offshore Deepwater Drilling Inc Dual-bop and common riser system
CA2867376C (en) 2006-11-07 2016-01-12 Charles R. Orbell Method of constructing a riser string by installing a valve and an annular seal
US7921917B2 (en) * 2007-06-08 2011-04-12 Cameron International Corporation Multi-deployable subsea stack system
WO2009023222A2 (en) * 2007-08-13 2009-02-19 Paul Boudreau Buoyancy tensioning systems for offshore marine risers and methods of use
EP2372077A3 (en) 2007-09-26 2014-03-12 Cameron International Corporation Choke assembly
EP3696373A1 (en) * 2008-04-04 2020-08-19 Enhanced Drilling AS Systems and methods for subsea drilling
GB2459386B (en) * 2008-04-25 2010-07-28 Vetco Gray Inc Subsea toroidal water separator
US8322429B2 (en) * 2008-05-29 2012-12-04 Hydril Usa Manufacturing Llc Interchangeable subsea wellhead devices and methods
BR112012007460B1 (pt) * 2009-10-01 2019-05-21 Enovate Systems Limited Sistema de contenção de poço
BR112012011127B1 (pt) 2009-11-10 2019-09-03 Enhanced Drilling As sistema e método para o controle de poço durante a perfuração
WO2011150378A1 (en) 2010-05-28 2011-12-01 David Randolph Smith Method and apparatus to control fluid flow subsea wells
US8826990B2 (en) * 2010-07-15 2014-09-09 Deep Sea Innovations, Llc Apparatuses and methods for closing and reopening a pipe
BR112013001013B1 (pt) 2010-07-15 2020-01-28 Deep Sea Innovations Llc aparelho adaptado para operar em um ambiente fluido submerso, e, método para operar um aparelho
US8783359B2 (en) * 2010-10-05 2014-07-22 Chevron U.S.A. Inc. Apparatus and system for processing solids in subsea drilling or excavation
US8657012B2 (en) * 2010-11-01 2014-02-25 Vetco Gray Inc. Efficient open water riser deployment
MX2013008333A (es) * 2011-01-18 2014-01-23 Noble Drilling Services Inc Metodo para tapar un pozo en caso de falla del preventor de reventones.
GB2488812A (en) * 2011-03-09 2012-09-12 Subsea 7 Ltd Subsea dual pump system with automatic selective control
WO2012142274A2 (en) * 2011-04-13 2012-10-18 Bp Corporation North America Inc. Systems and methods for capping a subsea well
US8720580B1 (en) * 2011-06-14 2014-05-13 Trendsetter Engineering, Inc. System and method for diverting fluids from a damaged blowout preventer
US9033049B2 (en) * 2011-11-10 2015-05-19 Johnnie E. Kotrla Blowout preventer shut-in assembly of last resort
US9316054B2 (en) 2012-02-14 2016-04-19 Chevron U.S.A. Inc. Systems and methods for managing pressure in a wellbore
US9879517B2 (en) * 2015-11-03 2018-01-30 Sumathi Paturu Subsea level gas separator of crude petroleum oil
US10018027B2 (en) 2016-03-07 2018-07-10 Nacelle Logistics Llc Natural gas apparatus and method for in-situ processing
GB2553004B (en) * 2016-08-19 2020-02-19 Fourphase As Solid particle separation in oil and/or gas production
NO344601B1 (en) * 2016-10-31 2020-02-10 Bri Cleanup As Assembly for an oil and gas production platform or rig, and related methods
US10871055B2 (en) * 2018-01-30 2020-12-22 Sumathi Paturu Subsea level diversion of a gas entrainment with incorporated emergency measures upon a well blow out
CN108561092A (zh) * 2018-04-22 2018-09-21 中国石油大学(华东) 分流短节
BR112021012087A2 (pt) 2018-12-20 2021-08-31 Haven Technology Solutions Llc Sistema separador de fluxo de duas fases, e, método para separar um fluxo contínuo de fluido de duas fases
US10478753B1 (en) 2018-12-20 2019-11-19 CH International Equipment Ltd. Apparatus and method for treatment of hydraulic fracturing fluid during hydraulic fracturing
US11802467B2 (en) * 2021-01-15 2023-10-31 Cenovus Energy Inc. Process for preparing a well for a hydrocarbon recovery operation by redirecting produced emulsion during startup to a low-pressure surface line
US11346167B2 (en) * 2021-08-11 2022-05-31 William Wesley Carnes, SR. Drillstring pressure relief

Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2003023181A1 (en) * 2001-09-10 2003-03-20 Ocean Riser Systems As Arrangement and method for regulating bottom hole pressures when drilling deepwater offshore wells

Family Cites Families (19)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3543846A (en) * 1968-11-18 1970-12-01 Westinghouse Electric Corp Underwater oil or gas facility
US3545215A (en) * 1968-12-05 1970-12-08 Combustion Eng Field processing equipment for oil wells mounted at a subsea location
US4175039A (en) * 1978-01-30 1979-11-20 Fisher Johnny D Washer/separator system for drilling cuttings in water environment oil wells
FR2528106A1 (fr) * 1982-06-08 1983-12-09 Chaudot Gerard Systeme de production des gisements sous-marins de fluides, destine a permettre la production et d'augmenter la recuperation des fluides en place, avec regulation de debit
US5004051A (en) * 1989-09-12 1991-04-02 Norwegian Contracts A/S Method and means for cleansing and storing drill cuttings from drilling operations in the sea bottom
US4955436A (en) * 1989-12-18 1990-09-11 Johnston Vaughn R Seal apparatus
US6457540B2 (en) * 1996-02-01 2002-10-01 Robert Gardes Method and system for hydraulic friction controlled drilling and completing geopressured wells utilizing concentric drill strings
US6216799B1 (en) * 1997-09-25 2001-04-17 Shell Offshore Inc. Subsea pumping system and method for deepwater drilling
US6276455B1 (en) 1997-09-25 2001-08-21 Shell Offshore Inc. Subsea gas separation system and method for offshore drilling
US6062313A (en) * 1998-03-09 2000-05-16 Moore; Boyd B. Expandable tank for separating particulate material from drilling fluid and storing production fluids, and method
US6325159B1 (en) * 1998-03-27 2001-12-04 Hydril Company Offshore drilling system
US6129152A (en) * 1998-04-29 2000-10-10 Alpine Oil Services Inc. Rotating bop and method
US6328118B1 (en) * 1999-03-08 2001-12-11 Halliburton Energy Services, Inc. Apparatus and methods of separation of materials in an under-balanced drilling operation
GB2373525B (en) * 1999-09-14 2003-11-26 Deep Vision Llc Apparatus and method for the disposal of drilling solids during drilling of subsea oilfield wellbores
US6578637B1 (en) * 1999-09-17 2003-06-17 Exxonmobil Upstream Research Company Method and system for storing gas for use in offshore drilling and production operations
US6269880B1 (en) * 2000-01-27 2001-08-07 Ronald J. Landry System for removing solids from a well bore
US6966367B2 (en) * 2002-01-08 2005-11-22 Weatherford/Lamb, Inc. Methods and apparatus for drilling with a multiphase pump
NO315912B1 (no) 2002-02-28 2003-11-10 Abb Offshore Systems As Undervanns-separasjonsanordning for behandling av råolje omfattende en separatormodul med en separatortank
EP1352679A1 (en) 2002-04-08 2003-10-15 Cooper Cameron Corporation Separator

Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO2003023181A1 (en) * 2001-09-10 2003-03-20 Ocean Riser Systems As Arrangement and method for regulating bottom hole pressures when drilling deepwater offshore wells

Also Published As

Publication number Publication date
SG110117A1 (en) 2005-04-28
EP2281999A2 (en) 2011-02-09
EP1519002A1 (en) 2005-03-30
BRPI0404002B1 (pt) 2015-07-07
US7134498B2 (en) 2006-11-14
EP3184730A2 (en) 2017-06-28
BRPI0404002A (pt) 2005-05-24
US20050061514A1 (en) 2005-03-24
NO20043994L (no) 2005-03-29
EP3184730A3 (en) 2017-09-27
EP2281999A3 (en) 2011-04-13

Similar Documents

Publication Publication Date Title
NO330497B1 (no) System for a bore og komplettere bronner, samt fremgangsmate for a separere materiale produsert fra en bronn
EP2281103B1 (en) Systems and methods for subsea drilling
US10329860B2 (en) Managed pressure drilling system having well control mode
EP2809871B1 (en) Dual gradient managed pressure drilling
US10472916B2 (en) Subsea tree and methods of using the same
AU2013221574B2 (en) Systems and methods for managing pressure in a wellbore
US10920507B2 (en) Drilling system and method
EP3455456B1 (en) System and methods for controlled mud cap drilling
GB2506400B (en) Drilling method for drilling a subterranean borehole
NO339557B1 (no) Borerigg
RU2520201C1 (ru) Способ поддержания давления в скважине
NO330148B1 (no) Fremgangsmate og apparat for a variere tettheten til boreslam ved anvendelse av dypvanns oljeboring.

Legal Events

Date Code Title Description
CHAD Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften)

Owner name: CAMERON TECHNOLOGIES LIMITED, NL

Owner name: CAMERON INTERNATIONAL CORPORATION, US

MM1K Lapsed by not paying the annual fees