NO331492B1

NO331492B1 - Underwater tree and method of cutting down coiled tubes in an underwater tree

Info

Publication number: NO331492B1
Application number: NO20026043A
Authority: NO
Inventors: Gary L Rytlewski; Vance E Nixon; Tye Schlegelmilch
Original assignee: Schlumberger Technology Bv
Priority date: 2001-12-17
Filing date: 2002-12-16
Publication date: 2012-01-16
Also published as: NO20026043D0; NO20026043L

Abstract

Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer et sikkerhets- innestengningssystem som anvendes under testing, intervensjon eller andre operasjoner i brønner. Mer spesifikt vedrører oppfinnelsen en kveilerørskutter for anvendelse i et sikkerhets- innestengningssystem.The present invention provides a security shutdown system used during testing, intervention or other well operations. More specifically, the invention relates to a coiled tubing cutter for use in a security shutdown system.

Description

Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt sikkerhets-innestengningssystemer som anvendes under testing eller andre operasjoner i undersjøiske brønner. Mer spesifikt vedrører oppfinnelsen en kveilerørskutter for anvendelse med et sikkerhets-innestengningssystem i en undersjøisk brønn. The present invention generally relates to safety containment systems used during testing or other operations in underwater wells. More specifically, the invention relates to a coiled pipe cutter for use with a safety containment system in a subsea well.

US 3,561,526A omtaler en utblåsningssikring som omfatteren hoveddel med en røråpning derigjennom, lukkehodestyrespor som strekker seg lateralt fra mot-satte sider av røråpningen, en lukkehodesammenstilling som omfatter første og andre lukkehoder, som hver er lokalisert i et av lukkehodestyresporene, og inn-retning for å bevege lukkehodene sammen for å stenge av røråpningen ovenfor og flytte lukkehodene fra hverandre for å åpne røråpningen. Hvert lukkehode har et knivblad for å kutte ethvert rør posisjonert i røråpningen når lukkehodene flyttes sammen for å stenge av åpningen og tetningsinnretning på hver posisjonert for å oppta og komprimeres av knivbladet på det andre lukkehodet når lukkehodene går i inngrep for å danne en separat og uavhengig tetning mellom knivbladet og hvert lukkehode. US 3,561,526A discloses a blowout fuse comprising a main body with a pipe opening therethrough, closure head guide grooves extending laterally from opposite sides of the pipe opening, a closure head assembly comprising first and second closure heads, each of which is located in one of the closure head guide grooves, and orientation for moving the closing heads together to close off the pipe opening above and moving the closing heads apart to open the pipe opening. Each closing head has a knife blade to cut any pipe positioned in the pipe opening when the closing heads are moved together to close off the opening and sealing means on each positioned to receive and be compressed by the knife blade of the other closing head when the closing heads engage to form a separate and independent seal between the knife blade and each closing head.

US 3,817,326A omtaler en utblåsningssikring av lukkehodetypen for kutting av et rør som kan anbringes innen dens boring og så tetning over boringen. US 3,817,326A discloses a shut-off type blowout preventer for cutting a pipe which can be placed within its bore and then sealed over the bore.

Sjøbaserte systemer som anvendes på relativt dypt vann for brønnopera-sjoner, omfatter i alminnelighet et stigerør som forbinder utstyr på et overflatefartøy med en utblåsningssikringsstakk på et undersjøisk brønnhode. Det marine stige-røret tilveiebringer en kanal gjennom hvilken verktøy og fluider kan kommuniseres mellom fartøyet på overflaten og den undersjøiske brønnen. Sea-based systems used in relatively deep water for well operations generally comprise a riser connecting equipment on a surface vessel with a blowout protection stack on a subsea wellhead. The marine riser provides a channel through which tools and fluids can be communicated between the vessel on the surface and the subsea well.

Sjøbaserte systemer som anvendes for brønntesteoperasjoner, omfatter også i alminnelighet et sikkerhets-innestengningssystem som automatisk sperrer for kommunikasjon av fluid mellom brønnen og overflatefartøyet dersom det oppstår et nødstilfelle, for eksempel tap av fartøyets posisjoneringsevne. Sikkerhets-innestengningssystemet omfatter typisk et undersjøisk test-tre som er anbrakt inne i utblåsningssikringsstakken på en rørstreng. Sea-based systems used for well testing operations also generally include a safety shut-off system that automatically blocks fluid communication between the well and the surface vessel if an emergency occurs, for example loss of the vessel's positioning ability. The safety containment system typically comprises a subsea test tree placed inside the blowout containment stack on a pipe string.

Det undersjøiske test-treet omfatter generelt en ventilenhet som omfatter én eller flere normalt lukkede (eng. normally closed) ventiler som automatisk kan stenge brønnen. Det undersjøiske test-treet omfatter også en låseenhet som muliggjør frigjøring av den andelen av rørstrengen som befinner seg ovenfor det undersjøiske test-treet fra det undersjøiske test-treet. The subsea test tree generally includes a valve unit that includes one or more normally closed valves that can automatically close the well. The underwater test tree also comprises a locking unit which enables the part of the pipe string which is located above the underwater test tree to be released from the underwater test tree.

Dersom det oppstår en nødsituasjon under utplassering eller anvendelse av kveilerørførte verktøy, for eksempel, anvendes sikkerhets-innestengningssystemet først for å kutte kveilerøret. I et typisk sikkerhets-innestengningssystem, utfører en kuleventil både funksjonen å kutte kveilerøret og funksjonen å stenge av strømningen. If an emergency occurs during the deployment or use of coiled tubing tools, for example, the safety lockout system is used first to cut the coiled tubing. In a typical safety shut-off system, a ball valve performs both the function of cutting the coil tube and the function of shutting off flow.

Selv om de i en viss grad er virkningsfulle, har anvendelsen av kuleventiler for å kutte kveilerøret vist seg vanskelig med større kveilerør. I tillegg kan anvendelse av kuleventilene for kutteoperasjoner medføre skade på forseglingen som tilveiebringes av ventilens tetningsflater. Spesielt kan tetningsflatene få skrammer, noe som reduserer forseglingsvirkningen. Although somewhat effective, the use of ball valves to cut the coil tube has proven difficult with larger coil tubes. In addition, using the ball valves for cutting operations can cause damage to the seal provided by the valve's sealing surfaces. In particular, the sealing surfaces can get scratches, which reduces the sealing effect.

Det eksisterer derfor et behov for en effektiv kveilerørskutter. There is therefore a need for an efficient coiled pipe cutter.

Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås ved et undersjøisk tre omfattende en ventilenhet og en låseenhet, idet ventilenheten omfatter en normalt lukket klaffventil og en normalt lukket kuleventil, kjennetegnet ved at: ventilenheten er konstruert for å styre strømning og tillate rørutplasserte verktøy og senkes derigjennom; The objectives of the present invention are achieved by a subsea tree comprising a valve unit and a locking unit, the valve unit comprising a normally closed flap valve and a normally closed ball valve, characterized in that: the valve unit is designed to control flow and allow pipe-deployed tools to be lowered through;

en kuttemodul konstruert for å tillate rørutplassert verktøy og senkes derigjennom, kuttemodulen har, motstående skjæreblader som er utformet for å kutte rørledninger; kuttemodulen er lokalisert mellom klaffventilen og kuleventilen; a cutting module constructed to allow pipe-deployed tools and lowered therethrough, the cutting module having opposed cutting blades designed to cut pipelines; the cutting module is located between the flap valve and the ball valve;

et par av motstående trykkaktiverte stempler; og a pair of opposed pressure-activated pistons; and

skjæreblader festet til stemplene slik at skjærebladene overlapper ved aktivering av stemplene. cutting blades attached to the pistons so that the cutting blades overlap when the pistons are activated.

Foretrukne utførelsesformer av det undersjøiske treet er videre utdypet i kravene 2 til og med 13. Preferred embodiments of the underwater tree are further elaborated in claims 2 to 13 inclusive.

Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås videre ved en fremgangsmåte for å kutte kveilerøret nedihulls i et undersjøisk tre omfattende en ventilenhet og en låseenhet, idet ventilenheten omfatter en normalt lukket klaffventil og en normalt lukket kuleventil, uten å kollapse kveilerøret, kjennetegnet ved å tilveiebringe et kuttemodulhus mellom klaffventilen og kuleventilen, The objectives of the present invention are further achieved by a method for cutting the coil pipe downhole in a subsea tree comprising a valve unit and a locking unit, the valve unit comprising a normally closed flap valve and a normally closed ball valve, without collapsing the coil pipe, characterized by providing a cutting module housing between flap valve and ball valve,

kuttemodulen anordnes med trykkaktiverte motstående skjæreblader konstruert for å kutte uten å kollapse kveilerøret; the cutting module is provided with pressure activated opposed cutting blades designed to cut without collapsing the coil tube;

et par av motstående trykkaktiverte stemplers skjæreblader festet til stemplene; a pair of opposed pressure actuated piston cutting blades attached to the pistons;

senking av kveilerøret gjennom kuttemodulen; og lowering the coil tube through the cutting module; and

tilføring av trykk til kuttemodulen for å aktivere skjærebladene slik at skjærebladene overlapper ved aktivering av stemplene for å kutte kveilerøret. applying pressure to the cutting module to actuate the cutting blades so that the cutting blades overlap upon actuation of the pistons to cut the coiled tube.

Figur 1 illustrerer et sjøbasert system omfattende et undersjøisk tre som omfatter en utførelsesform av kuttemodulen ifølge foreliggende oppfinnelse. Figur 2 illustrerer et undersjøisk system omfattende et undersjøisk tre som omfatter en utførelsesform av kuttemodulen ifølge foreliggende oppfinnelse. Figur 3 viser en utførelsesform av kuttemodulen ifølge foreliggende oppfinnelse, med bladene i sine åpne stillinger. Figur 4 illustrerer en utførelsesform av kuttemodulen som er anbrakt inne i et undersjøisk og med sine kutteblader aktivert. Figur 5 viser et snitt sett ovenfra av den V-formede geometrien ifølge én utførelsesform av kuttebladene. Figur 6 viser et snitt sett ovenfra av en krummet geometri ifølge én utførelsesform av kuttebladene. Figur 7 viser et snitt sett ovenfra av en utførelsesform av kuttemodulen som omfatter teleskopiske stempler. Figur 8 viser et snitt sett fra siden av en utførelsesform av kuttemodulen som omfatter teleskopiske stempler. Figur 9 illustrerer en utførelsesform av kuttemodulen der kuttemodulen befinner seg nedenfor kuleventilen. Figure 1 illustrates a sea-based system comprising an underwater tree comprising an embodiment of the cutting module according to the present invention. Figure 2 illustrates an underwater system comprising an underwater tree comprising an embodiment of the cutting module according to the present invention. Figure 3 shows an embodiment of the cutting module according to the present invention, with the blades in their open positions. Figure 4 illustrates an embodiment of the cutting module which is placed inside a submarine and with its cutting blades activated. Figure 5 shows a section seen from above of the V-shaped geometry according to one embodiment of the cutting blades. Figure 6 shows a section seen from above of a curved geometry according to one embodiment of the cutting blades. Figure 7 shows a section seen from above of an embodiment of the cutting module comprising telescopic pistons. Figure 8 shows a section seen from the side of an embodiment of the cutting module comprising telescopic pistons. Figure 9 illustrates an embodiment of the cutting module where the cutting module is located below the ball valve.

En skal være klar over at foreliggende oppfinnelse ikke er begrenset til anvendelse med de konkrete utførelsesformene av de undersjøiske systemene som er vist, men den kan anvendes med like stor fordel i ethvert annet brønnsystem der det kan bli nødvendig å kutte kveilerør, kabel, vaier, glattledning eller andre produksjons- eller kommunikasjonslinjer. One should be aware that the present invention is not limited to use with the concrete embodiments of the subsea systems shown, but it can be used with equal advantage in any other well system where it may be necessary to cut coil pipes, cables, wires, straight wire or other production or communication lines.

Videre, selv om oppfinnelsen primært er beskrevet i forbindelse med kveile-rørførte intervensjonsverktøy, må en forstå at foreliggende oppfinnelse også kan anvendes til fordel for å kutte kabel, vaier, glattledning eller andre produksjons- eller kommunikasjonslinjer når det er behov for dette. Furthermore, even though the invention is primarily described in connection with coil-piped intervention tools, it must be understood that the present invention can also be used to the advantage of cutting cable, wire, smooth wire or other production or communication lines when there is a need for this.

Med henvisning til figurene, der like referansetegn anvendes for like deler gjennom alle tegningene, viser figur 1 en brønn 10 som forløper gjennom etfluid-reservoar 12, samt et sjøbasert system 14 som er egnet til å teste produktiviteten til brønnen 10. Det sjøbaserte systemet 14 omfatter et overflatesystem 16 som omfatter et produksjonsfartøy 18, og et undersjøisk system 20 som omfatter en utblåsningssikringsstakk 22 og et undersjøisk brønnhode 24. With reference to the figures, where like reference signs are used for like parts throughout all the drawings, figure 1 shows a well 10 which runs through a fluid reservoir 12, as well as a sea-based system 14 which is suitable for testing the productivity of the well 10. The sea-based system 14 comprises a surface system 16 which comprises a production vessel 18, and a subsea system 20 which comprises a blowout protection stack 22 and a subsea wellhead 24.

Det undersjøiske brønnhodet 24 er festet til havbunnen 26, og utblåsningssikringsstakken 22 er montert på det undersjøiske brønnhodet 24. Utblåsningssikringsstakken 22 omfatter stempelventiler 28 og ringformede støtteenheter (eng. preventers) 30 som kan opereres for å forsegle og inneholde trykk i brønnen 10. Et marint stigerør 32 forbinder utblåsningssikringsstakken 22 med fartøyet 18, og tilveiebringer en kanal 34 gjennom hvilken verktøy og fluid kan bringes mellom far-tøyet 18 og brønnen 10. I den viste utførelsesformen befinner produksjonsrør-strengen 36 seg inne i det marine stigerøret 32 for å lette strømningen av formasjonsfluider fra fluidreservoaret 12 til fartøyet 18. The subsea wellhead 24 is attached to the seabed 26, and the blowout prevention stack 22 is mounted on the subsea wellhead 24. The blowout prevention stack 22 includes piston valves 28 and annular preventers 30 which are operable to seal and contain pressure in the well 10. A marine riser 32 connects the blowout protection stack 22 to the vessel 18, and provides a channel 34 through which tools and fluid can be brought between the vessel 18 and the well 10. In the embodiment shown, the production tubing string 36 is located within the marine riser 32 to facilitate flow of formation fluids from the fluid reservoir 12 to the vessel 18.

Det undersjøiske systemet 20 omfatter et The underwater system 20 comprises a

sikkerhets-innestengningssystem 38 som tilveiebringer automatisk innestengning av brønnen 10 dersom forhold på fartøyet 18 eller i brønnen 10 avviker fra forbestemte grenser. Sikkerhets-innestengningssystemet 38 omfatter et undersjøisk tre 40 som er landet i utblåsningssikringsstakken 22 på produksjonsrørstrengen 36. En nedre andel 42 av produksjonsrørstrengen 36 er understøttet av et oppheng (eng. fluted hanger) 44. safety shut-in system 38 which provides automatic shut-in of the well 10 if conditions on the vessel 18 or in the well 10 deviate from predetermined limits. The safety containment system 38 comprises a subsea tree 40 which is landed in the blowout protection stack 22 on the production pipe string 36. A lower portion 42 of the production pipe string 36 is supported by a fluted hanger 44.

Det undersjøiske treet 40 omfatter en ventilenhet 46 og en låseenhet 48. Ventilenheten 46 tjener som hovedstyringsventil under testing av brønnen 10. Ventilenheten 46 omfatter en normalt lukket klaffventil 50 og en normalt lukket kuleventil 52. Klaffventilen 50 og kuleventilen 52 kan være serielt opererte. The subsea tree 40 comprises a valve unit 46 and a locking unit 48. The valve unit 46 serves as the main control valve during testing of the well 10. The valve unit 46 comprises a normally closed flap valve 50 and a normally closed ball valve 52. The flap valve 50 and the ball valve 52 can be serially operated.

Låsen 48 gjør at en øvre andel 54 av produksjonsrørstrengen 36 kan koples fra det undersjøiske treet 40 om ønskelig. The lock 48 enables an upper portion 54 of the production pipe string 36 to be disconnected from the subsea tree 40 if desired.

I én utførelsesform av foreliggende oppfinnelse omfatter det undersjøiske treet 40 videre en kuttemodul 56 omfattende motstående skjæreblader 58. Kuttemodulen 56 er tilveiebrakt nedenfor ventilenheten 46. Dersom det oppstår en nød-situasjon under utplassering eller anvendelse av intervensjonsverktøy som er ført ned gjennom produksjonsrørstrengen 36 på kveilerør, aktiveres bladene 58 i kuttemodulen 56 for å kutte kveilerøret før brønnen blir stengt. In one embodiment of the present invention, the subsea tree 40 further comprises a cutting module 56 comprising opposing cutting blades 58. The cutting module 56 is provided below the valve unit 46. If an emergency situation arises during the deployment or use of intervention tools that are brought down through the production pipe string 36 on coiled tubing , the blades 58 in the cutting module 56 are activated to cut the coiled tubing before the well is closed.

Figur 2 illustrerer et undersjøisk system 20 som omfatter en utførelsesform Figure 2 illustrates a subsea system 20 which comprises one embodiment

av kuttemodulen 56 ifølge foreliggende oppfinnelse. Det undersjøiske systemet 20 er konstruert for å lette produksjon fra en brønn 10 til et sjøbasert fartøy (ikke vist). Det undersjøiske systemet omfatter en utblåsningssikringsstakk 22, et undersjøisk brønnhode 24 og et sikkerhets-innestengningssystem 38. Det undersjøiske brønn-hodet 24 er festet til havbunnen 26, og utblåsningssikringsstakken 22 er montert på det undersjøiske brønnhodet 24. Utblåsningssikringsstakken 22 omfatter stempelventiler 28 og ringformede støtteenheter 30 som kan opereres for å forsegle og inneholde trykk i brønnen 10. Et marint stigerør 32 forbinder utblåsningssikringsstakken 22 med et sjøbasert fartøy og tilveiebringer en kanal gjennom hvilken verktøy og fluider kan bringes mellom fartøyet og brønnen 10.1 den viste utførelses-formen er produksjonsrørstrengen 36 tilveiebrakt inne i det marine stigerøret 32 for å lette strømningen av formasjonsfluider fra fluidreservoaret til fartøyet. of the cutting module 56 according to the present invention. The subsea system 20 is designed to facilitate production from a well 10 to a sea-based vessel (not shown). The subsea system comprises a blowout prevention stack 22, a subsea wellhead 24 and a safety containment system 38. The subsea wellhead 24 is attached to the seabed 26, and the blowout prevention stack 22 is mounted on the subsea wellhead 24. The blowout prevention stack 22 includes piston valves 28 and annular support assemblies 30 which can be operated to seal and contain pressure in the well 10. A marine riser 32 connects the blowout protection stack 22 to a sea-based vessel and provides a channel through which tools and fluids can be brought between the vessel and the well 10.1 the embodiment shown, the production tubing string 36 is provided inside the marine riser 32 to facilitate the flow of formation fluids from the fluid reservoir to the vessel.

Sikkerhets-innestengningssystemet 38 i det undersjøiske systemet 20 tilveiebringer automatisk innestengning av brønnen 10 dersom forhold på fartøyet avviker fra forbestemte grenser. Sikkerhets-innestengningssystemet 38 omfatter et undersjøisk tre 40 som er landet i utblåsningssikringsstakken 22 på produksjons-rørstrengen 36. En nedre andel 42 av produksjonsrørstrengen 36 holdes av et oppheng 44. Det undersjøiske treet 40 omfatter en ventilenhet 46 og en låseenhet 48. Ventilenheten 46 tjener som hovedstyringsventil under testing av brøn-nen 10. Ventilenheten 46 omfatter en normalt lukket klaffventil 50 og en normalt lukket kuleventil 52. Klaffventilen 50 og kuleventilen 52 kan være serielt opererte. Låseenheten 48 gjør at en øvre andel 54 av produksjonsrørstrengen 36 kan koples fra det undersjøiske treet 40 om ønskelig. The safety shut-in system 38 in the subsea system 20 provides automatic shut-in of the well 10 if conditions on the vessel deviate from predetermined limits. The safety containment system 38 comprises a subsea tree 40 which is landed in the blowout prevention stack 22 on the production string 36. A lower portion 42 of the production string 36 is held by a hanger 44. The subsea tree 40 comprises a valve assembly 46 and a locking assembly 48. The valve assembly 46 serves as the main control valve during testing of the well 10. The valve unit 46 comprises a normally closed flap valve 50 and a normally closed ball valve 52. The flap valve 50 and the ball valve 52 can be serially operated. The locking unit 48 enables an upper portion 54 of the production pipe string 36 to be disconnected from the subsea tree 40 if desired.

En utførelsesform av kuttemodulen 56 ifølge foreliggende oppfinnelse er tilveiebrakt inne i det undersjøiske treet 40. Kuttemodulen 56 er tilveiebrakt nedenfor ventilenheten 46, og er i figur 2 vist med sine blader 58 i deres åpne stilling. Dersom det oppstår en nødsituasjon under utplassering eller bruk av intervensjonsverktøy som er ført ned gjennom produksjonsrørstrengen 36 på kveilerør, aktiveres bladene 58 i kuttemodulen 56 for å kutte kveilerøret før brønnen blir stengt. An embodiment of the cutting module 56 according to the present invention is provided inside the underwater tree 40. The cutting module 56 is provided below the valve unit 46, and is shown in Figure 2 with its blades 58 in their open position. If an emergency situation occurs during the deployment or use of intervention tools that have been brought down through the production pipe string 36 on coiled tubing, the blades 58 in the cutting module 56 are activated to cut the coiled tubing before the well is closed.

Figur 3 viser én utførelsesform av kuttemodulen 56 ifølge foreliggende oppfinnelse, med dens blader 58 i sine åpne stillinger. Et intervensjonsverktøy 60 er ført ned gjennom kuttemodulen 56 på kveilerør 62. Figure 3 shows one embodiment of the cutting module 56 according to the present invention, with its blades 58 in their open positions. An intervention tool 60 is guided down through the cutting module 56 on the coil tube 62.

Bladene 58 er vist i deres åpne stilling, og er festet til et stempel 64 tilveiebrakt inne i et stempelhus 66. Stempelhuset 66 og den utvendige veggen 70 av kuttemodulen 56 definerer et trykkammer 68. Én eller flere trykkporter 72 er tilveiebrakt i den utvendige veggen 70 av kuttemodulen 56, og muliggjør kommunikasjon av fluid (for eksempel gass, hydraulikk, etc.) -trykk via styrelinjer (ikke vist) inn i trykkammeret 68. The blades 58 are shown in their open position, and are attached to a piston 64 provided within a piston housing 66. The piston housing 66 and the outer wall 70 of the cutting module 56 define a pressure chamber 68. One or more pressure ports 72 are provided in the outer wall 70. of the cutting module 56, and enables communication of fluid (for example gas, hydraulics, etc.) pressure via control lines (not shown) into the pressure chamber 68.

For å aktivere bladene 58, forsynes fluidtrykk via styrelinjene til den ene eller de flere trykkportene 72. Fluidtrykket presser stemplene 64 mot kveilerøret 62 inntil bladene 58 overlapper og kutter kveilerøret 62 som forløper derimellom. Etter at kveilerøret 62 er kuttet av bladene 58, fjernes tilførselen av fluidtrykk via styreled-ningene, og de trykkaktiverte stemplene 64 og bladene 58 returnerer til åpen til-stand som følge av det mye høyere boringstrykket inne i produksjonsrør-strengen 36. To activate the blades 58, fluid pressure is supplied via the control lines to the one or more pressure ports 72. The fluid pressure presses the pistons 64 against the coil tube 62 until the blades 58 overlap and cut the coil tube 62 which runs between them. After the coiled tubing 62 is cut by the blades 58, the supply of fluid pressure via the control lines is removed, and the pressure-activated pistons 64 and blades 58 return to the open state as a result of the much higher drilling pressure within the production tubing string 36.

I noen utførelsesformer, for å muliggjøre overlapp av bladene 58, er det tilveiebrakt hule slisser 78 (vist med stiplede linjer) i fronten av de motstående bladene 58. In some embodiments, to enable overlapping of the blades 58, hollow slots 78 (shown in dashed lines) are provided in the front of the opposing blades 58.

Figur 4 illustrerer en utførelsesform av kuttemodulen 56 med kuttebladene 58 i aktivert stilling. Kuttemodulen 56 er posisjonert inne i et undersjøisk tre 40 som omfatter en ventilenhet 46 som omfatter en kuleventil 52. Kuttemodulen 56 befinner seg nedenfor kuleventilen 52. Figure 4 illustrates an embodiment of the cutting module 56 with the cutting blades 58 in the activated position. The cutting module 56 is positioned inside an underwater tree 40 which comprises a valve unit 46 which comprises a ball valve 52. The cutting module 56 is located below the ball valve 52.

Under aktivering ved å anvende trykk mot stemplene 64, kutter kuttebladene 58 ethvert kveilerør som måtte befinne seg inne i kuttemodulen 56. Etter at kveilerøret er kuttet og fjernet fra det undersjøiske treet 40, stenges kuleventilen 52 for å innestenge brønnen. When actuated by applying pressure to the pistons 64, the cutting blades 58 cut any coiled tubing that may be inside the cutting module 56. After the coiled tubing is cut and removed from the subsea tree 40, the ball valve 52 is closed to seal the well.

Bladene 58 som anvendes av kuttemodulen 56, er spesialkonstruert for å kutte, og tilveiebringer således et mer effektivt kutt enn tradisjonelt utstyr, så som kuleventilersom anvendes for å kutte kveilerør. I tester som er gjort i Schlumbergers laboratorier, er effektiviteten til en kuleventil når det gjelder å kutte omtrent 20% i forhold til en grunnleggende skjærenhet (eng. basic shear approximation). Til sam- menlikning har kuttebladene 58 i kuttemodulen 56 utvist en effektivitet på mer enn 100%. The blades 58 used by the cutting module 56 are specially designed to cut, and thus provide a more efficient cut than traditional equipment, such as ball valves used to cut coiled tubing. In tests done in Schlumberger's laboratories, the efficiency of a ball valve when it comes to cutting is approximately 20% compared to a basic shear approximation. For comparison, the cutting blades 58 in the cutting module 56 have shown an efficiency of more than 100%.

I tillegg kan det å kutte et kveilerør med stor diameter med kuleventiler kreve at kveilerøret utsettes for store strekkspenninger. Kuttemodulen 56 ifølge foreliggende oppfinnelse kan kutte kveilerør med stor diameter uten at det anvendes strekkspenninger. In addition, cutting a large diameter coil tube with ball valves may require the coil tube to be subjected to large tensile stresses. The cutting module 56 according to the present invention can cut coiled tubes with a large diameter without the use of tensile stresses.

Bladene 58 i kuttemodulen 56 er konstruert for å hindre kollaps av kveilerøret som kuttes. Som følge av dette er det avkuttede kveilerøret mye lettere å fiske ut etter at det er kuttet. Selv om en rekke forskjellige bladgeometrier kan anvendes med fordel i foreliggende oppfinnelse, er, for illustrasjonsformål, to eksempelvise geometrier vist i figurene 5 og 6. The blades 58 in the cutting module 56 are designed to prevent collapse of the coil tube being cut. As a result, the cut coil tube is much easier to fish out after it has been cut. Although a number of different blade geometries can be used to advantage in the present invention, for illustration purposes, two exemplary geometries are shown in Figures 5 and 6.

I snittet i figur 5 har kutteflaten 74 en V-formet geometri som hindrer kollaps av kveilerøret som kuttes. Tilsvarende, i snittet i figur 6, har kutteflaten 74 av kuttebladet 58 en krummet flate som passer tett med diameteren til kveilerøret som for-løper derimellom. Begge geometriene tjener til å hindre kollaps av kveilerøret for å lette fiskeoperasjoner. In the section in Figure 5, the cutting surface 74 has a V-shaped geometry which prevents the coil tube being cut from collapsing. Correspondingly, in the section in Figure 6, the cutting surface 74 of the cutting blade 58 has a curved surface which fits closely with the diameter of the coil tube which runs between it. Both geometries serve to prevent collapse of the coil tube to facilitate fishing operations.

Som nevnt ovenfor kan et stort antall bladgeometrier anvendes til fordel for å kutte kveilerøret uten å kollapse det. De fleste former, bortsett fra flate bladender, vil oppnå dette. As mentioned above, a large number of blade geometries can be used to the advantage of cutting the coiled tube without collapsing it. Most shapes, except for flat leaf ends, will achieve this.

I andre utførelsesformer omfatter kuttemodulen 56 teleskopiske stempler. På grunn av den begrensede plassen i produksjonsrørstrengen 36 for å holde kutte-utstyret, muliggjør anvendelsen av teleskopiske stempler en lengre bevegelses-lengde for stemplene, og således de til disse festede bladene, enn det som kan oppnås med tradisjonelle stempler. In other embodiments, the cutting module 56 comprises telescopic pistons. Because of the limited space in the production tubing string 36 to hold the cutting equipment, the use of telescopic rams allows for a longer length of travel for the rams, and thus their attached blades, than can be achieved with traditional rams.

En utførelsesform av de teleskopiske stemplene 76 er illustrert i figurene 7 og 8. Figur 7 viser et snitt sett ovenfra av det teleskopiske stempelet 76, og figur 8 viser et snitt sett fra siden. An embodiment of the telescopic pistons 76 is illustrated in figures 7 and 8. Figure 7 shows a section seen from above of the telescopic piston 76, and figure 8 shows a section seen from the side.

De teleskopiske stemplene 76 omfatter flere stempeldeler og et kutteblad 58. I den viste utførelsesformen har kutteflaten 74 av kuttebladet 58 en V-formet geometri. En må imidlertid forstå at en krummet radius eller en annen anvendbar geometri kan anvendes til fordel. The telescopic pistons 76 comprise several piston parts and a cutting blade 58. In the embodiment shown, the cutting surface 74 of the cutting blade 58 has a V-shaped geometry. However, one must understand that a curved radius or other applicable geometry can be used to advantage.

Kuttemodulen 56 omfatter to teleskopiske stempler 76 som ligger motsatt for hverandre. Når det bygges opp trykk, begynner stempeldelene å bevege seg, og ekspanderer til en lengde som er større enn den som kan oppnås med et tradisjonelt stempel. De teleskopiske stemplene 76 ekspanderer inntil de overlapper, og bladene 58 skjærer over ethvert materiale som forløper mellom dem. For å muliggjøre overlapp, er det tilveiebrakt hule slisser 78 på overflaten av stemplene 76 ovenfor ett av bladene 58 og nedenfor det passformede bladet 58. The cutting module 56 comprises two telescopic pistons 76 which lie opposite each other. As pressure builds, the piston parts begin to move, expanding to a length greater than that achievable with a traditional piston. The telescopic rams 76 expand until they overlap, and the blades 58 cut across any material extending between them. To enable overlap, hollow slots 78 are provided on the surface of the pistons 76 above one of the blades 58 and below the fitted blade 58.

Etter kutteprosessen fjernes tilførselen av fluidtrykket, og delene av de teleskopiske stemplene 76 returnerer til sine ikke-ekspanderte stillinger som følge av det mye høyere boringstrykket inne i produksjonsrørstrengen. After the cutting process, the supply of fluid pressure is removed and the portions of the telescopic pistons 76 return to their non-expanded positions as a result of the much higher drilling pressure within the production tubing string.

Under operasjon, som vist i figur 1, landes det undersjøiske treet 40 i utblåsningssikringsstakken 22, omfattende stempelventilene 28 og ringformede In operation, as shown in Figure 1, the subsea tree 40 is landed in the blowout prevention stack 22, comprising the piston valves 28 and annular

støtteenheter 30, på produksjonsrørstrengen 36. Klaffventilen 50 og kuleventilen 52 i det undersjøiske treet 40 er åpne for å muliggjøre strømning av fluid fra den nedre andelen 42 av produksjonsrørstrengen 36 til den øvre andelen 54 av produksjons-rørstrengen 36. I tillegg muliggjør de åpne ventilene 50, 52 innføring av verktøy på kveilerør (eller kabel, vaier, glattledning, kommunikasjonslinjer, etc.) gjennom pro-duksjonsrørstrengen 36 for å utføre intervensjonsoperasjoner. support units 30, on the production string 36. The flap valve 50 and the ball valve 52 in the subsea tree 40 are open to enable the flow of fluid from the lower portion 42 of the production string 36 to the upper portion 54 of the production string 36. In addition, the open valves 50, 52 introducing tools on coiled tubing (or cable, wire, smooth wire, communication lines, etc.) through the production tubing string 36 to perform intervention operations.

Dersom det oppstår en nødsituasjon under en intervensjonsoperasjon, aktiveres kuttemodulen 56 for å kutte kveilerøret. Når det er kuttet, heves den andelen av kveilerøret som befinner seg i den øvre andelen 54 av produksjonsrør-strengen 36 oppover inntil dets kuttede ende går klar av både kuleventilen 52 og klaffventilen 50 i ventilenheten 46. Etter dette kan ventilene 50, 52 stenges automatisk for å hindre at det strømmer fluid fra den nedre andelen 42 av produksjons-rørstrengen 36 til den øvre andelen 54 av produksjonsrørstrengen 36. Når ventilene 50, 52 er stengt, frigjøres låseenheten 48, slik at den øvre andelen 54 av pro-duksjonsrørstrengen 36 kan koples fra det undersjøiske brønnhodet 40 og hentes opp til fartøyet 18 eller heves til et nivå som er slik at fartøyet 18 kan kjøre vekk om nødvendig. If an emergency situation occurs during an intervention operation, the cutting module 56 is activated to cut the coiled tube. Once cut, the portion of the coil tubing located in the upper portion 54 of the production tubing string 36 is raised upward until its cut end clears both the ball valve 52 and the poppet valve 50 in the valve assembly 46. After this, the valves 50, 52 can be automatically closed to prevent fluid from flowing from the lower portion 42 of the production tubing string 36 to the upper portion 54 of the production tubing string 36. When the valves 50, 52 are closed, the locking unit 48 is released, so that the upper portion 54 of the production tubing string 36 can is connected from the subsea wellhead 40 and brought up to the vessel 18 or raised to a level that is such that the vessel 18 can drive away if necessary.

Etter nødsituasjonen kan fartøyet 18 returnere til brønnområdet, og det marine stigerøret 32 kan koples til utblåsningssikringsstakken 22 på nytt. Sikkerhets-innestengningssystemet 38 kan igjen utplasseres og tas i bruk, og den andelen av kveilerøret som ble etterlatt i den nedre andelen 42 av produksjons-rørstrengen 36 kan hentes tilbake med forskjellige fiskeoperasjoner. After the emergency, the vessel 18 can return to the well area, and the marine riser 32 can be connected to the blowout protection stack 22 again. The safety containment system 38 can again be deployed and put into use, and the portion of the coiled tubing that was left in the lower portion 42 of the production tubing string 36 can be retrieved with various fishing operations.

Det er viktig å merke seg at den ovenfor beskrevne utførelsesformen kan anvendes i både vertikale og horisontale brønner. Ettersom kuttemodulen 56 kutter kveilerøret nedenfor ventilene 50, 52, vil ikke den avkuttede andelen av kveilerøret være til hinder for lukking av ventilene 50, 52. It is important to note that the embodiment described above can be used in both vertical and horizontal wells. As the cutting module 56 cuts the coil tube below the valves 50, 52, the cut-off portion of the coil tube will not hinder the closing of the valves 50, 52.

En annen utførelsesform av foreliggende oppfinnelse er vist i figur 9.1 denne utførelsesformen er kuttemodulen 56 tilveiebrakt ovenfor klaffventilen 50 og kuleventilen 52. Som sådan er denne utførelsesformen er nyttig i vertikale brønner. Another embodiment of the present invention is shown in figure 9.1 in this embodiment, the cutting module 56 is provided above the flap valve 50 and the ball valve 52. As such, this embodiment is useful in vertical wells.

Under operasjon landes det undersjøiske treet 40 i utblåsningssikringsstakken 22, omfattende stempelventilene 28 og ringformede støtteenheter 30, på produksjonsrørstrengen 36. Klaffventilen 50 og kuleventilen 52 i det undersjøiske treet 40 er åpne for å muliggjøre strømning av fluid fra den nedre andelen 42 av produksjonsrørstrengen 36 til den øvre andelen 54 av produksjonsrørstrengen 36.1 tillegg muliggjør de åpne ventilene 50, 52 innføring av verktøy på kveilerør (eller kabel, vaier, glattledning, kommunikasjonslinjer, etc.) gjennom produksjonsrør-strengen 36 for å utføre intervensjonsoperasjoner. In operation, the subsea tree 40 is landed in the blowout protection stack 22, comprising the piston valves 28 and annular support units 30, on the production tubing string 36. The poppet valve 50 and ball valve 52 in the subsea tree 40 are open to allow flow of fluid from the lower portion 42 of the production tubing string 36 to the upper portion 54 of the production pipe string 36.1 in addition, the open valves 50, 52 enable the introduction of tools on coiled tubing (or cable, wire, smooth wire, communication lines, etc.) through the production pipe string 36 to perform intervention operations.

Dersom det oppstår en nødsituasjon under en intervensjonsoperasjon, aktiveres kuttemodulen 56 for å kutte kveilerøret. Når det er kuttet, faller den andelen av kveilerøret som befinner seg i den nedre andelen 42 av produksjonsrør-strengen 36 inne i den vertikale brønnen inntil den går klar av både kuleventilen 52 og klaffventilen 50 i ventilenheten 46. Etter dette kan ventilene 50, 52 stenges automatisk for å hindre at det strømmer fluid fra den nedre andelen 42 av produk-sjonsrørstrengen 36 til den øvre andelen 54 av produksjonsrørstrengen 36. Når ventilene 50, 52 er stengt, frigjøres låseenheten 48, slik at den øvre andelen 54 av produksjonsrørstrengen 36 kan koples fra det undersjøiske brønnhodet 40 og hentes opp til fartøyet (ikke vist) eller heves til et nivå som er slik at fartøyet kan kjøre vekk om nødvendig. If an emergency situation occurs during an intervention operation, the cutting module 56 is activated to cut the coiled tube. Once cut, the portion of the coil tubing located in the lower portion 42 of the production tubing string 36 falls into the vertical well until it is clear of both the ball valve 52 and the poppet valve 50 in the valve assembly 46. After this, the valves 50, 52 are automatically closed to prevent fluid from flowing from the lower part 42 of the production pipe string 36 to the upper part 54 of the production pipe string 36. When the valves 50, 52 are closed, the locking unit 48 is released, so that the upper part 54 of the production pipe string 36 can is connected from the underwater wellhead 40 and brought up to the vessel (not shown) or raised to a level that is such that the vessel can drive away if necessary.

Etter nødsituasjonen kan fartøyet returnere til brønnområdet, og det marine stigerøret 32 kan koples til utblåsningssikringsstakken 22 på nytt. Sikkerhets-innestengningssystemet 38 kan igjen utplasseres og tas i bruk, og den andelen av kveilerøret som ble etterlatt i den nedre andelen 42 av produksjonsrør-strengen 36 kan hentes tilbake ved forskjellige fiskeoperasjoner. After the emergency, the vessel can return to the well area, and the marine riser 32 can be connected to the blowout protection stack 22 again. The safety containment system 38 can again be deployed and put into use, and the portion of the coiled tubing that was left in the lower portion 42 of the production tubing string 36 can be retrieved by various fishing operations.

Claims

1. Subsea tree (40) comprising a valve unit (46) and a locking unit (48), the valve unit comprising a normally closed flap valve (50) and a normally closed ball valve (52), characterized in that: the valve assembly (46) is designed to control flow and allow pipe-deployed tools to be lowered therethrough; a cutting module (56) constructed to allow pipe-deployed tools to be lowered therethrough, the cutting module (56) having opposed cutting blades (58) designed to cut pipelines; the cutting module (56) is located between the flap valve (50) and the ball valve (52); a pair of opposed pressure actuated pistons (64); and cutting blades attached to the pistons so that the cutting blades (58) overlap upon activation of the pistons (64).

2. Underwater wood (40) according to claim 1, characterized in that the opposing cutting blades (58) can be activated by fluid pressure.

3. Underwater wood (40) according to claim 1, characterized in that the cutting module (56) is provided below the valve unit (46).

4. Underwater wood (40) according to claim 1, characterized in that the cutting module (56) is provided above the valve unit (46).

5. Underwater wood (40) requirement 1, characterized in that the pistons (64) are telescopic pistons (76).

6. Underwater wood (40) according to claim 5, characterized in that the pistons (76) further comprise hollow slots (78) to enable overlapping of the cutting blades (58).

7. Underwater wood (40) according to claim 1, characterized in that the cutting blades (58) comprise a V-shaped cutting surface.

8. Underwater wood (40) according to claim 1, characterized in that the cutting blades (58) comprise a curved cutting surface.

9. Underwater wood (40) according to claim 8, characterized in that the curved cutting surface is designed after the pipeline to be cut.

10. Underwater wood (40) according to claim 1, characterized in that the cutting module (56) is provided in an underwater production system.

11. Underwater wood (40) according to claim 1, characterized in that the cutting module (56) is provided in an underwater test tree.

12. Underwater wood (40) according to claim 1, characterized in that the cutting module (56) is provided below a ball valve (52) which is provided as a safety valve.

13. Underwater wood (40) according to claim 1, characterized in that the cutting module (56) is provided above a ball valve (56) which is provided as a safety valve.

14. Method for cutting coiled tubing downhole in a subsea tree (40) comprising a valve assembly (46) and a locking assembly (48), the valve assembly comprising a normally closed flap valve (50) and a normally closed ball valve (52), without collapsing coil tube, characterized by: providing a cutting module housing (56) between the poppet valve (50) and the ball valve (52), the cutting module (56) being provided with pressure-activated opposed cutting blades (58) designed to cut without collapsing the coil tube; a pair of opposed pressure actuated piston cutting blades (58) attached to the pistons; lowering the coil tube through the cutting module (56); and applying pressure to the cutting module (56) to actuate the cutting blades (58) such that the cutting blades (58) overlap upon actuation of the pistons (64) to cut the coiled tube.