NO336759B1

NO336759B1 - Partial coiled-in-coiled tubing and method of assembling a protected coiled tubing string

Info

Publication number: NO336759B1
Application number: NO20021101A
Authority: NO
Inventors: John Gordon Misselbrook; Richard A Altman; William G Gavin; Alexander R Crabtree
Original assignee: Baker Hughes Inc
Priority date: 1999-09-10
Filing date: 2002-03-06
Publication date: 2015-10-26
Also published as: NO20021101L; CA2384342A1; DK200200303A; AU6141299A; NO20021101D0; CA2384342C; GB2372772B; GB0207992D0; GB2372772A; DK176672B1; WO2001020213A1

Description

DELVIS KVEIL-I-KVEIL-RØR SAMT FREMGANGSMÅTE FOR Å SETTE SAMMEN EN BESKYTTET KVEILRØRSTRENG PARTIAL COIL-IN-COIL PIPE AND METHOD OF ASSEMBLING A PROTECTED COIL PIPE STRING

Oppfinnelsen vedrører kveilrørsstrenger og særlig rørstrenger som delvis er doble, innbefattet fremgangsmåter for sammensetting av slike strenger. The invention relates to coiled pipe strings and in particular pipe strings which are partly double, including methods for assembling such strings.

Denne oppfinnelse er tangentielt beslektet med amerikansk patent nr. 5,638,904 - Safeguarded Method and Apparatus for Fluid Communication Using Coiled Tubing, With Application to Drill Stem Testing (Sikker fremgangsmåte og apparat for fluid-transport ved bruk av kveilrør, anvendt ved borestrengstesting) - oppfinnere Misselbrook m/fl.; PCT-søknad US 97/03563 inngitt 3.5.97 for Method and Apparatus using Coil-in-Coil Tubing for Well Formation, Treatment, Test and Measurement Operations (Fremgangsmåte og apparat som benytter kveil-i-kveil-rør for brønnformasjons-, be-handlings-, test- og måleoperasjoner) - oppfinnere Misselbrook m/fl.; og US SN 08/564,357 med tittelen Insulated and/or Concentric Coiled Tubing (Isolert og/eller konsentrisk kveilrør). This invention is tangentially related to US Patent No. 5,638,904 - Safeguarded Method and Apparatus for Fluid Communication Using Coiled Tubing, With Application to Drill Stem Testing - inventors Misselbrook m/f.; PCT application US 97/03563 filed 3.5.97 for Method and Apparatus using Coil-in-Coil Tubing for Well Formation, Treatment, Test and Measurement Operations - action, test and measurement operations) - inventors Misselbrook et al.; and US SN 08/564,357 entitled Insulated and/or Concentric Coiled Tubing.

Den foreliggende oppfinnelse vedrører apparat og sammenstilling for i det minste en delvis dobbel produksjonsrør- eller "kveil-i-kveil"-rørstreng, av og til kalt PCCT, hvor et indre rør er avtettet inne i et ytre kveilrør. Det skal forstås at selv om uttrykket kveil-i-kveil kan bli brukt, behøver ikke det "indre rør" nødvendigvis være "kveilrør", eller "kveilrør" slik det er kjent eller blir praktisert i dag. Vanlig "kveilrør" som det "indre rør" gir en praktisk løsning for første utførelser. Det indre rør kunne imidlertid omfatte et forlengningsrør for eksempel. Videre kan det, men ikke nødvendigvis, helt eller delvis finnes et ringrom i og for seg avgrenset mellom det indre og det ytre rør. Ethvert ringrom som utformes, er fortrinnsvis smalt. The present invention relates to apparatus and assembly for at least a partially dual production tubing or "coil-in-coil" tubing string, sometimes referred to as PCCT, where an inner tube is sealed within an outer coil tube. It should be understood that although the term coil-in-coil may be used, the "inner tube" need not necessarily be "coil tube", or "coil tube" as it is known or practiced today. Ordinary "coil tube" as the "inner tube" provides a practical solution for first designs. However, the inner tube could include an extension tube, for example. Furthermore, there may, but not necessarily, be a ring space in and of itself demarcated between the inner and the outer tube, in whole or in part. Any annulus formed is preferably narrow.

Siden tilveiebringelse av dobbelt rør i en streng skulle øke kostnadene ved en streng, kan det være en kostnadsfordel ved å minimere lengden på det doble parti. Dessuten kan "delvise" kveil-i-kveil-strenger, eller PCCT, ha kostnadsfordeler. En delvis dobbel flerbruksuniversalstreng skal ha nok dobbel lengde til å dekke den forutsette brønn-intervallengde som skal betjenes. PCCT-strengens samlede lengde vil velges for å be- tjene et typisk dybdeområde for brønner på et spesielt sted. Men kveilrør kan tilføyes eller fjernes fra bunnen av den ytre kveilrørsstreng for å passe til brønner utenfor det vanlige dybdeområde. En fullstendig, dobbel rørstreng ville selvsagt fungere tilfreds-stillende, men ville være dyrere. Alternativt kunne det utformes en delvis dobbel streng ved å forbinde et fullstendig, dobbelt parti med et enkelt parti. En slik delvis dobbel streng vil kunne utformes på forhånd og transporteres til en jobb, eller utformes på et jobbsted. Since the provision of double pipe in a string would increase the cost of a string, there may be a cost advantage in minimizing the length of the double lot. Also, "partial" coil-in-coil strings, or PCCTs, can have cost advantages. A partially double multipurpose universal string must have enough double length to cover the expected well interval length to be serviced. The total length of the PCCT string will be chosen to serve a typical depth range for wells in a particular location. But coiled tubing can be added or removed from the bottom of the outer coiled tubing string to suit wells outside the normal depth range. A complete, double pipe string would of course work satisfactorily, but would be more expensive. Alternatively, a partial double string could be formed by joining a complete double lot with a single lot. Such a partial double string could be designed in advance and transported to a job, or designed at a job site.

Et nøkkelformål ved bruk av en i det minste delvis dobbel streng er å tilveiebringe en beskyttende barriere på overflaten for å gjøre det mulig trygt å pumpe brønnfluider opp eller ned. (Overflate brukes i dette skrift generelt for å vise til over brønnhodet.) For å tilveiebringe denne fordel, har en dobbel streng et avtettet ringrom, eller rørene er tettet inntil hverandre helt eller delvis. I en dobbel rørstreng ville ringrommet fortrinnsvis være avtettet ved eller nær en nedre ende av det indre rør, og tetningen er fortrinnsvis plassert på tvers av ringrommet mellom det indre og ytre kveilrør, mest fortrinnsvis inne i det ytre kveilrør. Et eventuelt ringrom ville også fortrinnsvis være smalt for å gi maksimalt arbeidsrom. Det kan tilveiebringes middel for å overvåke fluidstatus, slik som fluidgjennomstrømning eller trykk, inne i et eventuelt dannet ringrom. Et trykksatt fluid slik som nitrogen, kunne for eksempel injiseres i ringrommet, eller eksisterende fluid inne i et ringrom kunne trykksettes. A key purpose of using an at least partially double string is to provide a protective barrier at the surface to enable safe pumping of well fluids up or down. (Surface is generally used in this writing to refer to above the wellhead.) To provide this advantage, a double string has a sealed annulus, or the tubes are fully or partially sealed to each other. In a double pipe string, the annulus would preferably be sealed at or near a lower end of the inner tube, and the seal is preferably located across the annulus between the inner and outer coiled tubes, most preferably inside the outer coiled tube. Any ring space would also preferably be narrow to provide maximum working space. Means can be provided to monitor fluid status, such as fluid flow or pressure, inside a possibly formed annulus. A pressurized fluid such as nitrogen could, for example, be injected into the annulus, or existing fluid inside an annulus could be pressurized.

Det er vanlig å benytte kveilrør i brønnvedlikehold for overhaling av brønner. Ved en overhaling blir en kontinuerlig kveilrørsstreng injisert i en levende brønn ved bruk av en tilknyttet pakkboks plassert over brønnhodet. Mange kveilrørsoverhalinger finner sted under forhold med levende brønn. Kveilrør har vist seg å være særlig nyttig ved arbeid gjennom produksjonsrør eller kompletteringsrør. It is common to use coiled tubing in well maintenance for the overhaul of wells. In an overhaul, a continuous coiled tubing string is injected into a live well using an associated stuffing box placed above the wellhead. Many coiled tubing overhauls take place under live well conditions. Coiled pipe has proven to be particularly useful when working through production pipes or completion pipes.

Ved normale operasjoner trykksettes kveilrøret med overtrykk vis-å-vis brønntrykk. Dette sikrer at dersom det skulle utvikle seg noen lekkasjer i røret, ville de resultere i utstrømning fra røret snarere enn det motsatte, noe som er viktig av sikkerhetsgrun-ner. Trykk i kveilrøret holder også brønnfluider fra å bevege seg bakover opp gjennom rørboringen. Brønnfluider er henvist til det ringformede rom mellom kveilrøret og pro-duksjonsrøret eller kompletteringsrøret. Hvis brønnfluider blir produsert opp gjennom det ringformede rom utenfor kveilrøret, kan de håndteres på vanlig sikker måte ved et brønnhode. In normal operations, the coiled pipe is pressurized with overpressure vis-a-vis well pressure. This ensures that if any leaks were to develop in the pipe, they would result in outflow from the pipe rather than the opposite, which is important for safety reasons. Pressure in the coiled tubing also keeps well fluids from moving backward up through the tubing bore. Well fluids are referred to the annular space between the coiled tubing and the production tubing or completion tubing. If well fluids are produced up through the annular space outside the coiled tubing, they can be handled in the usual safe manner at a wellhead.

Fluider som pumpes ned gjennom en kveilrørsstreng, strømmer typisk inn i røret ved en ventil plassert på en aksel i den spole som bærer strengen. Fluidene renner gjennom det resterende rør viklet rundt spolen, via svanehalsen og ned gjennom injekto- ren, gjennom pakkboksen, gjennom brønnhodet og ned gjennom borehullet. Hvilke som helst fluider som pumpes ned gjennom en kveilrørsstreng, kan således tilbake-legge en betydelig rørlengde på overflaten. Fluids pumped down through a coiled tubing string typically flow into the tubing at a valve located on a shaft in the coil that carries the string. The fluids flow through the remaining pipe wrapped around the coil, via the gooseneck and down through the injector, through the stuffing box, through the wellhead and down through the borehole. Any fluids that are pumped down through a coiled pipe string can thus cover a considerable pipe length on the surface.

Den foreliggende oppfinnelse regner med at noen anvendelser ved levende brønner kunne gjennomføres mer effektivt med kveilrør hvis brønnfluider fikk sirkulere opp gjennom røret snarere enn opp gjennom ringrommet. Ved noen anvendelser, for eksempel, tilveiebringer ringrommet utenfor røret en mer effektiv bane for nedpumping, mens boringen overlates til tilbakesirkulering oppover. En gruspakke, for eksempel, kunne være mer effektiv hvis oppslemmet grus ble pumpet ned gjennom det bredere ringformede område mellom produksjonsrør og kveilrør enn ned gjennom den smalere kveilrørsboring. Det ville kunne oppnås høyere sirkulasjonshastigheter ved at slammet ble pumpet ned gjennom ringrommet. Dette er særlig riktig fordi fluid som pumpes ned gjennom boringen, må passere gjennom et overgangsverktøy nær bunnen. Kveil-rørstetning og overgangsverktøyer kan være dyre, og de smale strømningsbaner som naturlig finnes i miniatyrverktøyer, innebærer potensielle blokkeringssteder. Et potensielt gode med det foreslåtte system ligger i elimineringen av behovet for komplekse tetnings- og overgangskombinasjonsverktøyer. Eliminering av kveilrørsovergangsverk-tøyer og deres tilhørende pakninger kunne føre til forbedret operasjonspålitelighet. Det foreslåtte system kunne også lette selvstenging og føre til forbedret ensartethet i sandpakker. The present invention assumes that some applications in live wells could be carried out more effectively with coiled tubing if well fluids were allowed to circulate up through the tubing rather than up through the annulus. In some applications, for example, the annulus outside the tube provides a more efficient path for downpumping, while leaving the bore to recirculate upwards. A gravel pack, for example, could be more efficient if slurried gravel was pumped down through the wider annular area between the production tubing and coiled tubing rather than down the narrower coiled tubing bore. Higher circulation rates could be achieved by pumping the sludge down through the annulus. This is particularly true because fluid pumped down through the bore must pass through a transition tool near the bottom. Coil-tube sealing and transition tools can be expensive, and the narrow flow paths naturally found in miniature tools involve potential blockage sites. A potential advantage of the proposed system lies in the elimination of the need for complex sealing and transition combination tools. Elimination of coil pipe transition tools and their associated gaskets could lead to improved operational reliability. The proposed system could also facilitate self-closing and lead to improved uniformity in sand packs.

En annen anvendelse hvor en kveilrørsboring byr på en mer effektiv kanal for sirkulering av brønnfluider opp gjennom en brønn enn ringrommet mellom kompletteringsrør og kveilrør, er brønnrens. Brønnrens krever oppløfting av sand, grus eller partikkelmateriale som har samlet seg på bunnen av et borehull. Å heve partikkelmateriale uten at dette felles ut, gjør det nødvendig å opprette en oppadrettet strømningshastighet som er et visst antall ganger utfellingshastigheten for partiklene i væsken. Ytterligere vanskeligheter og kompleksitet oppstår ved heving av partikkelmateriale i avviksbrøn-ner. Som et resultat kan det behøves ganske høye strømningshastigheter for å få til en tilstrekkelig væskehastighet i et ringrom for å føre opp partikler. Av og til kan de nødvendige strømningshastigheter bare oppnås ved bruk av de større kveilrørsstørrel-ser som kan være upraktiske eller ellers uøkonomiske. Siden ringrommet mellom et kveilrør og komplettering typisk har et større tverrsnittsareal enn selve rørboringen, ville det behøves et lavere strømningshastighetstrykk for å oppnå samme fluidhastig-het opp gjennom boringen. Another application where a coiled pipe drilling offers a more efficient channel for circulating well fluids up through a well than the annulus between completion pipe and coiled pipe, is well cleaning. Well cleaning requires the lifting of sand, gravel or particulate material that has accumulated at the bottom of a borehole. To raise particulate material without it settling out, it is necessary to create an upward flow velocity that is a certain number of times the settling velocity of the particles in the liquid. Further difficulties and complexity arise when raising particulate material in deviation wells. As a result, quite high flow rates may be required to achieve a sufficient fluid velocity in an annulus to carry particles up. Occasionally, the required flow rates can only be achieved by using the larger coil pipe sizes which may be impractical or otherwise uneconomical. Since the annulus between a coiled pipe and completion typically has a larger cross-sectional area than the pipe bore itself, a lower flow rate pressure would be needed to achieve the same fluid velocity up through the bore.

En tredje anvendelse for et dobbeltkveilrør ifølge den herværende oppfinnelse i levende brønn ligger i å bruke potensielt greit tilgjengelig naturgass for å avlaste væske fra levende brønner. Når naturgass er tilgjengelig ved et brønnhode, enten fra de samme brønner eller fra nabobrønner, kan slik gass være ganske kostnadseffektiv som gass-løftfluid. Pumping av naturgass ned gjennom kveilrør må imidlertid beskyttes på overflaten over brønnhodet. Personale og miljøet må vernes mot lekkasjer som ville kunne utvikle seg i kveilen, før gassen passerer ned under brønnhodet. A third application for a double coil pipe according to the present invention in a live well lies in using potentially readily available natural gas to relieve fluid from live wells. When natural gas is available at a wellhead, either from the same wells or from neighboring wells, such gas can be quite cost-effective as a gas lift fluid. However, pumping natural gas down through coiled tubing must be protected on the surface above the wellhead. Personnel and the environment must be protected against leaks that could develop in the coil, before the gas passes down under the wellhead.

Historisk sett er transportering av brønnfluider på overflaten over brønnhodet gjennom vanlig kveilrør ansett for å være risikofylt. Slik transport er for tiden forbudt for de fleste operasjoner til havs, og er generelt uakseptabel for mange operasjoner på land. Kveilrør blir bøyd ut over sin flytegrense når det av en injektor beveges av fra en spole og over en svanehals. Den plastiske bøyeaktivitet finner typisk sted med høyt trykk påført rørets innvendige rom. Et trykkdifferensial over rørveggen under bøyning øker spenningsnivåer i røret og akselererer angrep av tretthetsbrudd. Kjemikalier som benyttes i brønnoperasjoner, er av og til tilbøyelig til å tære på og korrodere rørmate-riale. Kjemisk korrosjon og oppbygd utmatting kan til slutt føre til små brister i rørets vegg, og kulminere i et "knappenålshull" i røret. Selv om det er mulig å begrense fo-rekomsten av "rene tretthetsknappenålshuller" ved omhyggelig styring av de trett-hetssykluser som røret gjennomgår, kan andre belastninger i røret føre til uventede og for tidlige knappenålshuller. I dag forplanter de fleste knappenålshuller i kveilrør seg fra spenningsopptrinn forårsaket av korrosjon, hvor den vanligste årsak til slike knappenålshuller er innvendig tæring fra kloridkorrosjon. Siden klorider er vanlig på oljefel-tet (sjøvann, NCI, CaCb, osv.), er det nesten umulig å eliminere muligheten for en korrosjonsgrop. Den nest vanligste korrosjonsmekanisme er spenningskorrosjons-sprekking (SCC) som oppstår fra påvirkning av hydrogensulfid. Historically, transporting well fluids on the surface above the wellhead through ordinary coiled tubing is considered to be risky. Such transport is currently prohibited for most operations at sea, and is generally unacceptable for many operations on land. Coiled tubing is bent beyond its yield point when an injector moves it off a spool and over a gooseneck. The plastic bending activity typically takes place with high pressure applied to the inner space of the tube. A pressure differential across the pipe wall during bending increases stress levels in the pipe and accelerates fatigue fracture attack. Chemicals used in well operations are sometimes prone to corroding and corroding pipe material. Chemical corrosion and built-up fatigue can eventually lead to small cracks in the pipe wall, culminating in a "pinhole" in the pipe. Although it is possible to limit the occurrence of "pure fatigue pinholes" by carefully managing the fatigue cycles that the pipe undergoes, other stresses in the pipe can lead to unexpected and premature pinholes. Today, most pinholes in coiled tubes propagate from stress build-ups caused by corrosion, with the most common cause of such pinholes being internal corrosion from chloride corrosion. Since chlorides are common in the oil field (seawater, NCI, CaCb, etc.), it is almost impossible to eliminate the possibility of a corrosion pit. The second most common corrosion mechanism is stress corrosion cracking (SCC) which occurs from exposure to hydrogen sulphide.

En lekkasje av brønnfluid gjennom en sprekk eller et knappenålshull i en streng mellom brønnhodet og en spole setter liv og miljø i fare. Et lite hull eller en liten sprekk virker som en spraydyse som sprayer trykksatt fluid innenfra røret til omgivelsene over bakken. En ansamling av lekket gass ville kunne bli antent av en gnist. Brønnflui-det kunne kanskje inneholde hydrogensulfid eller lignende, for å nevne en annen fare. A leak of well fluid through a crack or a pinhole in a string between the wellhead and a coil puts life and the environment at risk. A small hole or crack acts as a spray nozzle that sprays pressurized fluid from inside the pipe to the surroundings above ground. An accumulation of leaked gas could be ignited by a spark. Well fly-it might contain hydrogen sulphide or the like, to mention another danger.

Kjernen i problemet med å transportere brønnfluider på overflaten i kveilrør er at det mellom brønnhodet og spoleventilen ikke finnes noen beskyttende barriere for mannskapet og miljøet mot lekkasjer fra røret. Muligheten for lekkasjer er ikke tilstrekkelig fjern. En dobbel rørstreng eller et i det minste delvis kveil-i-kveil rør, som foreskrevet av den herværende oppfinnelse, kan kostnadseffektivt tilveiebringe den tiltrengte dob le barriere for å tillate brønnfluider på en trygg måte å sirkuleres opp eller ned på overflaten gjennom kveilrør, slik det kan være særlig hensiktsmessig ved visse operasjoner. The core of the problem with transporting well fluids on the surface in coiled tubing is that between the wellhead and the coil valve there is no protective barrier for the crew and the environment against leaks from the tubing. The possibility of leaks is not sufficiently remote. A double string of tubing or at least partially coiled-in-coil tubing, as prescribed by the present invention, can cost-effectively provide the required double barrier to allow well fluids to be safely circulated up or down to the surface through coiled tubing, such it may be particularly appropriate for certain operations.

Siden en dobbel barriere er ytterst vesentlig når brønnfluider beveger seg mellom brønnhodet og overflateventilen, skal et indre rør i en dobbeltstreng være i det minste lang nok, idet det tas hensyn til brønnene og deres tiltenkte anvendelser, til å strekke seg på overflaten fra en spolekopling og gjennom et brønnhode under den kritiske pumpe- eller "tilbakesirkulerings"-operasjon. Since a double barrier is extremely important when well fluids travel between the wellhead and the surface valve, an inner pipe in a double string should be at least long enough, taking into account the wells and their intended applications, to extend at the surface from a coil connection and through a wellhead during the critical pumping or "recirculation" operation.

WO9701017 beskriver kveilrørstrenger som injiseres i et borehull og som er sammen-satt av et indre rør i et ytre rør med flere åpninger mellom rørene for å tilveiebringe nødvendig fleksibilitet. Begge rør kan være doble. WO9701017 describes coiled tubing strings which are injected into a borehole and which are composed of an inner tube in an outer tube with multiple openings between the tubes to provide the necessary flexibility. Both pipes can be double.

Oppfinnelsen har til formål å avhjelpe eller å redusere i det minste én av ulempene ved kjent teknikk, eller i det minste å skaffe til veie et nyttig alternativ til kjent teknikk. The purpose of the invention is to remedy or to reduce at least one of the disadvantages of known technology, or at least to provide a useful alternative to known technology.

Formålet oppnås ved trekkene som er angitt i nedenstående beskrivelse og i de etter-følgende patentkravene. The purpose is achieved by the features indicated in the description below and in the subsequent patent claims.

Den foreliggende oppfinnelse av en i det minste delvis dobbel rørstreng omfatter et indre rør inne i et ytre kveilrør i det minste for et øvre parti av strengen. Det indre rør er lik eller mindre enn 80 % av det ytre rørs lengde. Det indre rørs utvendige diameter er større enn eller lik 80 % av det ytre rørs innvendige diameter. Det indre rør er avtettet mot det ytre rør, i det minste ved et nedre parti av det indre rør. The present invention of an at least partially double pipe string comprises an inner pipe inside an outer coiled pipe at least for an upper part of the string. The inner tube is equal to or less than 80% of the length of the outer tube. The outer diameter of the inner tube is greater than or equal to 80% of the inner diameter of the outer tube. The inner tube is sealed against the outer tube, at least at a lower part of the inner tube.

Det beskrives en utførelse hvor en tetning er konstruert for å tillate noe langsgående bevegelse mellom en ende av det indre rør og det ytre rør. Tetningen er fortrinnsvis plassert inne i det ytre rør. Alternativt kan en tetning fiksere, eller samvirke med et element som fikserer, den relative plassering av et endeparti av det indre rør med hensyn til det ytre rør. An embodiment is described where a seal is constructed to allow some longitudinal movement between one end of the inner tube and the outer tube. The seal is preferably placed inside the outer tube. Alternatively, a seal may fix, or cooperate with an element that fixes, the relative position of an end portion of the inner tube with respect to the outer tube.

En stuking eller stopper kan være festet eller utformet på en innervegg av det ytre rør. Stopperen kan være plassert for å begrense langsgående bevegelse av en ende av det indre rør i forhold til det ytre rør. Det indre rør kan være ført inn slik at det trykkes sammen mot og er forspent mot stopperen inne i det ytre rør. Et eventuelt ringrom avgrenset mellom det indre rør og det ytre rør er fortrinnsvis ganske smalt. Det indre rør vil kunne være av samme materiale som eller av annerledes materiale enn den ytre streng. Det indre rør ville hensiktsmessig kunne være kveilrør med litt mind re diameter. Foretrukne materialer for det indre rør innbefatter aluminium, titan, berylliumkopper, korrosjonsbestandige legeringsmaterialer, plast med eller uten armering, komposittmaterialer og hvilket som helst annet egnet materiale. A spigot or stopper may be fixed or formed on an inner wall of the outer tube. The stopper may be positioned to limit longitudinal movement of one end of the inner tube relative to the outer tube. The inner tube can be inserted so that it is pressed together against and is biased against the stopper inside the outer tube. Any annulus defined between the inner tube and the outer tube is preferably quite narrow. The inner tube could be of the same material as or of a different material than the outer string. The inner tube could suitably be a coiled tube with a slightly smaller diameter. Preferred materials for the inner tube include aluminum, titanium, beryllium copper, corrosion resistant alloy materials, plastics with or without reinforcement, composite materials, and any other suitable material.

I noen utførelser ville et indre rør strekke seg over i det minste halvdelen av det ytre rørs lengde, og fortrinnsvis omtrent en fjerdedel til en tredjedel av det ytre rørs lengde. In some embodiments, an inner tube would extend at least half the length of the outer tube, and preferably about a quarter to a third of the length of the outer tube.

Fluid eller trykksatt fluid kan føres inn i et avgrenset ringrom mellom rørene, og dets status eller trykk overvåkes. Et fluid, slik som nitrogengass, kan være tilveiebrakt i ringrommet. Endringer i dette ringromsfluids trykk vil angi lekkasje i enten det indre rør eller det ytre rør. I begge tilfeller kunne brønnen bli avstengt og arbeidet stanset for å gjøre sikkerheten for mannskapet og miljøet størst mulig. Fluid or pressurized fluid can be fed into a defined annulus between the pipes, and its status or pressure monitored. A fluid, such as nitrogen gas, may be provided in the annulus. Changes in this annulus fluid pressure will indicate leakage in either the inner tube or the outer tube. In both cases, the well could be shut down and work halted to maximize safety for the crew and the environment.

Som et ytterligere sikkerhetstiltak kan det festes en sikkerhetsventil i den nedre ende av strengen. As a further safety measure, a safety valve can be attached to the lower end of the string.

Det er mulig å bygge opp en "kompositf-streng av enkel kveil og fullstendig eller delvis kveil-i-kveil ved på forhånd å føye dem sammen eller ved å levere begge på én spole til en jobb og føye dem sammen til én streng med en kopling eller en sveis idet de kjøres inn i brønnen. It is possible to build up a "composite" string of single coil and full or partial coil-in-coil by pre-joining them together or by supplying both on one spool to a job and joining them into one string with a coupling or a weld as they are driven into the well.

Oppfinnelsen innbefatter videre en fremgangsmåte for å sette sammen delvis kveil-i-kveil eller dobbeltrør. I én utførelse kan en rørstreng settes sammen ved å føre inn en øvre ende av et indre rør i en nedre ende av et ytre rør og bevege den øvre ende av det indre rør til en øvre ende av det ytre rør. Denne fremgangsmåte kan innbefatte påspoling av den sammensatte streng på en første spole og deretter omspoling av strengen på en andre spole. En fordel med slik fremgangsmåte for sammensetting er at en retningsbestemt glidetetning kan festes på den nedre ende av det indre rør før denne indre ende føres inn i den nedre ende av det ytre rør. Denne retningsbestemte tetning kan gli relativt lett i én retning, f.eks. i innføringsretningen, men motsette seg glidning, og det temmelig kraftig, mot innerveggen i det ytre rør når det forsøkes å bevege det indre rør i motsatt retning. The invention further includes a method for assembling partial coil-in-coil or double tubes. In one embodiment, a string of tubes can be assembled by inserting an upper end of an inner tube into a lower end of an outer tube and moving the upper end of the inner tube to an upper end of the outer tube. This method may include winding the composite string onto a first spool and then rewinding the string onto a second spool. An advantage of such a method for assembly is that a directional sliding seal can be attached to the lower end of the inner tube before this inner end is introduced into the lower end of the outer tube. This directional seal can slide relatively easily in one direction, e.g. in the direction of insertion, but resist sliding, and rather strongly, against the inner wall of the outer tube when an attempt is made to move the inner tube in the opposite direction.

I en annen utførelse kan det indre rør sveises eller koples i sin nedre ende til en tett-ende seksjon, slik som et kilerør (engelsk: slip mandrel). Tetningen kan være utformet for å svenkes ut, eller tvinges ut med en kile, for å danne en mekanisk fast forbindelse mellom rørene. Fluidtetninger kan støtte den mekaniske forbindelse. In another embodiment, the inner tube can be welded or connected at its lower end to a closed-end section, such as a wedge tube (English: slip mandrel). The seal may be designed to be swung out, or forced out with a wedge, to form a mechanically fixed connection between the pipes. Fluid seals can support the mechanical connection.

En annen fremgangsmåte for å sette sammen delvis kveil-i-kveil-rør kan innbefatte fastgjøring av en stopper på et innvendig veggparti av det ytre rør. Stopperen vil bli fiksert på et sted egnet til å begrense langsgående bevegelse av en ende av et indre rør inne i det ytre rør. En stopper vil greit kunne påføres på det flate stålbånd på fremstillingstidspunktet forden ytre kveilrørsstreng. En stopper ville kunne være nyttig hvis det skulle opprettes en fast tetning mellom det indre rør og det ytre rør, eller hvis innbyrdes bevegelse mellom rørene skal begrenses. Det indre rør vil kunne mon-teres i det ytre rør slik at det trykkes sammen mot og er forspent mot stopperen. Another method of assembling partial coil-in-coil tubes may include attaching a stopper to an inner wall portion of the outer tube. The stopper will be fixed at a location suitable to limit longitudinal movement of one end of an inner tube within the outer tube. A stopper can easily be applied to the flat steel strip at the time of manufacture before the outer coiled tube string. A stopper could be useful if a firm seal were to be created between the inner tube and the outer tube, or if mutual movement between the tubes is to be limited. The inner tube can be mounted in the outer tube so that it is pressed together against and is biased against the stopper.

I en ytterligere fremgangsmåte for sammensetting av en kveilrørsstreng som fungerer, kan en lengde av vanlig kveilrør og en fullstendig kveil-i-kveil-lengde sveises eller forbindes eller leveres til en jobb uforbundet, også på én spole. En enkeltkveil og en dobbeltkveil kan lages til én streng på en jobb ved manuelt å føye en bunnstreng (stringer) sammen med en kopling når de kjøres inn i en brønn. In a further method of assembling a coiled tubing string that works, a length of plain coiled tubing and a complete coil-in-coil length may be welded or joined or supplied to a job unconnected, even on one coil. A single coil and a double coil can be made into one string on a job by manually adding a bottom stringer (stringer) together with a coupling when driven into a well.

Tetninger kan aktiveres med mekaniske midler, kjemikalier, bestråling eller varme. Det indre rør kan være et forlengningsrør som er limt, festet med klebemiddel eller er smeltet på plass. Et forlengningsrør kan til og med være utformet på plass inne i det ytre rør. Seals can be activated by mechanical means, chemicals, irradiation or heat. The inner tube can be an extension tube which is glued, fixed with adhesive or is melted in place. An extension tube may even be molded into place inside the outer tube.

I et første aspekt vedrører oppfinnelsen mer spesifikt et apparat som omfatter: In a first aspect, the invention relates more specifically to an apparatus comprising:

en kveilrørsstreng som er konstruert for å bli injisert i et borehull, idet den har et indre rør inne i og avtettet mot et ikke-avsluttende parti av en ytre kveilrørslengde i det minste ved et nedre parti av det indre rør, og et parti av det ytre og det indre rør strekker seg over en spole, kjennetegnet ved at a coiled tubing string constructed to be injected into a wellbore, having an inner tube within and sealed against a non-terminating portion of an outer coiled tubing length at least at a lower portion of the inner tube, and a portion of the the outer and the inner tubes extend over a coil, characterized by that

det indre rør er mindre enn eller lik 80 % av det ytre rørs lengde; og the inner tube is less than or equal to 80% of the length of the outer tube; and

det indre rørs utvendige diameter er større enn eller lik 80 % av det ytre rørs innvendige diameter. the outer diameter of the inner tube is greater than or equal to 80% of the inner diameter of the outer tube.

Det indre rør kan omfatte kveilrør. The inner pipe may comprise coiled pipe.

Det indre rør kan innbefatte i det minste ett av aluminium, titan eller berylliumkopper korrosjonsbestandig legeringsmateriale, plast med eller uten armering, samt kompo-sittmateriale. The inner tube may include at least one of aluminium, titanium or beryllium copper corrosion-resistant alloy material, plastic with or without reinforcement, as well as composite material.

Det indre rør kan omfatte et forlengningsrør. The inner tube may comprise an extension tube.

Forlengningsrøret kan være forhåndsutformet. The extension tube can be pre-formed.

Forlengningsrøret kan være utformet inne i det ytre rør. The extension tube can be formed inside the outer tube.

Apparatet kan innbefatte et trykksatt fluid i et ringrom avgrenset mellom det indre rør og det ytre rør. The apparatus can include a pressurized fluid in an annular space defined between the inner tube and the outer tube.

Det indre rør kan være minst 100 meter langt. The inner tube can be at least 100 meters long.

Det indre rør kan strekke seg ned forbi et brønnhode. The inner tube can extend down past a wellhead.

I et andre aspekt vedrører oppfinnelsen mer spesifikt en fremgangsmåte for å sette sammen en beskyttet kveilrørsstreng, hvor fremgangsmåten omfatter innføring av et indre rør innenfor en ytre kveilrørslengde, kjennetegnet ved at det indre rør er mindre enn eller lik 80 % av lengden av det ytre rør, og det indre rørs utvendige diameter er større enn eller lik 80 % av det ytre rørs innvendige diameter; og fremgangsmåten omfatter de ytterligere trinnene: å avtette i det minste et nedre parti av det indre rør mot et ikke-avsluttende parti av det ytre rør, slik at tetningen ligger innenfor det ytre rør; og In another aspect, the invention relates more specifically to a method for assembling a protected coiled pipe string, where the method comprises inserting an inner pipe within an outer coiled pipe length, characterized in that the inner pipe is less than or equal to 80% of the length of the outer pipe , and the outer diameter of the inner tube is greater than or equal to 80% of the inner diameter of the outer tube; and the method comprises the further steps of: sealing at least a lower portion of the inner tube against a non-terminating portion of the outer tube so that the seal lies within the outer tube; and

å kveile opp strengen på en spole. to wind up the string on a spool.

Fremgangsmåte kan innbefatte kjemisk setting av tetningen, alternativt setting av tetningen ved bestråling, alternativt setting av tetningen med varme, alternativt mekanisk setting av tetningen. Method may include chemical setting of the seal, alternatively setting of the seal by irradiation, alternatively setting of the seal with heat, alternatively mechanical setting of the seal.

Det kan oppnås bedre forståelse av den herværende oppfinnelse når nedenstående detaljerte beskrivelse av den foretrukne oppfinnelse ses sammen med de etterfølgen-de tegninger, hvor: Fig. 1 illustrerer en delvis kveil-i-kveil-rørstreng i en brønn; Fig. 2 og 2A illustrerer en kveilrørsspole og ventilarrangement knyttet til denne for kveil-i-kveil- eller dobbeltrørstreng; Fig. 3A-3D illustrerer faste tetningssystemer; Fig. 4 illustrerer tetting av et indre rør inne i en kveilrørsstreng innbefattende stoppere på en innervegg i rørstrengen; Fig. 5 illustrerer bevegelige tetninger for avtetting av et ringrom mellom et indre rør og en kveilrørsstreng nær en ende av det indre rør; Fig. 6 illustrerer et deformerbart tetningssystem; Fig. 7A-7C illustrerer et sikkerhetsventilstykke egnet til bruk i enden av en kveilrørs-streng. A better understanding of the present invention can be achieved when the following detailed description of the preferred invention is seen together with the following drawings, where: Fig. 1 illustrates a partial coil-in-coil pipe string in a well; Figures 2 and 2A illustrate a coiled tube coil and valve arrangement associated therewith for coil-in-coil or twin tube string; Figures 3A-3D illustrate fixed sealing systems; Fig. 4 illustrates the sealing of an inner pipe inside a coiled pipe string including stoppers on an inner wall in the pipe string; Fig. 5 illustrates movable seals for sealing an annulus between an inner tube and a coiled tube string near one end of the inner tube; Fig. 6 illustrates a deformable sealing system; Figures 7A-7C illustrate a safety valve piece suitable for use at the end of a coiled tubing string.

Smalt, når det brukes i dette skrift for å vise til et smalt ringrom, er ment å gjelde et dobbeltrør- eller kveil-i-kveil-ringrom hvor et indre rørs utvendige diameter (OD) er litt mindre enn et ytre rørs innvendige diameter (ID). Forskjellen mellom OD og ID kan kanskje være 1/10 tomme (2,54 mm) eller enda mindre. Nedre, slik det brukes i dette skrift under henvisning til kveilrør, viser til partier av en streng mot en fjerntbeliggende ende av strengen, den ende som i bruk ikke er forbundet med spolen. Øvre viser til rørpartier nær en ende av strengen forbundet med spolen i bruk. En tendens til langsgående bevegelse av et indre rør i forhold til et ytre rør under ut- og innspoling omtales nedenfor. Det skal forstås at en tetning som er konstruert for å tillate og samvirke med slik langsgående bevegelse, kanskje også vil kunne tillate aksial bevegelse eller rotasjonsbevegelse eller andre typer bevegelse også. Slik annen bevegelse er ikke ment å være utelukket. Uttrykket "på overflaten" viser generelt til over brønn-hodet. Kveilrør slik det er kjent innenfor faget, er kveilet opp på en spole som kan fraktes med lastebil. En stuking på et rørs indre flate kan generelt kalles en stopper. Et sveisebend er et godt eksempel på en slik stopper. Sirkulering av brønnfluid gjennom en streng innbefatter bevegelse av hvilket som helst potensielt risikofylt brønn-fluid opp eller ned gjennom kveilrørsstreng hvor fluidet passerer gjennom rørpartier på overflaten som er stedet hvor beskyttelse gitt av en dobbeltstreng eller dobbelt-vegg ville kunne være viktig. Narrow, when used in this document to refer to a narrow annulus, is intended to refer to a double-tube or coil-in-coil annulus where an inner tube's outside diameter (OD) is slightly smaller than an outer tube's inside diameter ( ID). The difference between OD and ID may be 1/10 inch (2.54 mm) or even less. Lower, as used herein in reference to coiled tubing, refers to portions of a string toward a remote end of the string, the end which in use is not connected to the coil. Upper refers to pipe sections near one end of the string connected to the coil in use. A tendency for longitudinal movement of an inner tube relative to an outer tube during unwinding and unwinding is discussed below. It should be understood that a seal designed to permit and cooperate with such longitudinal movement may also be able to permit axial movement or rotational movement or other types of movement as well. Such other movement is not intended to be precluded. The term "on the surface" generally refers to above the wellhead. Coiled pipe, as it is known in the art, is coiled onto a coil that can be transported by truck. A kink on the inner surface of a pipe can generally be called a stop. A welding bend is a good example of such a stopper. Circulation of well fluid through a string involves the movement of any potentially hazardous well fluid up or down through coiled tubing where the fluid passes through sections of tubing at the surface which is where protection provided by a double string or double wall would be important.

Fig. 1 illustrerer generelt en kveilrørsstreng, og særlig en utførelse med delvis kveil-i-kveil-rør, PCCT, ført inn i en brønn. En lastebil T (ikke vist) bærer en spole R som har en streng S. Strengen S båret på spolen R inneholder, over et parti av sin øvre lengde, et indre rør IT innenfor et ytre rør OT. I bruk strekker det indre rør IT seg ned forbi et brønnhode WH i et borehull WB. En tetning SL tetter ringrommet mellom det indre rør IT og strengen S nær en ende av det indre rør IT. De påfølgende figurer illustrerer foretrukne systemer i detalj. PCCT ville selvsagt kunne utformes ved å kople en avtettet fullstendig dobbeltkveil, ved SL, sammen med en nedre lengde av enkeltkveil. Fig. 1 generally illustrates a coiled pipe string, and in particular an embodiment with partial coil-in-coil pipe, PCCT, led into a well. A truck T (not shown) carries a coil R having a string S. The string S carried on the coil R contains, over part of its upper length, an inner tube IT within an outer tube OT. In use, the inner tube IT extends down past a wellhead WH into a borehole WB. A seal SL seals the annulus between the inner tube IT and the string S near one end of the inner tube IT. The following figures illustrate preferred systems in detail. The PCCT could of course be designed by connecting a sealed complete double coil, at SL, together with a lower length of single coil.

Den utvendige diameter på det indre rør IT er fortrinnsvis bare litt mindre enn den innvendige diameter på det ytre rør OT i strengen S, hvilket gir et smalt ringrom. For eksempel ville en indre kveilrørsstreng med 3,0 cm (1 3/16") ytre diameter (OD) kunne føres inn i en ytre kveilrørsstreng med omtrent 3,8 cm (1<1>/2<M>) ytre diameter (OD). Når det forsøkes å lage kveil-i-kveil med et slikt smalt ringrom, skal det tas hensyn til mulig ovalitet hos hvert rør, så vel som veggtykkelse og tilgjengelige metoder og tek-nikker for innføring. The outer diameter of the inner tube IT is preferably only slightly smaller than the inner diameter of the outer tube OT in the string S, which gives a narrow annulus. For example, an inner coiled tubing string of 3.0 cm (1 3/16") outside diameter (OD) could be fed into an outer coiled tubing string of approximately 3.8 cm (1<1>/2<M>) OD ( OD).When attempting to make coil-in-coil with such a narrow annulus, consideration must be given to the possible ovality of each pipe, as well as wall thickness and available methods and techniques for insertion.

Borehullet WB på fig. 1 illustrerer et produksjonsrør PT inne i brønnen sammen med en kveilrørsstreng, men ikke i riktig målestokk. I praksis legger drift av kveilrøret gjennom produksjonsrøret vanligvis en vesentlig begrensning på den maksimale utvendige diameter som kan brukes for en streng. The borehole WB in fig. 1 illustrates a production pipe PT inside the well together with a coiled tubing string, but not to the correct scale. In practice, running the coiled tubing through the production tubing usually places a significant limitation on the maximum outside diameter that can be used for a string.

På fig. 1 er kveilrørsstrengen S vist, slik det er kjent innenfor faget, idet den vikles av fra spolen R via en svanehals G, gjennom et injektorhode I, gjennom en pakkboks SB, gjennom brønnhodet WH og deretter ned i borehullet. Fig. 1 illustrerer også et sikkerhetsventilstykke SV festet til bunnen av kveilrørsstrengen S. Drift i en levende brønn tilsier at det ikke bare skal være en dobbel barriere mellom brønnhodet og en rørven-til, som typisk er plassert på en spole, når det produseres opp gjennom røret eller brønnfluider føres gjennom strengen, men også at det muligens skal være en ekstra sikkerhetsfaktor slik som en sikkerhetsventil i enden av kveilrørsstrengen. Sikkerhets-ventilen er særlig nyttig når kveilrørsstrengen trekkes ut av hullet og enden av eventuelt indre rør spoles opp forbi brønnhodet. Et sikkerhetsventilstykke utfyller en i det minste delvis dobbel rørstrengs funksjonalitet. In fig. 1, the coiled tubing string S is shown, as is known in the art, as it is unwound from the coil R via a gooseneck G, through an injector head I, through a stuffing box SB, through the wellhead WH and then down into the borehole. Fig. 1 also illustrates a safety valve piece SV attached to the bottom of the coiled tubing string S. Operation in a live well dictates that there should not only be a double barrier between the wellhead and a tubing vein, which is typically placed on a coil, when producing up through the pipe or well fluids are passed through the string, but also that there should possibly be an additional safety factor such as a safety valve at the end of the coiled pipe string. The safety valve is particularly useful when the coiled tubing string is pulled out of the hole and the end of any inner tubing is wound up past the wellhead. A safety valve piece complements the functionality of an at least partially double pipe string.

Fig. 2 og 2A illustrerer ventilmekanismesystemer som kan være plassert på kveilrørs-spolen R. Rotasjonsleddventilmekanismer for vanlig kveilrør er kjent innenfor faget og er angitt, men ikke vist i detalj. Rørstrengen som er spolet opp på spolen R på fig. 2 og 2A, er angitt å ha ytre rør OT og innenfor dette indre rør IT. Ved spolen vil det indre rør IT kunne føre brønnfluid WF i overensstemmelse med den foreliggende oppfinnelse, og det indre rør IT skal således strekke seg via spolen til en ventil slik som en tradisjonell rotasjonsleddventil. Det ytre rør OT kan være avsluttet på et egnet sted på spolen, som ved en tetningssammenstilling V. En trykkgassbeholder 26 er illustrert som tilgjengelig for trykksetting av et ringrom 21 mellom det indre rør IT og det ytre rør OT. En måler 20 er illustrert på spolen R, tilkoplet og plassert for å angi trykket som holdes i ringrommet mellom det indre rør IT og det ytre rør OT. Ringrommet 21 kan i praksis være trykksatt opp til 34,5 bar med nitrogen. Måleren 20 vil fortrinnsvis sende signaler til et styrehus eller lignende på lastebilen Tfor hensiktsmessig avle-sing, eller i det minste være lett synlig. Operatøren på lastebilen T vil fortrinnsvis kunne overvåke trykket på måleren 20. Figs. 2 and 2A illustrate valve mechanism systems which may be located on the coiled tube coil R. Rotary joint valve mechanisms for common coiled tube are known in the art and are indicated but not shown in detail. The tube string which is wound up on the coil R in fig. 2 and 2A, is indicated to have outer tube OT and within this inner tube IT. At the coil, the inner pipe IT will be able to carry well fluid WF in accordance with the present invention, and the inner pipe IT will thus extend via the coil to a valve such as a traditional rotary joint valve. The outer tube OT may be terminated at a suitable location on the coil, such as by a sealing assembly V. A compressed gas container 26 is illustrated as being available for pressurizing an annulus 21 between the inner tube IT and the outer tube OT. A gauge 20 is illustrated on coil R, connected and positioned to indicate the pressure maintained in the annulus between the inner tube IT and the outer tube OT. The annulus 21 can in practice be pressurized up to 34.5 bar with nitrogen. The meter 20 will preferably send signals to a wheelhouse or the like on the truck T for appropriate reading, or at least be easily visible. The operator of the truck T will preferably be able to monitor the pressure on the gauge 20.

Det skal forstås at det indre rør vil kunne være et forlengningsrør, og til og med ikke kveilrør. Forlengningsrøret kunne avgrense et ringformet rom innenfor det ytre rør eller, over det hele eller delvis, passe inntil det ytre rørs vegg. Forlengningsrøret kunne være forhåndsutformet, eller faktisk bli utformet på plass til å begynne med innenfor det ytre rør. Et forlengningsrør kunne, over det hele eller delvis, smeltes, limes eller festes med klebemiddel til det ytre rør. Kryometoder kunne brukes for å krympe et forlengningsrør under installering. Varme, kjemikalier eller bestråling kunne brukes for å opprette en tetning. It should be understood that the inner tube could be an extension tube, and even not a coiled tube. The extension tube could define an annular space within the outer tube or, in whole or in part, fit against the wall of the outer tube. The extension tube could be pre-formed, or actually be formed in place initially within the outer tube. An extension tube could, in whole or in part, be melted, glued or fixed with adhesive to the outer tube. Cryo methods could be used to shrink an extension tube during installation. Heat, chemicals or radiation could be used to create a seal.

Enhver avtetting av et indre rør, det være seg kveilrør, forlengningsrør eller annet, som vesentlig øker stivheten i til og med et parti av strengen, kan påvirke strengens levetid negativt. Valget av tetning mellom rørene, må således ta hensyn til tetningens innvirkning på strengens praktiske levetid, enten den er kveilrør eller ikke kveilrør. Any sealing of an inner pipe, be it coil pipe, extension pipe or otherwise, which significantly increases the stiffness of even a part of the string, can adversely affect the life of the string. The choice of seal between the pipes must therefore take into account the effect of the seal on the practical life of the string, whether it is a coiled pipe or not a coiled pipe.

Det skal videre ved konstruksjon av tetninger tas hensyn til at kveilrør, selv om det kan kveiles på en spole som kan fraktes på lastebil, fremdeles er relativt stivt. Erfaring viser at et indre rør, hvor det indre rør også omfatter kveilrør, vil være tilbøyelig til å anta en størst mulig diameter når det kveiles på en spole R inne i et ytre rør OT. En indre kveils IT gjennomsnittsdiameter vil således sannsynligvis være litt større enn en ytre kveils OT gjennomsnittsdiameter når strengen er kveilet på en spole. Videre vil den indre kveil IT pr. kveil på spolen være litt lengre enn den ytre kveil OT. Når en slik kveil-i-kveil-streng S rettes ut, som når strengen injiseres i et borehull, skulle den indre kveil, siden den er litt lengre, være tilbøyelig til å ville bevege seg i lengderetningen nedover med hensyn til den ytre kveil og skulle presse mot elementer som hindrer slik bevegelse. Alternativt kan den indre kveil være tilbøyelig til å trekke seg tilbake inne i det ytre rør ved innspoling. It must also be taken into account when designing seals that coiled pipe, even if it can be coiled on a coil that can be transported on a lorry, is still relatively rigid. Experience shows that an inner tube, where the inner tube also includes coiled tubes, will tend to assume the largest possible diameter when coiled on a coil R inside an outer tube OT. The IT average diameter of an inner coil is thus likely to be slightly larger than the OT average diameter of an outer coil when the string is wound on a spool. Furthermore, the inner coil IT per coil on the coil be slightly longer than the outer coil OT. When such a coil-in-coil string S is straightened, as when the string is injected into a borehole, the inner coil, being slightly longer, should tend to want to move longitudinally downward with respect to the outer coil and should push against elements that prevent such movement. Alternatively, the inner coil may be inclined to retract inside the outer tube when winding.

Med ovenstående i tankene er de flere tetningssystemer som illustrert i utførelser på fig. 3, 4, 5 og 6, vurdert spesielt for bruk i en i det minste delvis dobbel kveilrørs-streng. En tetning isolerer i det minste den ene ende av, om ikke hele, et ringrom eller rom dannet mellom et indre rør og et ytre kveilrør, fra fluidkommunikasjon. Tetningen er fortrinnsvis festet i det minste nær den nedre ende av det indre rør og tetter fortrinnsvis mot et ytre kveilrørs innvendige diameter (ID). With the above in mind, the several sealing systems as illustrated in the embodiments of fig. 3, 4, 5 and 6, considered especially for use in an at least partially double coiled tube string. A seal isolates at least one end of, if not all of, an annulus or space formed between an inner tube and an outer coiled tube from fluid communication. The seal is preferably attached at least near the lower end of the inner tube and preferably seals against the inner diameter (ID) of an outer coiled tube.

Tetninger med lav mekanisk styrke kan ikke selv forankre seg mot en ytre kveilrørs-streng. Fremgangsmåter for å redusere eller begrense innbyrdes bevegelse mellom rørene, innbefattet tetninger eller midler som forankrer, og andre elementer slik som deformerbare rør eller kiler som forankrer, kan være ønskelig. Det er imidlertid viktig at enhver tetning og/eller fastgjøringsmekanisme holder seg tilstrekkelig fleksibel til å tåle gjentatt sammenkveiling og utkveiling av strengen når denne spoles på eller av fra en spole. Fremgangsmåter for å fiksere eller redusere rørbevegelse skal således ikke vesentlig gå på bekostning av strengens og tetningens bøyefleksibilitet. Seals with low mechanical strength cannot anchor themselves against an outer coiled tube string. Methods to reduce or limit relative movement between the tubes, including seals or anchoring means, and other elements such as deformable tubes or anchoring wedges, may be desirable. However, it is important that any seal and/or fastening mechanism remain sufficiently flexible to withstand repeated coiling and uncoiling of the string as it is wound on or off a spool. Procedures for fixing or reducing pipe movement should not significantly affect the bending flexibility of the string and the seal.

Det kan være anordnet en enkel innvendig stuking eller stopper i et ytre kveilrør (slik som ved en miniatyrsveisestreng). Det indre rør ville da kunne settes ned på denne stuking. Ved at det videre påses at det indre rør er litt lengre enn den målte lengde av det rom som det skal oppta inne i det ytre kveilrør, kan elastisk deformering av strengen bidra til å sikre at det indre rør alltid ligger positivt i inngrep mot denne stuking, og således redusere muligheten for innbyrdes langsgående bevegelse, i det minste ved den fjerntbeliggende ende av det indre rør. A simple internal spigot or stop may be provided in an outer coil tube (such as in the case of a miniature welding string). The inner tube could then be lowered onto this sprain. By ensuring that the inner tube is slightly longer than the measured length of the space it will occupy inside the outer coil tube, elastic deformation of the string can help to ensure that the inner tube is always in positive engagement against this buckling , and thus reduce the possibility of mutual longitudinal movement, at least at the remote end of the inner tube.

Det kan alternativt velges tetninger som selv kan deformeres mekanisk i en viss ut-strekning mens de i sine ender opprettholder fast forhold til rørveggsflatene. En belgtetning er et godt eksempel. Friksjon kan bidra til å begrense innbyrdes bevegelse mellom rørflate og tetning, mens noe relativ rørbevegelse opptas av de deformerbare partier av en tetning. Alternatively, seals can be chosen which can themselves be mechanically deformed to a certain extent, while at their ends they maintain a fixed relationship to the pipe wall surfaces. A bellows seal is a good example. Friction can help limit mutual movement between pipe surface and seal, while some relative pipe movement is taken up by the deformable parts of a seal.

En fremgangsmåte for å avtette en i det minste delvis dobbel rørstreng medfører boring av et lite hull i det ytre rør og enten sveise, hardlodde, lodde eller lime de to rør sammen. Fremgangsmåten kunne innbefatte innføring av en skrue for mekanisk å begrense bevegelse. Likeledes kunne det bores et hull i det ytre rør for å tillate injise-ring av en tetningsmasse etter at et forlengningsrør er ført inn. En ulempe med boring av huller er imidlertid behovet for å sikre at den påfølgende reparasjon av hullet elimi-nerer alle spenningsopptrinn som ellers ville begrense en kveilrørsstrengs plastiske levetid. A method for sealing an at least partially double pipe string entails drilling a small hole in the outer pipe and either welding, brazing, soldering or gluing the two pipes together. The procedure could include the insertion of a screw to mechanically limit movement. Likewise, a hole could be drilled in the outer tube to allow the injection of a sealant after an extension tube has been inserted. A disadvantage of drilling holes, however, is the need to ensure that the subsequent repair of the hole eliminates all stress levels that would otherwise limit the plastic life of a coiled pipe string.

Tradisjonelle selvaktiviserte tetninger som tillater bevegelse, kan brukes mellom røre-ne, som listet opp nedenfor. Det må nøye holdes kontroll med om en slik tetning ska-des, når det indre rør og tetningen installeres i det ytre kveilrør. Traditional self-activated seals that allow movement can be used between stirrups, as listed below. Care must be taken to check whether such a seal is damaged when the inner tube and the seal are installed in the outer coiled tube.

Elastomertetninger innbefatter: Elastomer seals include:

O-ringer, V- eller U-pakning, polypakninger (Poly Paks), T-tetninger, krage-tetninger med utvendig tetningsleppe med og uten støtteringer. O-rings, V- or U-seals, poly-seals (Poly Paks), T-seals, collar seals with external sealing lip with and without support rings.

Fjæraktiviserte tetninger innbefatter: Spring activated seals include:

Varierbar tetning (Variseal), fjærtetninger med skråkant, med og uten støt-teringer Variable seal (Variseal), spring seals with beveled edge, with and without shock rings

Selvsmørende tetninger innbefatter: Self-lubricating seals include:

Kalsi Seals® med og uten støtteringer Kalsi Seals® with and without support rings

Kjemisk satte tetninger er mulig, særlig som listet opp nedenfor. Denne type tetning aktiviseres kjemisk når tetningen er satt på plass. På denne måte er det mindre sann synlig at tetningen vil bli skadet når et indre rør installeres i et ytre kveilrør. Det må påses at det oppnås ensartet blanding av egnede kjemiske sammensetninger for å gjøre tetningen pålitelig. Chemically set seals are possible, particularly as listed below. This type of seal is chemically activated when the seal is put in place. In this way, it is less likely that the seal will be damaged when an inner tube is installed in an outer coiled tube. It must be ensured that a uniform mixture of suitable chemical compositions is achieved to make the seal reliable.

Elastomerløsningsmiddelkombinasjoner: Elastomer Solvent Combinations:

Epoksysystemer; Epoxy systems;

Lodding eller hardlodding av den indre streng til den ytre streng; og Sveising av den indre streng til den ytre streng. Soldering or brazing the inner strand to the outer strand; and Welding the inner strand to the outer strand.

Elastomerer som utsettes for bestråling, er også et mulig valg. Med denne type tetningssystem blir en tetning aktivisert ved at tetningen bestråles når den er på plass. På denne måte vil det igjen være mindre sannsynlig at tetningen blir skadet når det indre rør installeres i det ytre kveilrør. Bruk på feltet vil imidlertid kunne legge praktiske begrensninger på bruken av denne teknikk. Elastomers exposed to irradiation are also a possible choice. With this type of sealing system, a seal is activated by irradiating the seal when it is in place. In this way, the seal will again be less likely to be damaged when the inner tube is installed in the outer coil tube. However, use in the field may place practical limitations on the use of this technique.

Termofikserte tetninger er også mulig, særlig som listet opp nedenfor. Denne type tetninger aktiviseres ved at tetningen varmes opp når den er på plass. På denne måte ville ikke tetningen bli skadet når det indre rør installeres i det ytre kveilrør. For å være praktisk å bruke på feltet, velges det fortrinnsvis materialer slik at aktiviserings-temperaturene er moderate. Thermoset seals are also possible, particularly as listed below. This type of seal is activated by heating the seal when it is in place. In this way, the seal would not be damaged when the inner tube is installed in the outer coil tube. In order to be practical to use in the field, materials are preferably chosen so that the activation temperatures are moderate.

Elastomer som utsettes for varme; Elastomers exposed to heat;

Elastomer som gjennombløtes med egnet kjemikalium og deretter varmes/hetes opp etter installering; Elastomers that are soaked with a suitable chemical and then heated/heated after installation;

Minnemetaller. Commemorative metals.

Alternativt kunne kryometoder kunne brukes for å krympe rør eller rørpartier eller en tetning under innføring, slik at det fremstår en tett pasning når elementene vender tilbake til omgivelsestemperaturer. Alternatively, cryo methods could be used to shrink tubes or tube sections or a seal during insertion, so that a tight fit appears when the elements return to ambient temperatures.

Mekanisk satte tetninger er mulig, særlig som listet opp nedenfor. Denne type tetning aktiviseres med mekaniske midler når den er på plass. På en slik måte er det mindre sannsynlig at tetningen vil bli skadet når det indre rør installeres i det ytre kveilrør. Mechanically set seals are possible, particularly as listed below. This type of seal is activated by mechanical means when it is in place. In such a way, it is less likely that the seal will be damaged when the inner tube is installed in the outer coiled tube.

Deformering av elastomertetning med metallunderlag inn i den ytre streng; Deformation of elastomer seal with metal backing into the outer string;

Deformering av ikke-elastomer-, plast- eller metalltetning inn i den ytre streng. Deformation of non-elastomer, plastic or metal seal into the outer strand.

Tetningsmekanismer, som illustrert på fig. 4, skal ta hensyn til og kan til og med ut-nytte en indre kveils IT tendens til å bevege seg i lengderetningen nedover med hen syn til en ytre kveil OT idet en dobbeltrørstreng S spoles av og rettes ut. Fig. 4 illustrerer stukinger eller stoppere ST utformet på en indre flate av et ytre rør OT. Ett egnet middel for å utforme stoppere ST er å plassere sveisestrenger på et metallbånd før dette formes til kveilrør, f.eks. før båndet krølles sammen og sveises. Slike stoppere ST plassert på den innvendige flate av den ytre kveil OT kan således brukes for å begrense eller hindre betydelig langsgående bevegelse av en ende av et indre rør IT inne i en ytre kveil OT. Slik begrensning av langsgående bevegelse kunne bidra til å støtte fikserte tetninger SL, illustrert som O-ringer på fig. 4, mellom det indre rør IT og den ytre kveil OT. Sammentrykking av den indre kveil IT inne i den ytre kveil OT, sammen med en tendens for kveilen IT til å bevege seg nedover når den tas i bruk, kan begge bidra til å forspenne den indre kveil IT mot stoppere ST. Sealing mechanisms, as illustrated in fig. 4, must take into account and can even take advantage of the tendency of an inner coil IT to move longitudinally downwards with respect to an outer coil OT as a double tube strand S is unwound and straightened. Fig. 4 illustrates kinks or stoppers ST formed on an inner surface of an outer tube OT. One suitable means of designing stoppers ST is to place welding strings on a metal band before this is formed into a coiled tube, e.g. before the tape is crimped and welded. Such stoppers ST placed on the inner surface of the outer coil OT can thus be used to limit or prevent significant longitudinal movement of an end of an inner tube IT inside an outer coil OT. Such limitation of longitudinal movement could help support fixed seals SL, illustrated as O-rings in fig. 4, between the inner tube IT and the outer coil OT. Compression of the inner coil IT within the outer coil OT, together with a tendency for the coil IT to move downward when in use, can both contribute to biasing the inner coil IT against the stoppers ST.

Porter P for faste tetninger kunne bores gjennom den ytre kveil for å bidra til å bevirke eller opprette en tetning i praksis etter sammensetting, slik som med skruer, som illustrert på fig. 3B. Fig. 3A illustrerer et tetningssystem mellom det indre rør IT og det ytre kveilrør OT, hvilket settes mekanisk og fikserer rørene mot innbyrdes bevegelse i lengderetningen. Tetningssystemet tillater ikke langsgående bevegelse mellom det indre rør IT og det ytre rør OT etter at det er satt. Tetningssystemet innbefatter et deformerbart rør 44 som er forbundet med eller sveist til bunnen av det indre rør IT ved en sveis 42. Det deformerbare rør 44 kan ha en lengde på 1,8 til 3 meter. Rundt det deformerbare rør 44 er det med mellomrom innsatt elastomertetninger 46. Etter at det indre rør IT er plassert inne i det ytre rør OT kjøres en plugg 48 med trykk ned gjennom strengen. Idet den når det deformerbare rør 44, deformerer pluggen 48 røret 44 plastisk utover slik at dette trykkes sammen mot og passer inntil den indre vegg av det ytre rør OT, hvorved rekken av elastomertetninger 46 presses fast mot den indre vegg av det ytre rør OT. Fig. 3B illustrerer et fleksibelt forlengningsrør som er avtettet med klebemiddel eller er smeltet eller tettet med andre midler mot veggen av et ytre kveilrør. Tegningen finnes i det minste ved en nedre ende av forlengningsrøret og kan finnes over hele lengden av forlengningsrøret. Tetningssystemet illustrert på fig. 3B medfører innføring eller installering av et forlengningsrør som det indre rør IT. Forlengningsrøret er installert med utblåsningsplugg 54 i en nedre ende. Utblåsningspluggen er festet til den nedre ende av det indre rør IT med et festemiddel 52 med kjent skjærefasthet. Slike midler er kjent innenfor faget. Strengens innside vil kunne settes under trykk for å ekspande-re forlengningsrøret. Et fleksibelt klebemiddellag 50 skal aktiveres som ved varme, tid, temperatur eller andre kjente midler. Så snart klebemiddellaget 50 har herdet mellom forlengningsrøret U og det ytre rør OT, vil trykk inne i strengen kunne økes for å blå-se ut utblåsningspluggen 54. Ports P for fixed seals could be drilled through the outer coil to help effect or create a seal in practice after assembly, such as with screws, as illustrated in fig. 3B. Fig. 3A illustrates a sealing system between the inner tube IT and the outer coiled tube OT, which is set mechanically and fixes the tubes against mutual movement in the longitudinal direction. The sealing system does not allow longitudinal movement between the inner tube IT and the outer tube OT after it has been set. The sealing system includes a deformable tube 44 which is connected to or welded to the bottom of the inner tube IT by a weld 42. The deformable tube 44 can have a length of 1.8 to 3 meters. Elastomer seals 46 are inserted at intervals around the deformable tube 44. After the inner tube IT is placed inside the outer tube OT, a plug 48 is pushed down through the string with pressure. As it reaches the deformable tube 44, the plug 48 plastically deforms the tube 44 outwards so that it is pressed together against and fits close to the inner wall of the outer tube OT, whereby the row of elastomer seals 46 is pressed firmly against the inner wall of the outer tube OT. Fig. 3B illustrates a flexible extension tube that is sealed with adhesive or is fused or sealed by other means to the wall of an outer coil tube. The drawing is found at least at a lower end of the extension pipe and may be found over the entire length of the extension pipe. The sealing system illustrated in fig. 3B entails the introduction or installation of an extension pipe such as the inner pipe IT. The extension pipe is installed with a blow-out plug 54 at a lower end. The blow-out plug is attached to the lower end of the inner tube IT with a fastener 52 of known shear strength. Such agents are known in the art. The inside of the string will be able to be pressurized to expand the extension pipe. A flexible adhesive layer 50 must be activated as by heat, time, temperature or other known means. As soon as the adhesive layer 50 has hardened between the extension tube U and the outer tube OT, pressure inside the string can be increased to blow out the blowout plug 54.

I utførelsen på fig. 3C innbefatter tetningssystemet en hard forbindelse slik som ved sveising, hardlodding, lodding, skruer, lim eller klebemiddel. En port 68 utformet i det ytre rør OT danner et adgangssted for tilføring av det harde forbindelsesmateriale. En tetning 66 giren innledende hardloddet sperretetning. Et svenkestempel 62 kan deformere et nedre røravsnitt 69 som har gripeflate 67, utover til en trykkpasning mot den innvendige flate av det ytre rør OT. Det nedre røravsnitt 69 er vist som sveist ved en sveis 64 til det nedre parti av det indre rør IT. Hardlodding, sveis, lim, klebemiddel eller annet egnet materiale føres inn i ringrommet mellom det indre rør IT og det ytre rør OT gjennom porten 68. In the embodiment in fig. 3C the sealing system includes a hard connection such as by welding, brazing, soldering, screws, glue or adhesive. A port 68 formed in the outer tube OT forms an access point for supplying the hard connecting material. A seal 66 provides an initial brazed locking seal. A pivoting piston 62 can deform a lower tube section 69 which has a gripping surface 67, outwards to a pressure fit against the inner surface of the outer tube OT. The lower tube section 69 is shown as welded by a weld 64 to the lower part of the inner tube IT. Brazing, welding, glue, adhesive or other suitable material is fed into the annulus between the inner tube IT and the outer tube OT through port 68.

Fig. 3D illustrerer en kilemekanisme og tetning. En svenkehylse 74 svenkes med svenkestemplet 76 for å tvinge kilerøret 72 som har gripetenner 75, opp mot den indre vegg av det ytre rør OT. Det indre rør IT er forbundet med kilerøret 72 slik som ved en sveis 73. Tetninger slik som en O-ring 71, tetter mot fluidforbindelse. Skjærpinner 78 holder svenkehylsen 74 på plass til de skjæres av trykket fra svenkestemplet 76. Fig. 3D illustrates a wedge mechanism and seal. A pivot sleeve 74 is pivoted with the pivot piston 76 to force the wedge tube 72, which has gripping teeth 75, up against the inner wall of the outer tube OT. The inner tube IT is connected to the wedge tube 72 as by a weld 73. Seals such as an O-ring 71 seal against fluid connection. Shear pins 78 hold the pivot sleeve 74 in place until they are sheared by the pressure from the pivot piston 76.

En alternativ teknikk for å tette mellom det indre rør IT og den ytre kveil OT er illustrert på fig. 5 og 6. Fig. 5 illustrerer bevegelige tetningsmidler SL som en serie tet-ningsringer, sannsynligvis O-ringer. Ringene vil kunne være konstruert for å gi en bedre tetning når de trykkes sammen i én retning, og å gli relativt fritt når de beveges i motsatt retning. En fremgangsmåte for å montere det indre rør IT inne i det ytre kveilrør, med tanke på en retningsbestemt tetning, er å laste det indre rør inn i den ytre kveil ved å føre den øvre ende av det indre rør inn i den nedre ende av det ytre rør. An alternative technique for sealing between the inner tube IT and the outer coil OT is illustrated in fig. 5 and 6. Fig. 5 illustrates movable sealing means SL as a series of sealing rings, probably O-rings. The rings could be designed to provide a better seal when pressed together in one direction, and to slide relatively freely when moved in the opposite direction. One method of mounting the inner tube IT inside the outer coil tube, with a directional seal in mind, is to load the inner tube into the outer coil by feeding the upper end of the inner tube into the lower end of the outer tube.

Fig. 6 illustrerer en form for fleksibel eller deformerbar tetning. Et element 80 fungerer som en belgtetning. Elementet 80 er festet til et element 82 som er sveist ved en sveis 81 til det indre rør IT inne i det ytre rør OT. En belgetetning 83 tetter ved en tetning 84 fast mot innsiden av det ytre rør OT. Relativ langsgående bevegelse av det indre rør IT inne i det ytre rør OT vil deformere belgtetningen 83, mens enden av belgtetningen 83 forblir fast tettet ved 84 mot innerveggen av det ytre rør OT. En be-skyttelseshylse slik som hylsen 80, kan brukes for tetningsinstallasjon og kan pumpes ut så snart tetningen er på plass. Fig. 6 illustrates a form of flexible or deformable seal. An element 80 acts as a bellows seal. The element 80 is attached to an element 82 which is welded by a weld 81 to the inner tube IT inside the outer tube OT. A bellows seal 83 seals with a seal 84 firmly against the inside of the outer tube OT. Relative longitudinal movement of the inner tube IT inside the outer tube OT will deform the bellows seal 83, while the end of the bellows seal 83 remains firmly sealed at 84 against the inner wall of the outer tube OT. A protective sleeve such as sleeve 80 can be used for seal installation and can be pumped out as soon as the seal is in place.

Idet det er funnet opp et system for å legge til rette for en dobbel sikkerhetsbarriere ved operasjoner hvor brønnfluider sirkuleres gjennom kveilrør, oppstår et ytterligere spørsmål om tilveiebringelse av en dobbel sikkerhetsbarriere når strengen spoles inn i og ut av hullet. Ved utkjøring vil den indre kveil på ett eller annet tidspunkt, dersom den er kortere, bli løftet opp over brønnhodet. As a system has been invented to provide a double safety barrier in operations where well fluids are circulated through coiled tubing, a further question arises of providing a double safety barrier when the string is spooled in and out of the hole. When running out, the inner coil will at one point or another, if it is shorter, be lifted up above the wellhead.

For noen PCCT-operasjoner kan det bli nødvendig å tilveiebringe returstrømningsbe-skyttelse under innkjøring i hullet og under uttrekking fra hullet når barrieren tilveiebrakt av dobbeltstrengen, ikke er virksom fordi hele dobbeltstrengen er spolet opp på spolen. I dette tilfelle kreves en anordning for å hindre returstrømning. Det som i utgangspunktet trengs, er en syklisk tilbakeslagsventil som kan bli slått på, av og deretter på igjen. Den skal være billig, enkel og pålitelig, særlig etter at sand og produk-sjonsavfall er blitt sirkulert gjennom den. Den foretrukne utførelse er en sprengskive og en kulebetjent klafftilbakeslagsventil som holdes åpen av et rør forsynt med porter. Ved trykksetting av CT kan sprengskiven sprenges og tillate full reversert sirkulering. Ved avslutning av operasjonene kan en kule sirkuleres for å forskyve røret med porter nedover, hvorved tilbakeslagsventilen returnerer til full driftsmodus. Andre utførelser innbefatter sirkulering av en tilbakeslagsventil ned gjennom CT etter at reverserte operasjoner er avsluttet, og tilrettelegging for at ventilen kan smekkes inn i en profil i toppen av dysen for reversert spyling. Et mer komplekst ventilarrangement ville omfatte en flerposisjonsventil som kunne deaktiveres med en kule og reaktiveres ved slutten av operasjoner gjennom sirkulering av en andre kule. For some PCCT operations, it may be necessary to provide backflow protection during entry into the hole and during withdrawal from the hole when the barrier provided by the twin string is not effective because the entire twin string is wound up on the spool. In this case, a device is required to prevent backflow. What is basically needed is a cyclic check valve that can be turned on, off and then on again. It must be cheap, simple and reliable, especially after sand and production waste have been circulated through it. The preferred design is a burst disc and ball-operated poppet check valve held open by a ported tube. When pressurizing the CT, the burst disc can be burst and allow full reversed circulation. At the conclusion of operations, a ball can be circulated to displace the ported tube downwards, thereby returning the check valve to full operating mode. Other embodiments include circulating a check valve down through the CT after reverse operations are completed, and arranging for the valve to snap into a profile at the top of the nozzle for reverse flushing. A more complex valve arrangement would include a multi-position valve that could be deactivated with a ball and reactivated at the end of operations through the circulation of a second ball.

Fig. 7A-7C illustrerer en typisk utførelse av den spesielle tilbakeslagsventil som ville kunne brukes for vanlige PCCT-operasjoner innenfor teknisk krevende virkefelter, slik som Nordsjøen. Som illustrert på fig. 7, kan det for å tilveiebringe en andre sikkerhetsbarriere festes et stykke SV i eller nær bunnen av kveilrørsstrengen S. Sikker-hetsventilstykket SV vil kunne ha en klaff F som er forspent til å stenges når fluid strømmer oppover, eller når den ikke trykksettes bakover, slik det er kjent innenfor industrien. En slik klaff F vil være forspent til å lukkes mot tetningen 38 når strømning ned gjennom strengen S ikke lenger er tilstrekkelig til å overvinne en valgt forspen-ningskraft. En ytterligere forbedring innbefatter en hylse 34 som kan holdes på plass av skjærpinner 38, og som, mens den er på plass, vil påvirke klaffen til å være kontinuerlig åpen. En sprengskive 35 kan i utgangspunktet brukes til å tette strengen som illustrert på fig. 7A. Den opprinnelige sprengskive 35 kan sprenges ved påføring av trykk nedover strengen som vist på fig. 7B. Når den opprinnelige sprengskive 35 er sprengt, som illustrert på fig. 7C, kan en kule 32 deretter sendes gjennom kveilrørs-strengen for å lande på toppen av hylsen 34 for å skjære pinnene 38. Påføring av trykk nedover strengen beveger deretter hylsen 34 ned under klaffen F for å tillate klaffen F å fungere som sikkerhetsventil. Når hylsen 34 dekker klaffen F, vil klaffen F ikke lukkes, enten fluidtrykket nede i hullet er tilstrekkelig sterkt til å overvinne klafforspenningsmidlet eller ikke. Fig. 7A-7C illustrate a typical embodiment of the special non-return valve which could be used for normal PCCT operations within technically demanding fields of operation, such as the North Sea. As illustrated in fig. 7, to provide a second safety barrier, a piece SV may be attached in or near the bottom of the coiled tubing string S. The safety valve piece SV may have a flapper F which is biased to close when fluid flows upward, or when not pressurized to the rear, as it is known within the industry. Such a flap F will be biased to close against the seal 38 when flow down through the string S is no longer sufficient to overcome a selected biasing force. A further improvement includes a sleeve 34 which can be held in place by shear pins 38 and which, while in place, will actuate the flap to be continuously open. A blast disc 35 can initially be used to seal the string as illustrated in fig. 7A. The original blast disc 35 can be blasted by applying pressure down the string as shown in fig. 7B. When the original blast disc 35 has been blasted, as illustrated in fig. 7C, a ball 32 can then be sent through the coiled tubing string to land on top of the sleeve 34 to shear the pins 38. Applying pressure down the string then moves the sleeve 34 down below flap F to allow flap F to act as a safety valve. When the sleeve 34 covers the valve F, the valve F will not close, whether the fluid pressure down in the hole is sufficiently strong to overcome the valve biasing means or not.

Under virksomhet ville en i det minste delvis dobbel rørstreng settes ned gjennom et borehull og mest sannsynlig ned gjennom produksjonsrør. Det øvre parti av rørstreng-en, fortrinnsvis den øvre fjerdedel eller tredjedel av dens lengde, ville inneholde et indre rør. Det eventuelle ringrom mellom det indre rør og det ytre rør er fortrinnsvis smalt. Ethvert ringrom ville være avtettet, fortrinnsvis i det minste ved eller nær et endeparti av det indre rør. Hvis ringrommet ble tettet på nytt for hver jobb, kan plas-seringen av tetningen fordelaktig posisjoneres for hver jobb snarere enn å være fast i strengen. Tetningen kan være en kontinuerlig masse som strekker seg gjennom ringrommet. Tetningen kan fylle ethvert mellomrom mellom rørene, eller rørene kan passe tett inntil hverandre over det hele eller delvis. Et ringrom, hvis slikt finnes, mellom et indre rør og det ytre rør kan settes under trykk, slik som med en høytrykksgass, og trykket overvåkes på overflaten med egnet utstyr. Med rørstrengen på plass og det indre rør strukket ned under brønnhodet, kan brønnfluid trygt sirkuleres, enten opp eller ned gjennom kveilrøret. Den doble barriere mellom brønnhodet og en ventil på kveilrørsspolen (eller lignende) tilveiebringer en sikkerhetsbarriere på overflaten mot lekkasjer i kveilrørsstrengen. Lekkasjer i kveilrørsstrengen nedenfor brønnhodet går inn i ringrommet og vil kunne reguleres via brønnhodet. During operations, an at least partially double string of pipe would be put down through a borehole and most likely down through production pipe. The upper portion of the tube string, preferably the upper quarter or third of its length, would contain an inner tube. The possible annulus between the inner tube and the outer tube is preferably narrow. Any annulus would be sealed, preferably at least at or near an end portion of the inner tube. If the annulus was resealed for each job, the location of the seal could advantageously be positioned for each job rather than being fixed in the string. The seal can be a continuous mass that extends through the annulus. The seal can fill any space between the pipes, or the pipes can fit snugly together all or part of the way. An annulus, if present, between an inner tube and the outer tube can be pressurized, such as with a high-pressure gas, and the pressure monitored at the surface with suitable equipment. With the tubing string in place and the inner tube stretched down below the wellhead, well fluid can be safely circulated, either up or down through the coiled tubing. The double barrier between the wellhead and a valve on the coiled tubing spool (or similar) provides a surface safety barrier against leaks in the coiled tubing string. Leaks in the coiled tubing string below the wellhead enter the annulus and will be able to be regulated via the wellhead.

Foranstående beskrivelse av oppfinnelsen er illustrativ og forklarende for denne, og The foregoing description of the invention is illustrative and explanatory of it, and

ulike forandringer i størrelse, fasong og materialer, så vel som i detaljer i det illustrer-te system kan foretas uten at man går ut over oppfinnelsens ramme. Oppfinnelsen er angitt i patentkravene idet det benyttes terminologi som avhenger av en historisk for-utsetning at nevnelse av ett enkelt element dekker ett eller flere, og nevnelse av to elementer dekker to eller flere, osv. various changes in size, shape and materials, as well as in details in the illustrated system can be made without going beyond the scope of the invention. The invention is stated in the patent claims using terminology which depends on a historical assumption that mention of a single element covers one or more, and mention of two elements covers two or more, etc.

Claims

1. Apparatus comprising: a coiled tubing string (S) constructed to be injected into a wellbore (WB), having an inner tube (IT) within and sealed against a non-terminating portion of an outer coiled tubing length (OT ) at least at a lower part of the inner tube (IT), and a part of the outer (OT) and the inner tube (IT) extends over a coil (R), characterized in that the inner tube (IT) is less than or equal to 80% of the outer tube (OT) length; and the outer diameter of the inner tube is greater than or equal to 80% of the inner diameter of the outer tube.

2. Apparatus according to claim 1, characterized in that the inner tube (IT) comprises coiled tubes.

3. Apparatus according to claim 2, characterized in that the inner tube (IT) includes at least one of aluminum, titanium, beryllium copper corrosion-resistant alloy material, plastic with or without reinforcement, and composite material.

4. Apparatus according to claim 1, characterized in that the inner tube (IT) comprises an extension tube.

5. Apparatus according to claim 4, characterized in that the extension tube is pre-formed.

6. Apparatus according to claim 4, characterized in that the extension tube is designed inside the outer tube (OT).

7. Apparatus according to claim 1, characterized in that it includes a pressurized fluid in an annular space (21) delimited between the inner tube (IT) and the outer tube (OT).

8. Apparatus according to claim 1, characterized in that the inner tube (IT) is at least 100 meters long.

9. Apparatus according to claim 1, characterized in that the inner pipe (IT) extends down past a wellhead (WH).

10. Method for assembling a protected coiled pipe string, where the method comprises introducing an inner pipe (IT) within an outer coiled pipe length (OT), characterized in that the inner pipe (IT) is less than or equal to 80% of the length of the outer tube (OT), and the outer diameter of the inner tube is greater than or equal to 80% of the inner diameter of the outer tube; and the method comprises the further steps of: sealing at least a lower portion of the inner tube (IT) against a non-terminating portion of the outer tube (OT), such that the seal (SL) lies within the outer tube (OT) ; and to wind up the string on a spool (R).

11. Method according to claim 10, characterized in that it includes chemical setting of the seal (SL).

12. Method according to claim 10, characterized in that it includes setting the seal (SL) by irradiation.

13. Method according to claim 10, characterized in that it includes setting the seal (SL) with heat.

14. Method according to claim 10, characterized in that it includes mechanical setting of the seal.