NO337264B1 - Koblingssystem for grensesnittutstyr for undervannsstrømning - Google Patents
Koblingssystem for grensesnittutstyr for undervannsstrømning Download PDFInfo
- Publication number
- NO337264B1 NO337264B1 NO20063911A NO20063911A NO337264B1 NO 337264 B1 NO337264 B1 NO 337264B1 NO 20063911 A NO20063911 A NO 20063911A NO 20063911 A NO20063911 A NO 20063911A NO 337264 B1 NO337264 B1 NO 337264B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pipeline
- frame
- throttle valve
- valve housing
- stated
- Prior art date
Links
- 230000008878 coupling Effects 0.000 title claims description 29
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 title claims description 29
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 title claims description 29
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 59
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 46
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 33
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 19
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 16
- 230000003139 buffering effect Effects 0.000 claims description 5
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims 3
- 238000007654 immersion Methods 0.000 claims 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 claims 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 46
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 15
- 238000013461 design Methods 0.000 description 10
- 230000008569 process Effects 0.000 description 10
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 9
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 9
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 5
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 239000002023 wood Substances 0.000 description 5
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 3
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 3
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 3
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 3
- 238000005304 joining Methods 0.000 description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 2
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 238000009420 retrofitting Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 239000000470 constituent Substances 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- KJLLKLRVCJAFRY-UHFFFAOYSA-N mebutizide Chemical compound ClC1=C(S(N)(=O)=O)C=C2S(=O)(=O)NC(C(C)C(C)CC)NC2=C1 KJLLKLRVCJAFRY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- -1 steam Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0007—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 for underwater installations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/035—Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
- E21B33/0353—Horizontal or spool trees, i.e. without production valves in the vertical main bore
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/04—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads
- E21B33/047—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads for plural tubing strings
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/068—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells
- E21B33/076—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells specially adapted for underwater installations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/02—Valve arrangements for boreholes or wells in well heads
- E21B34/025—Chokes or valves in wellheads and sub-sea wellheads for variably regulating fluid flow
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/162—Injecting fluid from longitudinally spaced locations in injection well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Quick-Acting Or Multi-Walled Pipe Joints (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Supports For Pipes And Cables (AREA)
- Branch Pipes, Bends, And The Like (AREA)
- Paper (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Arrangements For Transmission Of Measured Signals (AREA)
- Other Liquid Machine Or Engine Such As Wave Power Use (AREA)
Description
Koblingssystem for grensesnittutstyr for undervannsstrømning
Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt undervanns brønnproduksjon, og spesielt et koplingssystem for å kople grensesnittutstyr for strømning, slik som en pumpe til en undervanns ventiltre-enhet.
Et undervanns produksjonsanlegg omfatter vanligvis et undervanns ventiltre med tilhørende utstyr. Det undervanns ventiltre omfatter vanligvis en strupeventil plassert i et strupeventil-hus i en produksjonsfløyforgrening. Det kan også være en ytterligere strupeventil plassert i en ringromsfløy-forgrening. Vanligvis forlater brønnfluider ventiltreet via produksjonsstrupeventilen og produksjonsfløyforgreningen inn i et utgående produksjonsrør fra brønnen. I slike typiske ventiltrær forlater imidlertid fluidene brønnen upådratt og ubehandlet. Et typisk undervanns produksjonsanlegg er vist i US 4,832,124.
I samsvar med en først side ved den foreliggende oppfinnelse er det tilveiebrakt en anordning for oppkopling til en undervannsbrønn, der brønnen har en manifold og et strupeventil-hus, hvilken anordning omfatter: en ramme tilpasset til å lande på manifolden;
et rørledningssystem som har en første ende for kopling til strupeventilhuset og en andre ende for kopling til en prosesseringsanordning;
der rørledningssystemet omfatter rørledningsinnretninger båret av rammen;
og rammen omfatter minst et rammeelement som er tilpasset til å lande på manifolden i et første trinn av oppkoplingen og at rørledningsinnretningene er tilpasset til å bli brakt i fluidkommunikasjon med strupeventilhuset i et andre trinn av oppkoplingen.
Den totrinns oppkopling gir den forell at skade på de sammenpassende flater mellom rørledningsinnretningene og produksjonsledningen til ventiltreenheten kan unngås mens rammen blir landet, ettersom minst en del av rammen blir lander før koplingen mellom rørledningsinnretningene og innsiden av strupeventilhuset er gjort opp. Dermed virker totrinnsoppkoplingen til å bufire og beskytte de sammenpassende flater. Den totrinns oppkopling beskytter også selve strupeventilen fra skade mens rammen blir nedsatt eller landet; spesielt blir sammenføringsflaten på strupeventilen beskyttet.
I noen utførelser kan prosesseringsanordningene, for eksempel flerfase strømningsmålere og pumper bli montert på rammen og kan bli landet på ventiltreet med rammen. Alternativt kan prosesseringsapparatet bli plassert i avstand fra treet, for eksempel på en ytterligere undervannsinstallasjon så som en manifold eller en stolpe, og rammen kan omfatte koplinger for tverrforbindelsesrør som kan lede fluider til og fra det fjerntliggende prosesseringsapparat.
Prosesseringsanordningen tillater brønnfluider å bli prosessert (for eksempel trykkpådratt/injisert med kjemikalier) ved brønnhodet før det blir levert til utløpsledningen fra brønnen. Oppfinnelsen kan alternativt bli brukt til å injisere fluider inn i brønnen ved å benytte utløpsledningen som et innløp.
Ofte er prosesseringsanordningen, for eksempel undervannspumpe, strømningsmåler, etc. temmelig store og tunge. I utførelser hvor tunge/store anordninger blir båret av rammen, er faren for skade på sammenføringsflater mellom rørledningsinnretningene og strømningsledningen til ventiltreenheten spesielt stor.
Valgvis omfatter anordningen videre en aktiviseringsinnretning montert på rammen, der aktiviseringsinnretningene er tilpasset til å bringe rørledningsinnretningene inn i fluidkommunikasjon med innsiden av stupeventilhuset. Vanligvis omfatter aktiviseringsinnretningene minst en hydraulisk sylinder. Alternativt kan aktiviseringsinnretningen omfatte en kabel eller en skruejekk som forbinder rørledningsinnretningene til rammen, for å styre bevegelsen av rørledningsinnretningene i forhold til rammen.
Rørledningsinnretningene blir ikke nødvendigvis brakt til direkte kommunikasjon med strupeventilhuset. I noen utførelser (den første utførelsen og den tredje utførelsen nedenfor), er rørledningsinnretningene forbundet med innsiden av strupeventilhuset via en ytterligere, andre rørledning.
I en første utførelse er en monteringsanordning anordnet for landing av en strømningsgrensesnittinnretning, spesielt en undervannspumpe eller kompressor (referert til samlet til tider som "trykkintensiverer") på en undervanns produksjonsenhet.
Valgvis omfatter det minst ene rammeelement i det første koplingstrinn et nedre rammeelement, og anordningen omfatter videre et øvre rammeelement, det øvre rammeelement og det nedre rammeelement har samvirkende inngrepsinnretninger for landing av det øvre rammeelement på det nedre rammeelement.
I den første utførelsen er en andre rørledning i form av en dor med en strømningspassasje montert til det nedre rammeelement. Operatøren senker det nedre rammeelement ned i sjøen og på produksjonsenheten. Produksjonsenheten har en oppad vendende mottaker som er tettende i inngrep med doren.
I denne utførelsen omfatter rørledningsinnretningene en manifold som er montert til det øvre rammeelement. Manifolden er forbundet til strømningsgrensesnittanordning slik som en trykkintensiverer, som også er montert til det øvre rammeelement. Operatøren senker det øvre rammeelement sammen med manifolden og trykkintensivereren ned i sjøen og på det nedre rammeelement, som lander manifolden på doren. Under drift strømmer fluid fra trykkintensivereren gjennom manifolden, doren og inn i strømningsledningen.
Med fordel omfatter undervanns produksjonsenheten et ventiltre med en ramme som har føringsstolper. Operatøren installerer forlengelser til føringsstolpene, om nødvendig, og fester føringsliner som strekker seg til en plattform på overflaten. Det nedre og øvre rammeelement har sokler med gjennomføringer for føringsliner. Inngrepet av soklene med føringsstolpene gir grovinnretting når de øvre og nedre rammeelementer blir senket ned på ventiltrerammen.
Fortrinnsvis har ventiltrerammen også oppad vendende ledeelementer på det nedre rammeelement for å tilveiebringe finere innretting. Videre har det nedre rammeelement fortrinnsvis oppad vendende føringselementer som passer med de nedad vendende føringselementer på det øvre rammeelement for å tilveiebringe finere innretting. Ett eller flere låseelementer på det nedre rammeelement låser rammeelementet til ventiltrerammen. I tillegg låser ett eller flere låseelementer på det øvre rammeelement det øvre rammeelement til det nedre rammeelement.
Valgvis omfatter anordningen videre bufferinnretninger anordnet på rammen, der bufferinnretningene gir en minimumsavstand mellom rammen og ventiltreet.
Bufferinnretningene kan omfatte stoppere eller justerbare mekanismer, som kan inkorporeres med låseelementene, eller som kan være atskilt fra låseelementene.
De justerbare stoppere danner minimumsavstander mellom det nedre rammeelement og den øvre plate på ventiltrerammen og mellom det nedre rammeelement og det øvre rammeelement.
Bufferinnretningene omfatter vanligvis gjengede bolter, som griper i korresponderende åpninger i rammen, og som kan bli rotert til å øke lengden de stikker ut fra rammen. Endene av de gjengede bolter kontakter vanligvis det øvre rammeelement av ventiltreet, som definerer en minimumsavstand mellom rammen og ventiltreet.
Valgvis er en ytterligere bufferinnretning anordnet mellom det nedre og øvre rammeelement for å definere en minimumsavstand mellom det nedre og øvre rammeelement. Den videre bufferinnretning omfatter også vanligvis gjengede bolter som forløper mellom det nedre og øvre rammeelement. Lengden på utstikket av de gjengede bolter kan bli justert til å gi en nødvendig separering av det øvre og nedre rammeelement.
Bufferinnretningene (for eksempel de justerbare stoppere) gir strukturelle lastbaner fra det øvre rammeelement gjennom det nedre rammeelement og ventiltrerammen til ventiltreet og brønnhodet på hvilket ventiltreet er montert. Disse lastbaner unngår strukturelle laster som går gjennom doren til den oppad vendende mottaker (dvs strupeventilhuset).
I en andre utførelse blir rammen senket som en enhet, men har vanligvis et øvre parti (et øvre rammeelement) som er vertikalt bevegbart i forhold til det nedre parti (et nedre rammeelement). En prosesseringsanordning (i form av en trykkintensiverer) og en rørledningsinnretning (en dor) er montert til det øvre parti. En aktiviseringsinnretning som omfatter en eller flere jekkmekanismer er anordnet mellom det nedre og øvre parti av rammen. Når det nedre parti av rammen lander på ventiltrerammen, vil den nedre enden av doren bli plassert i avstand over ledningsmottakeren. Jekkmekanismene senker så det øvre parti av rammen, som bevirker at doren entrer tettende inn i mottakeren (strupeventilhuset). Dermed, i denne utførelsen, omfatter rørledningsinnretningene en enkelt dor som har en enkelt strømningsbane derigjennom.
I en tredje utførelse har rørledningsinnretningene et fleksibelt parti. Med fordel er det fleksible parti bevegbart i forhold til rammen. Vanligvis er det fleksible parti av rørledningsinnretningene festet i forhold til rammen ved ett enkelt ste. Vanligvis er det fleksible parti av rørledningsinnretningene forbundet til prosesseringsanordningen og båret ved koplingen til prosesseringsanordningen, i utførelser hvor prosesseringsanordningen er båret på rammen.
Valgvis omfatter rørledningsinnretningene to rørledninger, en av disse er tilpasset til å frakte fluider som går mot prosesseringsanordningen, den andre er tilpasset til å transportere fluider som returnerer fra prosesseringsanordningen. Vanligvis er hver av de to rørledninger av rørledningsinnretningene faste i forhold til rammen ved et respektivt sted. Vanligvis er det fleksible parti av hver av de to rørledninger i rørledningsinnretningene forbundet til prosesseringsanordningen og blir båret ved prosesseringsanordningen koplingen (hvor et prosesseringsanordningen er anordnet på rammen).
Vanligvis er det fleksible parti av rørledningsinnretningene ettergivende. Bevegelsesretningen til det fleksible parti av rørledningsinnretningene i det andre trinn av oppkoplingen, danner typisk en koplingsakse og det fleksible parti av rørledningsinnretningene er krummet i et plan vinkelrett på koplingsaksen for å gi ettergivenhet i koplingsretningen. I slike utførelser er det fleksible parti av rørledningsinnretningene i form av en kveil, eller en del av en kveil. Dette tillater at den nedre enden av rørledningsinnretningene (koplingsenden) å bli beveget ettergivende i koplingsretningen.
Vanligvis bærer det fleksible parti av rørledningsinnretningene en konnektor tilpasset til å feste til strupeventilhuset (enten direkte eller via en ytterligere rørledning som forløper fra strupeventilhuset), det fleksible parti av rørledningsinnretningene tillater relativ bevegelse av konnektoren og rammen for å bufre koplingen.
Vanligvis er en aktiviseringsinnretning anordnet som er tilpasset til å bevege den fleksible delen i forhold til rammen for å bringe en ende av det fleksible parti i fluidkommunikasjon med innsiden av strupeventilhuset. Aktiviseringsinnretningene omfatter vanligvis et sviveløye som monterer hydraulisk sylinder.
Nå tatt i betraktning alle utførelser av oppfinnelsen, kan rørledningssystemet valgvis tilveiebringe en enkelt strømningsbane mellom strupeventilhuset og prosesseringsanordningen.
Alternativt kan rørledningssystemet gi et system med to strømningsbaner: en første strømningsbane fra strupeventilhuset til prosesseringsanordningen og en andre strømningsbane fra prosesseringsanordningen til strupeventilhuset. I slike utførelser kan rørledningssystemet omfatte et hus og et indre hult sylindrisk element, det indre sylindriske element er tilpasset til å tette inne på innsiden av strupeventilhuset for å definere et første strømningsområde gjennom boringen i det sylindriske element og et andre separat strømningsområde i ringrommet mellom det sylindriske element og huset.
Vanligvis er det første og andre strømningsområdet tilpasset til å forbinde til et respektivt innløp og et utløp fra prosesseringsanordningen.
Slike utførelser kan bli brukt til å gjenvinne fluider fra brønnen via en første strømningsbane, prosessere disse ved bruk av prosesseringsanordningen (for eksempel trykkøkning) og så returnere fluidene til strupeventilhuset via en andre strømningsbane for utvinning gjennom produksjonslføygrenen. Den innvendige delingen av strupeventilhuset i første og andre strømningsområder av det indre sylindriske element tillater separering av den første og andre strømningsbane inne i strupeventilhuset.
Om brukt, er huset og det indre hule sylindriske element vanligvis anordnet som del av rørsystemet som direkte forbinder til strupeventilhuset, dvs i den første utførelsen er dette den sekundære rørledning; i den andre utførelsen, rørledningsinnretningene og i den tredje utførelsen, den sekundære rørledning.
Valgvis er prosesseringsanordningen anordnet på rammen. I dette tilfellet er prosesseringsanordningen vanligvis forbundet til rørledningsinnretningene før rammen blir landet på ventiltreet.
Alternativt er prosesseringsanordningen anordnet på en ytterligere undervannsmanifold, slik som en sugestolpe. Tverrforbindelseskabler kan bli koplet mellom rammen på manifolden og den ytterligere undervannsmanifold for å forbinde prosesseringsanordningen til rørledningssystemet. I dette tilfelle er prosesseringsanordningen vanligvis forbundet til rørledningsinnretningene som et endelig trinn.
I alle utførelser innbefatter rammen vanligvis føringsinnretninger som samvirker med føringsinnretninger anordnet på manifolden, for å innrette rammen med manifolden. Rammen kan også eller i stedet omfatte et styrerør som omgir minst en del av rørledningssystemet, for å beskytte det fra støtskade.
Alle utførelser bruker plassen inne i strupeventilhuset etter at strupeventildekslet har blitt fjernet og strupeventilen trukket tilbake. Det kan imidlertid fortsatt være ønskelig å kunne bruke en strupeventil til å styre fluidstrømmen. Valgvis er en reserve strupeventilanordning anordnet på rammen, der reserve strupeventilen er forbindbar til rørledningssystemet.
Utførelser av oppfinnelsen kan bli brukt for både utvinning av produksjonsfluider og injisering av fluider.
I samsvar med en andre side av den foreliggende oppfinnelse er det tilveiebrakt en fremgangsmåte for oppkopling av en prosesseringsanordning til en undervannsbrønn, der brønnen har en manifold og manifolden har et strupeventilhus, der fremgangsmåten omfatter: lande en ramme på manifolden og kople et rørledningssystem mellom strupeventilhuset og prosesseringsanordningen, der rammen bærer rørledningsinnretninger i rørledningssystemet;
rammen omfatter minst et rammeelement som blir landet på manifolden i et første oppkoplingstrinn og rørledningsinnretningene blir brakt i fluidkommunikasjon med strupeventilhuset i et andre oppkoplingstrinn.
Fremgangsmåten innbefatter vanligvis det første trinn med å fjerne strupeventildekslet og forbinde den sekundære rørledning med innsiden av strupeventilhuset.
Strupeventildekslet blir fjernet og den sekundære rørledning kan bli installert ved strupeventildekselets skifteverktøy (for eksempel den tredje utførelse). Alternativt kan den sekundære rørledning være båret på det nedre rammeelement og blir landet på manifolden (for eksempel den første utførelse).
I samsvar med en tredje side ved den foreliggende oppfinnelse er det tilveiebrakt en anordning for oppkopling til en undervannsbrønn, hvilken brønn har en manifold og et strupeventilhus, der anordningen omfatter: en ramme som har et rørledningssystem, rammen er tilpasset til å lande på treet, rørledningssystemet innbefatter en rørledning som har en første ende som er tilpasset til å forbinde til strupeventilhuset slik at rørledningen er i fluidkommunikasjon med innsiden av strupeventilhuset, og en andre ende forbindbar til et prosesseringsapparat;
og rammen innbefatter bufferinnretninger tilpasset til å bufre koplingen mellom den første ende av rørledningssystemet og strupeventilhuset.
I den første utførelsen kan bufferinnretningene være gitt ved de justerbare stoppinnretninger, som gir strukturelle lastbaner fra det øvre rammeelement gjennom det nedre rammeelement og ventiltrerammen til treet og brønnhodet på hvilket treet er montert som unngår strukturelle laster å passere gjennom doren til strupeventilhuset.
I den andre utførelsen er bufferinnretningene vanligvis gitt ved arrangementet av de øvre og nedre rammeelementer, det øvre rammeelement er bevegelig til å senke doren (rørledningsinnretningene) inn til forbindelse med strupeventilhuset på en kontrollert måte, kun etter at rammen har blitt landet.
I den tredje utførelsen kan bufferinnretningene være gitt av det fleksible parti av rørledningsinnretningene, som tillater bevegelse av rørledningsenden som forbinder til den sekundære rørledning. Derfor vil koplingsenden av rørledningsinnretningene ikke støte tungt mot den sekundære rørledning siden den er i stand til å avbøye etter behov, ved bruk av fleksibiliteten til rørledningsinnretningen, og kan valgvis bli manøvrert for enda større kontroll (for eksempel med en aktiviseringsmekanisme).
I samsvar med en fjerde side ved den foreliggende oppfinnelse er det tilveiebrakt en anordning for oppkopling til en undervannsbrønn, hvilken brønn har en manifold og et strupeventilhus, der anordningen omfatter: en ramme tilpasset til å lande på manifolden;
et rørledningssystem som har en første ende for kopling til strupeventilhuset og en andre ende for kopling til et prosesseringsapparat;
der minst en del av rørledningssystemet er båret av rammen;
der rørledningssystemet omfatter minst en fleksibel rørledning som har en ende som er bevegbar i forhold til rammen for å gjøre opp en kommunikasjon mellom prosesseringsapparatet og strupeventilhuset.
I slike utførelser kan enden av den fleksible rørledning bøye av dersom den støter mot strupeventilhuset (eller enhver sekundær rørledning som forløper fra strupeventilhuset). Således, i slike utførelser, sikrer den fleksible rørledning at lasten båret av rammen ikke blir overført til strupeventilhuset.
Utførelser av oppfinnelsen vil nå bli beskrevet, kun gjennom eksempel, og med henvisning til de følgende tegninger, hvor:
Fig. 1 er et sideriss av en undervanns ventiltre-enhet, delvis i snitt, og som viser en anordning for oppkopling av en strømningsgrenseflat til en undervannsbrønn; Fig. 2 er et forstørret riss, delvis i snitt, av et strupeventilhus i ventiltreenheten og en nedre del av en dor i anordningen ifølge figur 1; Fig. 3 er et toppriss av ventiltrerammen ifølge figur 1, med koplingsanordningen for strømningsgrensesnittanordningen fjernet; Fig. 4 er et toppriss av et nedre rammeelement av koplingsanordningen ifølge figur 1; Fig. 5 er et snittriss av det nedre rammeelement ifølge figur 4, tatt langs linjen 5-5 i figur 4; Fig. 6 er et toppriss av et øvre rammeelement av koplingsanordningen ifølge figur 1; Fig. 7 er et delvis snittriss av det øvre rammeelement ifølge figur 6, tatt langs linjen 7-7 i figur 6; Fig. 8 er et skjematisk riss av en alternativ utførelse av et koplingssystem, vist før landing på undervannstreenheten; Fig. 9 er et skjematisk riss av monteringssystemet ifølge figur 8, med et nedre rammeelement av koplingssystemet landet på undervannstreenheten og det øvre rammeelement i en øvre posisjon; Fig. 10 er et skjematisk riss av undervannstreenheten og koplingssystemet ifølge figur 8, med det øvre rammeelement i en nedre posisjon; Fig. 11 er et sideriss med indre detaljer av en tredje utførelse av oppfinnelsen; Fig. 12 er et forstørret riss i tverrsnitt av en del A av utførelsen vist i figur 11; Fig. 13 er et planriss av utførelsen vist i figur 11; Fig. 14 viser en serie av riss med tverrsnittsdetaljer som viser anordningen ifølge fig. 11 installert på en manifold; Fig. 15 viser et forstørret riss av fig. 14D; Fig. 16 viser et sideriss av en utførelse i likhet med den ifølge figur 11, der rammen også bærer en erstattende (reserve) strupeventil; og Fig. 17 viser en alternativ utførelse i likhet med den ifølge figur 16, der en aktiviseringsinnretning er anordnet for å styre bevegelsen til en rørledningsinnretning.
Det vises nå til figur 1, der produksjonsenheten 11 i dette eksempel innbefatter et undervanns ventiltre 13. Ventiltreet 13 er et rørformet element med en ventiltrekonnektor 15 på sin nedre ende som forbinder til et brønnhodehus (ikke vist) plassert på sjøbunnen. Ventiltreet 13 kan være konvensjonelt, som har en vertikal boring med en hovedventil 17 og en kroneventil 19. En produksjonspassasje i ventiltreet 13 fører lateralt til en produksjonsfløyventil 21. Ventiltreet 13 kan være enten en type som har røroppheng satt ned i dette, eller det kan være en type i hvilken røropphenget lander i brønnhodehuset under ventiltreet.
Et strupeventilhus, eller mottager 23, for produksjon er montert til produksjonsfløyventilen 21. Strupeventilhuset 23 omfatter et huslegeme for en strupeventilinnsats (ikke vist) som er justerbar for å skape et mottrykk og en ønsket strømningsmengde. Strupeventilhuset 23 forbinder til en produksjonsstrømledning 25 som fører til prosessutstyr på sjøbunnen eller direkte til et produksjonsanlegg ved havflaten. Etter å ha blitt installer med en trykkintensiverer, som vil bli forklart i det etterfølgende, behøver en strupeventilinnsats ikke være nødvendig. En bruk av koplingsanordningen ifølge foreliggende oppfinnelse er å ettermontere eksisterende trær som har tidligere operert uten en trykkintensiverer.
Ventiltreet 13 kan også ha en ringromsventil 27 som kommuniserer med en produksjonsrør ringromspassasje (ikke vist) i brønnen. En ringromsstrupeventil 29 forbinder med ringromsventilen 27 for styring av en strømningsmengde enten inn i eller ut fra produksjonsrørets ringrom. Ringromsstrupeventilen 29 er vanligvis plassert på en side av produksjonsenheten 11 motsatt produksjonsstrupeventilhuset 23. Ringromsstrupeventilen 29 har en hoveddel med en strupeventilinnsats i likhet med produksjonsstrupeventilhuset 23.
Et ventiltrelokk 31 er frigjørbart montert til den øvre enden av ventiltreet 13. En ventiltreramme 33 forløper rundt ventiltreet 13 for montering av forskjellig tilhørende utstyr og tilveiebringer beskyttelse mot treet 13 om fanget av fiskenett. Ventiltrerammen 33 er strukturelt forbundet til hoveddelen av treet 13, slik at vekt påført ventiltrerammen 33 overføres til treet 13 og derfra til brønnhodehuset (ikke vist) på hvilket treet 13 er montert. Ventiltrerammen 33 har et øvre rammeelementparti eller plate 35 som i dette tilfelle er plassert over kroneventilen 19 og under ventiltrelokket 31. Den øvre plate 35 omgir ventiltreet 13, som vist i figur 3, og er generelt rektangulær i utforming. Ventiltrerammens øvre plate 35 har en utskjæring 36 som gir vertikal adkomst til strupeventilhuset 23 og en utskjæring 38 som gir vertikal adkomst til ringromsstrupeventilen 29.
Som vist i figur 3, har med fordel ventiltrerammens øvre plate 35 et antall føringselementer 37. Føringselementer 37 kan variere i type, og før ettermontering med en trykkintensiverer, ble brukt til å lande utstyr for å hente opp og erstatte strupeventilinnsatsen (ikke vist) i strupeventilhuset 23 og i ringromsstrupeventilen 29. Selv om noen undervannstrær ikke har noen typer føringselementer, har mange det, særlig trær installert under de siste 10-15 år. I dette eksempel omfatter hvert føringselement 37 en oppad vendende sylinder med en åpen topp. Føringselementer 37 er montert i par i dette eksempel med et låseelement 39 plassert mellom dem. Låseelementet 39 har en lås som låser på et låseelement innsatt ovenfra. Fire separate sett med føringselementer 37 er vist i figur 3, med ett sett plassert på motsatte sider av utskjæringen 36 og de andre sett på motsatte sider av utskjæringen 38.
Figur 3 viser også en mottager 40 for styremekanismen som kan være konvensjonell. Styremekanismemottageren 40 har føringselementer 37 og låseelementer 39 for landing av en elektrisk og hydraulisk styremekanisme (ikke vist) senket ned fra havoverflaten. Et antall av føringsstolper 41 er plassert inntil sidene av ventiltrerammen 33. Vanligvis er hver føringsstolpe 41 plassert ved et hjørne av ventiltrerammen 33, som er generelt rektangulær i utforming. Kun en føringsstolpe 41 er vist i figur 1, men de andre tre er det samme av utseende. De eksisterende føringsstolper 41 kan likeledes være lange nok for ettermontering av en trykkintensiverer i samsvar med denne oppfinnelse. Om så, blir en føringsstolpeforlengelse 42 installert over hver føringsstolpe 41, og blir en del av hver føringsstolpe 41. Føringsstolpeforlengelser 42 stikker oppad forbi ventiltrelokket 31. En føringsline 43 med en sokkel på sin nedre ende glir over og forbinder til hver føringsstolpe 41 eller føringsstolpeforlengelse 42, om slikt er brukt. Føringsliner 43 forløper oppad til en plattform eller overhalingsfartøy på havoverflaten.
Fortsatt med henvisning til figur 1, lander en strømningsgrensesnittanordnings nedre rammeelement 45 på og er båret av ventiltrerammens øvre plate 35.1 denne utførelsen er det nedre rammeelement 45 et flatt hovedsakelig rektangulært element, som vist i figur 4, men det behøver ikke være en flat plate. En dor 47 er festet til en side av det nedre rammeelement 45. Doren 47 har et rørformet nedre parti med en flens 49 som støter og tetter mot en sammenføringsflens på strupeventilhuset 23. Alternativt kunne doren 47 være posisjonert på en motsatt kant av de nedre rammeelement 45 og sammenpasses med hoveddelen av ringromsstrupeventilen 29, i stedet for strupeventilhuset 23.
Et klammer 51 låser flensen 49 til flensen av strupeventilhuset 23. Klammeret 51 er med fordel den samme anordning som tidligere klemte strupeventilinnsatsen (ikke vist) inn i strupeventilhuset 23 når produksjonsenheten 11 ble betjent uten en trykkintensiverer. Klammeret 51 blir fortrinnsvis aktivisert med en ROV (fjernstyrt farkost) for å frigjøre og aktivisere klammeret 51.
Med henvisning til figur 2 har doren 47 en nedre boring 52 som flukter med strupeventilhusets vertikale boring 53. En opphentbar plugg 55 er vist installert inne i en nedre del av den vertikale boring 53. En lateral passasje 57 fører fra strupeventilhusets vertikale boring 53 over pluggen 55 til produksjonsfløyventilen 21 (figur 1). Pluggen 55 hindrer fluid å strømme ned gjennom doren 47 fra å entre strømningsledningen 25 nedstrøms av strupeventilhuset 23. Om så er tilfellet, er pluggen 55 ikke nødvendig.
Nå med henvisning til figur 5, har det nedre rammelemen 45 et antall føringselementer 67 på sin nedre side som sammenpasser med føringselementene 37 på ventiltrerammens øvre plate 35 som vist i figur 3. Kun ett av settene med føringselementer 67 er vist, og de er vist i en skjematisk form. Videre stikker et låseelement 69 nedad fra det nedre rammeelement 45 for låsende inngrep med ett av låseelementene 39 (figur3) på ventiltrerammens øvre plate 35. Låseelementet 69 er også vist skjematisk. Andre typer låser er tenkelig.
Det nedre rammelemen 45 har også føringsstolpesokler 71, der hvert med fordel er et hult rør med en nedad vendende trakt på sin nedre end. Føringsstolpesokler 71 glir over føringsliner 43 (figur 1) og føringsstolper 41eller forlengelser 42. Føringsstolper 41 eller deres forlengelser 42 gir en grovinnretting av doren 47 med strupeventilhuset 23
(figur 1). Føringer 67 og 37 (figur 1) gir finere innretting av doren 47 med strupeventilhuset 23 (figur 1).
Fortsatt med henvisning til figur 5, har et nedre rammeelement 45 også med fordel et antall av oppad vendende føringselement 75.1 dette eksempel er føringselementene 75 den samme type som føringselementene 37 (figur 3), som er oppad vendende sylindere med åpne topper. Andre typer føringselementer kan også bli benyttet. I dette tilfelle, fortrinnsvis er det fire sett med føringselementer 75, med hvert sett omfattende to føringselementer 75 med et låseelement 77 plassert mellom som vist i figur 4. Føringselementer 75 er plassert i vertikal innretting med føringselementene 37 (figur 3), men kunne bli plassert annet steds hen. Det nedre rammeelement 45 har også en utskjæring 79 på en side for å gi vertikal adkomst til ringromsstrupeventilen 29 (figur 3).
En justeringsmekanisme eller mekanismer (ikke vist) kan forløpe mellom det nedre rammeelement 45 og ventiltrerammens øvre plate 37 for å sikre at vekten på det nedre rammeelement 45 overføres til ventiltrerammens øvre plate 37 og ikke gjennom doren 47 til strupeventilhuset 23. Mens den nedre ende av doren 47 ikke støter mot den øvre enden av strupeventilhuset 23, blir med fordel svært lite, om noe, nedad rette last på grunn av vekt på det nedre rammeelement 45 ført ned doren 47 til strupeventilhuset 23. Å påføre en tung last til strupeventilhuset 23 kunne skape for store bøyemomenter på koplingen av produksjonsfløyventilen 21 til hoveddelen av ventiltreet 13. Justeringsmekanismene kan omfatte justerbare stoppere på den nedre siden av det nedre rammeelement 45 som kontakter den øvre siden av ventiltrerammens øvre plate 37 for å gi en ønsket minimumsavstand mellom det nedre rammeelement 45 og den øvre platen 37. Minimumsavstanden ville sikre at vekten på det nedre rammeelement 45 overføres til ventiltreets øvre plate 35, og derfra gjennom ventiltrerammen 33 til ventiltreet 13 og brønnhodehuset på hvilket ventiltreet 13 er båret. Justeringsmekanismene kunne være atskilte fra låseanordningene 69 eller innarbeidet i dem.
Nå med henvisning til figur 1, etter at det nedre rammeelement 45 lander og låser til ventiltrerammens øvre plate 35, blir et øvre rammeelement 81 senket ned, landet og låst til det nedre rammeelement 45. Det øvre rammeelement 81 er også med fordel en hovedsakelig rektangulær plate, men den kunne bli utformet med andre former. Det øvre rammeelement 81 har en dorkonnektor 83 montert på en øvre side. Dorkonnektoren 83 glir over doren 47 mens den lander. Et låseelement 85, som kunne enten være et sett med paler eller en splittet ring, griper med et sporet profil på utsiden av doren 47. Låseelementet 85 låser konnektoren 83 til doren 47. En hydraulisk aktuator 87 slår låseelementet 85 mellom den låste o frigjorte posisjon. Med fordel har dorkonnektoren 83 også en manuell aktuator 89 for adkomst med en ROV i tilfelle av svik i den hydrauliske aktuator 87. En manifold 91 er en del av eller montert til et øvre indre parti av dorkonnektoren 83. Manifolden 91 har en passasje 93 som tettende korresponderer med dorpassasjen 52.
Som vist med stiplede linjer er en motor 95, fortrinnsvis elektrisk, monter på det øvre rammeelement 81. Et filter 97 befinner seg inne i en inntaksledning 98 til en undervannspumpe 99. Motoren 95 driver pumpen 99 og inntaket i dette eksempel er i kommunikasjon med sjøvann. Pumpen 99 har en utløpsledning 101 som fører til passasjen 93 i manifolden 91.
Som vist i figur 6 har et øvre rammeelement 81 fire føringsstolpesokler 103 for å skli ned føringsliner 43 (figur 1) og over på de øvre partier av føringsstolpene 41 eller føringsstolpeforlengelser 42. Det øvre rammeelement 82 har nedad ragende føringselementer 105 som passer med oppad ragende føringselementer 75 på det nedre rammeelement 45, som vist i figur 7. Låseelementene 107 passer med låseelementene 77 (figur 4) på det nedre rammeelement 45. Det øvre rammeelement 81 har et sentralt hull 109 for adkomst til ventiltrelokket 31 (figur 1).
Justerbare mekanismer eller stoppere (ikke vist) kan også forløpe mellom det nedre rammeelement 45 og det øvre rammeelement 81 for å gi en minimumsavstand mellom dem når nedsatt. Minimumsavstanden blir valgt til å hindre at vekten av pumpen 99 og motoren 95 blir overført gjennom dorkonnektoren 83 til doren 47 og strupeventilhuset 23. Isteden er lastbanen for vekten fra det øvre rammeelement 81 gjennom det nedre rammeelement 45 og ventiltrerammens øvre plate 35 til treet 13 og brønnhodehuset på hvilket det er båret. Lastbanen for vekten på det øvre rammeelement 81 passerer ikke til strupeventilhuset 23 eller gjennom føringsstolper 41. De justerbare stoppere kunne være atskilte fra låseanordningene 107 eller innarbeidet i dem.
I driften av dette eksempel, kan produksjonsenheten 11 ha vært i drift i noen tid enten som en produserende brønn, eller en injeksjonsbrønn med fluid levert fra en pumpe på en plattform i havnivå. Produksjonsenheten 11 kunne også være en ny installasjon. Det nedre rammeelement 45, det øvre rammeelement 81 og det tilhørende utstyr ville opprinnelig ikke være plassert på produksjonsenheten 11. Om produksjonsenheten 11 tidligere var en produserende brønn, ville en strupeventilinnsats (ikke vist) ha blitt installert inne i strupeventilhuset 23.
Operatøren senker så det øvre rammeelement 81, innbefattende pumpen 99, som har blitt installert på overflaten på det øvre rammeelement 81. Det øvre rammeelement 81 glir ned føringsliner 43 og over føringsstolper 41 eller deres forlengelser 42. Etter at manifolden 91 griper med doren 47, blir konnektoren 83 aktivisert til å låse manifolden 91 til doren 47. Elektrisk kraft for pumpemotoren 95 kan leveres av en elektrisk våtdel konnektor (ikke vist) som griper med en del av styremekanismen (ikke vist), eller på annen mulig måte. Dersom styremekanismen ikke hadde slik en våtdel konnektor, kunne den bli hentet opp til overflaten og bli utstyrt med en.
Når installert, med ventilene 17 og 21 åpne, blir sjøvann pumpet med pumpen 99 gjennom utløpsledningen 101, og strømningspassasjene 93, 52 (figur 2) inn i produksjonsfløyventilen 21. Sjøvannet strømmer ned brønnen og inn i formasjonen for vannoverflommingsformål. Dersom reparasjon eller utskiftning av trykkintensiverer 99 er nødvendig, kan den bli hentet opp sammen med det øvre rammeelement 81 uten å forstyrre det nedre rammeelement 45.
En alternativ utførelse er vist i figurene 8-10. Komponenter som er de samme som i den første utførelsen er nummerert likt. Monteringssystemet har et nedre rammeelement eller rammeparti 111 og et øvre rammeelement eller rammeparti 113. Jekkmekanismer, slik som hydrauliske sylindere 115, forløper mellom nedre og øvre rammeelementer 111, 113. Hydrauliske sylindere 115 beveger det øvre rammeelement 113 i forhold til det nedre rammeelement 11 fra en øvre stilling, vist i figurene 8 og 9, til en nedre stilling, vist i figur 10. Det nedre rammeelement 111 har fortrinnsvis føringselementer på sin nedre side for inngrep med oppad vendende føringer på ventiltrerammens øvre plate 35, skjønt de ikke er vist i tegningene.
Doren 117 er stivt montert til det øvre rammeelement 113 i denne utførelsen og har et manifoldparti på sin øvre ende som forbinder til en utløpsledning 101, som i sin tur fører fra trykkintensivereren eller pumpen 99. Doren 117 er plassert over eller inne i et hull 118 i det nedre rammeelement 111. Når det øvre rammeelement 113 beveger seg til den nedre stilling, vist i figur 10, forløper doren 117 ned til inngrep med mottageren i strupeventilhuset 23.
Ved betjening av den andre utførelse er trykkintensivereren 99 montert til det øvre rammeelement 113, og øvre og nedre rammeelementer 113, 111 blir senket som en enhet. Hydrauliske sylinder 115 vil bære det øvre rammeelement 113 i den øvre stilling. Føringsliner 43 og styrestolper 41 leder enheten ned på ventiltrerammens øvre plate 35, som vist i figur 9. Føringselementer (ikke vist) gir fininnretting av det nedre rammeelement 111 når det lander på ventiltrerammens øvre plate 35. Den nedre enden av doren 117 vil være plassert i avstand over strupeventilhuset 23. Så lar de hydrauliske sylindere 115 det øvre rammeelement 113 bevege seg langsomt nedover. Doren 117 gjør inngrep med strupeventilhuset 23, og klammeret 51 blir aktivisert til å klemme doren 117 til strupeventilhuset 23. Låser (ikke vist) låser det nedre og øvre rammeelement 111, 113 til ventiltreets 13 ramme. Fig. 11 til 13 viser en tredje utførelse av oppfinnelsen. Fig. 11 viser en manifold i form av et undervanns ventiltre 200. Ventiltreet 200 har en produksjonsfløyforgrening 202, et strupeventilhus 204, hvorfra strupeventilen har blitt fjernet, og en strømningsbane som fører til et produksjonsfløyutløp 206. Ventiltreet har en øvre plate 207 på hvilken det er monter fore "John Brown" føtter 208 (to vist) og fire styreben 210. Styrebenene 210 forløper vertikalt oppad fra ventiltreets øvre plate 207. Ventiltreet bærer også en styringsmodul 205. Fig. 11 og 13 viser også en ramme 220 (for eksempel en skliramme) plassert på ventiltreet 200. Rammen 220 har en basis som omfatter tre langstrakte elementer 222 som er kryssforbundet med perpendikulære stenger 224 slik at basisen har en gitterliknende struktur. Ytterligere kryssforbundne buede elementer 226 forbinder de ytterste av stengene 222, de buede elementer 226 krummer opp og over basisen til rammen 220.
Plassert ved omtrent de fire hjørner av rammen 220 er føringstrakter 230 festet til basisen av rammen 220 på armer 228. Føringstraktene 230 er tilpasset til å motta styrebenene 210 for å gi et første (forholdsvis grov) innrettingsorgan. Rammen 220 er også utstyrt med fire "John Brown" ben 232, som forløper vertikalt nedad fra basisen til rammen 220 slik at de griper med John Brown føttene 208 på treet 200.
En prosesseringsanordning i form av en pumpe 234 er montert på rammen 200. Pumpen 234 har et utløp og innløp, til hvilke respektive fleksible rørledninger 236, 238 er feste. De fleksible rørledninger 236, 238 krummer i et plan parallelt med basisen til rammen 220, som danner en delvis sløyfe som krummer rundt pumpen 234 (best vist i figur 13). Etter nesten en fullstendig sløyfe blir de fleksible rørledninger 236, 238 bøyd vertikalt nedad, hvor de forbinder til et innløp og et utløp av et rørsystemgrensesnitt 240 (som vil bli beskrevet i nærmere detalj nedenfor). Rørsystemgrensesnitte 240 er derfor opphengt fra pumpen 234 på rammen 220 ved de fleksible rørledninger 236, 238, og er ikke stivt fiksert i forhold til rammen 220. På grunn av fleksibiliteten til rørledningene 236, 238 kan rørsystemgrensesnittet 240 bevege seg både i planet til basisen av rammen 220 (dvs i horisontalplanet i figur 11) og i retningen vinkelrett på dette plan (vertikalt i figur 11). I denne utførelsen er rørledningene 236, 238 vanligvis stålrør, og fleksibiliteten skyldes den krumme form av rørledningene 236, 238 og deres respektive ettpunkts oppheng fra pumpen 234, men rørledningene kunne likeens være tilvirket av et iboende fleksibelt materiale eller innarbeide andre ettergivende midler.
En sekundær rørledning 250 er forbundet til strupeventilhuset 204, som best vist i figur 15. Den sekundære rørledning 250 omfatter et huslegeme 252 i hvilket et indre element 254 er båret. Det indre element 254 har en sylindrisk boring 256 som forløper gjennom dette, som definerer et første strømningsområde som kommuniserer med produksjonsfløyutløpet 206. Ringrommet 258 mellom det indre sylindriske element 254 og huslegemet 252 danner et andre strømningsområde som kommuniserer med produksjonsfløyforgreningen 202.
Det øvre parti av den sekundære rørledning 250 er massiv (ikke vist i tverrsnittsrisset i fig. 15) og forbinder det indre element 254 til huset 252; det massive øvre parti har en rekke boringer gjennom seg i sin ytre omkrets, som gir en fortsettelse av ringrommet 258. Det indre element 254 omfatter to partier, for å lette produksjonen, som er skrudd sammen før den sekundære rørledning 250 er forbundet til strupeventilhuset 204.
Det indre element 254 er lengre enn huset 252, og forløper inn i strupeventilhuset 204 til et sted under produksjonsfløyforgreningen 202. Enden av det indre element 254 er utstyrt med en tetning 259, som tetter i strupeventilhuset 204 for å hindre direkte strømning mellom det første og andre strømningsområdet. Den sekundære rørledning 250 er klemt fast til strupeventilhuset 204 med et klammer 262 (se fig. 12) som typisk er det samme klammer som normalt ville klemme fast strupeventilen i strupeventilhuset 204. Klammeret 262 er betjenbart med en ROV.
I figur 15 er det også vist et detaljert riss av rørsystemgrensesnittet 240; Fig. 15 viser rørsystemgrensesnitte 240 før kopling med den sekundære rørledning 250. Rørsystemgrensesnittet omfatter et hus 242 i hvilket et indre element 244 er båret. Det indre element har en sylindrisk boring 246, en øvre ende av denne er i kommunikasjon med den fleksible rørledning 238. Et ringrom 248 er avgrenset mellom huset 242 og det indre element 244, den øvre enden av dette er forbundet til den fleksible rørledning 236. Rørsystemgrensesnittet 240 og den sekundære rørledning 250 har samvirkende inngrepsflater; spesielt det indre element 254 av den sekundære rørledning 250 er utformet til å entre inne i det indre element 244 av rørsystemgrensesnittet 240. De ytre flater av huslegemene 242, 252 er tilpasset til å motta et klammer 260, som klemmer disse flater sammen.
Rørsystemgrensesnittet 240 er vist forbundet til den sekundære rørledning 250 i rissene ifølge fig. 11 og 12. Som vist i fig. 12, blir det indre element 254 av den sekundære rørledning 250 entret inne i det indre element 244 av rørsystemgrensesnittet 240, og klammeret 260 klemmer huselegemene 242, 252 sammen. De sylindriske boringer 256, 246 er derfor koplet sammen, som også ringrommene 248, 258 er. Derfor danner de sylindriske boringer 256 og 246 en første strømningsbane som forbinder den fleksible rørledning 238 til produksjonsfløyutløpet 206, og ringrommene 248 og 258 danner en andre strømningsbane som forbinder produksjonsfløyforgreningen 202 til den fleksible rørledning 236.
En fremgangsmåte til å oppkople pumpen 234 til strupeventilhuset 204 vil nå bli beskrevet med henvisning til fig. 14. Fig. 14 viser ventiltreet 200 før kopling av pumpen 234, med en strupeventil C installert i strupeventilhuset 204.
Produksjonsfløyventilen er stengt og strupeventilen C er fjernet, som vist i fig. 14B, for å gi adkomst til innsiden av strupeventilhuset 204. Dette blir vanligvis foretatt ved bruk av konvensjonelle verktøy (ikke vist) for strupeventilutskifting. Fig. 14C viser den sekundære rørledning 250 som blir senket ned på strupeventilhuset 204. Dette kan også bli gjort ved bruk av det samme utskiftingsverktøy. Den sekundære rørledning 250 er klemt på strupeventilhuset 204 med en ROV som betjener klammeret 262. Fig. 14D viser den sekundære rørledning 250 som har landet på og foretatt inngrep med strupeventilhuset 204, og rørsystemgrensesnittet 240 som deretter blir senket ned for å forbinde til rørsystemgrensesnittet 240. Fig. 15 viser en forstørret versjon av fig. 14D for større tydelighet.
Nedsettelsestrinne ifølge fig. 14D omfatter en totrinns prosess. I det første trinn blir rammen 220 som bærer pumpen 234 nedsatt på ventiltreet 200. Føringstraktene 230 på rammen mottar styrebenene 210 på treet 200 for å gi en første, forholdsvis grov innretting. John Brown benene 232 på rammen griper med John Brown føttene 208 på treet 200 for å gi en mer presis innretting.
I det andre trinn, blir rørsystemgrensesnittet 240 brakt til inngrep med den sekundære rørledning 250 og klammeret 260 blir pådratt for å fiksere koplingen. Den totrinns koplingsprosess gir beskyttelse for de sammenpassende flater på den sekundære rørledning 250 og rørsystemgrensesnittet 240, og det beskytter også strupeventilen 204; spesielt sammenføringsflaten på strupeventilen 204.1 stedet for å nedsette rammen og kople rørsystemgrensesnittet 240 og den sekundære rørledning i en enkelt bevegelse, som kunne skade koplingen mellom rørsystemgrensesnittet 240 og den sekundære rørledning 250 og som kunne også skade strupeventilen 204, muliggjør den totrinns kopling en kontrollert, bufiret oppkopling.
Rørsystemgrensesnittet 240 som er opphengt i de kurvede fleksible rørledninger 236, 238 tillater rørsystemgrensesnittet 240 å bevege seg i alle tre romdimensjoner; dermed gir de fleksible rørledninger 236, 238 et ettergivende oppheng for rørsystemgrensesnittet på pumpen 234. Dersom rørsystemgrensesnittet 240 i utgangspunktet ikke er nøyaktig innrettet med den sekundære rørledning 250, tillater ettergivenheten i de fleksible rørledninger 236, 238 rørsystemgrensesnittet 240 å avbøye lateralt, i stedet for å skade sammenføringsflatene på rørsystemgrensesnittet 240 og den sekundære rørledning 250. Dermed gir de fleksible rørledninger 236, 238 en bufferinnretning for å beskytte de sammenpassende flater.
En svakt modifisert versjon av den tredje utførelsen er vist i figur 16. Rørsystemgrensesnittet 240, den sekundære rørledning 250 og ventiltreet 200 er nøyaktig det samme som utførelsen ifølge figur 11, og like deler er betegnet med like numre. Rørsystemgrensesnittet 240 og den sekundære rørledning 250 blir installert på ventiltreet som beskrevet for utførelsen i figur 11.
I motsetning til utførelsen i figur 15, omfatter imidlertid utførelsen i figur 16 en ramme 320 som ikke bærer en pumpe. Istedenfor er rammen 320 utstyrt med to strømningsnav 322 (kun ett vist) som er forbundet til respektive tverrforbindelser som fører til et prosesseringsapparat i avstand fra ventiltreet. Denne kopling blir vanligvis foretatt som et siste trinn, etter at rammen har landet på treet og koplingen mellom rørsystemgrensesnitte 240 og den sekundære rørledning 250 har blitt gjort opp. Prosesseringsanordningen kunne være en pumpe installert på en ytterligere undervannstruktur, for eksempel en sugestolpe. En erstatningsstrupeventil 324 er også anordnet på rammen, som erstatter strupeventilen som har blitt fjernet fra strupeventilhuset 204 for å gi rom for innsettelse av det indre element 254 av den sekundære rørledning 250 inn i strupeventilhuset 204.
Erstatningsstrupeventilen 324 er forbundet til ett av navene 322 og til en av de fleksible rørledninger 236, 238. Den andre av de fleksible rørledninger 236, 238 er forbundet til det andre nav 322.
Rammen i figur 16 er utstyrt med et styrerør 324 som forløper vinkelrett til planet for rammen 320. Føringsrøret 324 har en hul boring og forløper nedad fra rammen 320, omgir rørsystemgrensesnittet 240 og det vertikale parti av minst en (og valgvis begge) av de fleksible rørledninger 236, 238; føringsrøret 324 har en lateral åpning for å tillate at rørledningene 236, 238 kan entre boringen. Føringsrøret 324 gir således en styring for rørsystemgrensesnittet 240 som beskytter det fra skade av tilfeldige støt med ventiltreet 200, ettersom hvis rammen 320 er ute av flukt, kan styrerøret 324 støte med ventiltrerammen i stedet for rørsystemgrensesnittet 240.1 en alternativ utførelse kunne føringsrøret 324 bli erstattet av føringselementer slik som føringstrakter og John Brown ben ifølge figur 11 utførelsen. I ytterligere utførelser kan både styrerøret 324 og disse videre føringselementer være anordnet.
Under bruk strømmer brønnfluider gjennom strupeventilhuset 240, gjennom ringrommet 258, 248, gjennom den fleksible rørledning 238 inn i ett av navene 322, gjennom en første tverrforbindelsesledning, gjennom prosesseringsanordningen (for eksempel en pumpe), gjennom en andre tverrforbindelsesledning, gjennom det andre av navene 322, gjennom erstatningsstrupeventilen 324, gjennom den fleksible rørledning 236 gjennom boringene 246, 256 og til produksjonsfløyutløpet 206. Alternativ kunne strømningsretningen bli reversert til å injisere fluider inn i brønnen.
En ytterligere alternativ utførelse er vis i fig. 17. Denne utførelsen er veldig lik med figur 16 utførelsen, og like deler er betegnet med like numre. I fig. 17 utførelsen er det andre nav 322 også vist. I denne utførelsen omgir føringsrøret 324 kun den fleksible rørledning 238, den andre fleksible rørledning 236 entrer kun føringsrøret ved kopling til rørsystemgrensesnittet 240.
Den prinsipielle forskjell mellom utførelsene ifølge fig. 17 og 16, er tilveiebringelsen av en aktiviseringsinnretning, som forbinder den fleksible rørledning 238 til rammen for å styre bevegelsen av den fleksible rørledning 238 og dermed posisjonen til rørsystemgrensesnittet 240. Aktiviseringsinnretningene har form av en hydraulisk sylinder, nærmere bestemt en sviveløyemontert hydraulisk sylinder 326. Den hydrauliske sylinder 326 omfatter to sfæriske ledd, som tillater den nedre enden av den hydrauliske sylinder å svinge i et plan parallelt med planet til rammen 320 (X-Y planet i fig. 17). De sfæriske ledd omfatter vanligvis sfæriske øyebøssinger. Svivelleddet tillater vanligvis rotasjon av den hydrauliske sylinder rundt sin lengdeakse ved en total på omtrent 180 grader. Svivelleddene tillater også vanligvis en sving på pluss eller minus ti grader i både x og y-retningen. Dermed fikserer ikke de hydrauliske sylindere 326 posisjonen til den fleksible rørledning 238 stivt med hensyn til rammen 320, og hemmer ikke den fleksible rørledning 238 fra å tillate rørsystemgrensesnittet 240 å bevege seg i alle tre dimensjoner.
Fig. 17A viser den hydrauliske sylinder 236 i en tilbaketrukket stilling for nedsettelse av rammen 320 på ventiltreet 200 eller for å fjerne rammen 320 fra treet 200.1 denne tilbaketrukne stilling holder den fleksible rørledning 238 rørsystemgrensesnittet 240 over den sekundære rørledning 250 slik at den ikke kan gripe med eller støte mot den sekundære rørledning 250 under landing.
For å gjøre opp forbindelsen mellom rørsystemgrensesnittet 240 og den sekundære rørledning 250, blir den hydrauliske sylinder kjørt ut; den utkjørte stilling er vist i fig. 17B. I den utkjørte stilling griper nå rørsystemgrensesnittet 240 den sekundære rørledning 250. Trykket i den hydrauliske sylinder 326 blir nå avlastet til å la klammeret 260 bli aktivisert. Klammeret 260 blir aktivisert med en ROV, og trekker rørsystemgrensesnittet 240 inn i enda nærmere kontakt med den sekundære rørledning 250 for å holde disse komponenter fast sammen.
Denne oppfinnelse har betydelige fordeler. I den første utførelsen er det nedre rammeelement og doren mye lettere i vekt og mindre massiv enn det øvre rammeelement og pumpeenheten. Følgelig er det lettere å føre doren inn i inngrep med strupeventilhuset enn det ville være dersom hele enheten var skjøtt sammen og senket ned som en enhet. Når det nedre rammeelement er installert, kan det øvre rammeelement og pumpeenhet bli senket ned med en mindre sjanse for skade på undervannsutstyret. Den øvre enden av doren er stor og sterk nok til å motstå tilfeldige støt ved det øvre rammeelement. Totrinnsprosessen gjør således installasjonen mye lettere. De valgvise føringselementer tilveiebringer videre fininnretting for å unngå skade på seteflatene.
De bevegbare øvre og nedre rammeelementer av monteringssystemet til den andre utførelsen unngår skade på seteflatene på doren og mottageren.
Mens oppfinnelsen har blitt vist i kun noen få av sine former, skal de forstås av fagmannen at den ikke er begrenset til dette, men er utsatt for ulike endringer uten å avvike fra oppfinnelsens omfang. For eksempel, skjønt vist i forbindelse med en undervannstreenhet, kunne monteringsanordningen være installert på en annen undervannsstruktur, slik som en manifold eller samleenhet. Også strømningsgrensesnittanordningen montert til det øvre rammeelement kunne være en kompressor for å komprimere gass, en strømningsmåler for å måle strømningsmengden til undervannsbrønnen, eller annen mulig anordning.
I den tredje utførelsen oppnås beskyttelse av koplingen mellom rørsystemgrensesnittet 240 og den sekundære rørledning 250 ved den totrinns koplingsprosess. Ytterligere bufring er gitt ved de fleksible rørledninger 236, 238, som tillater ettergivende støtte for rørsystemgrensesnittet 240 i forhold til pumpe/rammen, som tillater rørsystemgrensesnittet 240 å bevege seg i alle tre dimensjoner. I enkelte utførelser oppnås enda større kontroll og bufring ved bruk av en aktiviseringsinnretning til mer nøyaktig styring av plasseringen av rørsystemgrensesnittet 240 og dens kopling med den sekundære rørledning 250.
Forbedringer og modifikasjoner kan innarbeides uten å avvike fra oppfinnelsens tanke. For eksempel skal det bemerkes at arrangementet av strømningsbanene i fig. 11 til 17 er bare en eksempelvis utforming og at alternative arrangementer kunne gjøres. For eksempel, i figur 16, kunne erstatningsstrupeventilen bli plassert i strømningsbanene før det første strømningsnav, slik at fluider passerer gjennom strupeventilen før det blir avledet til det fjerntliggende prosesseringsanlegg. Erstatningsstrupeventilen kunne bli plassert ved ethvert egnet sted i strømningsbanene.
Videre, i alle utførelser, kan strømningsbanene bli reversert, for å tillate både utvinning og injeksjon av fluider. I den tredje utførelsen ville strømningsretningene i de fleksible rørledningene 236, 238 (og i resten av anordningen) være omvendt.
En erstatningsstrupeventil 324 kunne også bli brukt i de andre utførelser, som beskrevet for fig. 16 utførelsen. Erstatningsstrupeventilen 324 behøver ikke være anordnet på rammen.
Alle utførelser av oppfinnelsen kunne være anordnet med et føringsrør, slik som det vist iflg. 16.
I alternative utførelser er aktiviseringsinnretningene i fig. 17 ikke nødvendigvis en sviveløyemontert hydraulisk sylinder 326.1 andre utførelser kan den hydrauliske sylinder ha en enkelt svingbar forbindelse, og i andre utførelser kunne den hydrauliske ha en redusert eller til og med nesten intet bevegelsesområde i X-Y planet. I ytterligere utførelser kunne denne hydrauliske sylinder bli erstattet med en enkelt kabel i form av en streng, som er festet til en del av den fleksible rørledning 238. Den fleksible rørledning 238 kunne så ganske enkelt bli hevet og senket etter behov ved å trekke i og frigjøre strekket i kabelen. I en ytterligere utførelse kunne den hydrauliske sylinder bli erstattet av en skruejekk, også kjent som motorjekk, et første skrueelement av skruejekken er festet til rammen, og et andre skrueelement er koplet til den fleksible rørledning 238. Betjening av skruejekken også hever og senker enden av rørledningsinnretningene, etter ønske.
Selv om beskrivelsen ovenfor hovedsakelig refererer seg til
produksjonsfløyforgreningen og produksjonsstrupeventilen, kunne oppfinnelsen likeens bli anvendt på et strupeventilhus i en ringromsfløyforgrening.
I fig. 11 utførelsen kunne hver av rørledningene 236, 238 bli festet til innløpet og utløpet av pumpen 234 og hver bli festet til innløpet og utløpet av rørsystemgrensesnittet 240.
Mange forskjellige typer prosesseringsanordninger kunne bli brukt. Vanligvis omfatter prosesseringsanordningen minst en av: en pumpe; en prosessfluidturbin; injeksjonsanordning; kjemikalieinjeksjonsanordning; et fluidstigerør; måleapparater; temperaturmålingsapparater; strømningsmengdemåleapparater; sammensetningsmåleapparater; gassepareringsapparater; vannsepareringsapparater; faststoffsepareringsapparater; og hydrokarbonsepareringsapparater.
Prosesseringsanordningen kunne omfatt en pumpe eller prosessfluidturbin, for å øke trykket i fluidet. Alternativt, eller i tillegg, kunne prosesseringsanordningen injisere gass, damp, sjøvann, borkaks eller avfallsmateriale inn i fluidene. Injeksjonen av gass kunne være fordelaktig siden det ville gi fluidene "løft", som gjør de lettere å pumpe. Tilføringen av damp har den virkning av å tilføre energi til fluidene.
Injisering av sjøvann inn i en brønn kunne være nyttig for å øke formasjonstrykket for utvinning av hydrokarboner fra brønnen, og for å opprettholde trykket i undergrunnsformasjonen mot kollaps. Også injisering av avløpsgasser eller borkaks etc. i en brønn, unngår behovet om å måtte avhende disse på overflaten, som kan vise seg kostbart og miljømessig skadelig.
Prosesseringsanordningen kunne også gjøre det mulig å tilsette kjemikalier til fluidene, for eksempel viskositetsmoderatorer, som tynner ut fluider, gjør dem lettere å pumpe, eller friksjonsmoderatorer for rørveggen, som minimerer friksjonen mellom fluidene og rørene. Ytterligere eksempler på kjemikalier som kunne bli injisert er tensider, kjølemidler og brønnfrakturerende kjemikalier. Prosesseringsanordningen kunne også omfatte elektrolyseutstyr for injeksjonsvann.
Prosessanordningen kunne også omfatte et fluidstigerør, som kunne tilveiebringe en alternativ rute mellom brønnboringen og overflaten. Dette kunne være svært nyttig om for eksempel strømningsledningen 206 blir blokkert.
Alternativt kunne prosesseringsapparatet omfatte separeringsutstyr, for eksempel for separering av gass, vann, sand/rusk og/eller hydrokarboner. Den eller de separerte komponent(er) kunne bli ledet vekk ved hevertvirkning via en eller flere ytterligere prosessrørledninger.
Prosesseringsanordningen kunne alternativt eller i tillegg innbefatte måleapparatur, for eksempel for å måle temperaturen/strømningsmengden/ bestanddeler/konsistensitet, etc. Temperaturen kunne så bli sammenliknet med temperaturavlesninger tatt fra bunnen av brønnen for å beregne temperaturendring i produserte fluider. Videre kunne prosesseringsanordningen innbefatte elektrolyseutstyr for injeksjonsvann.
Claims (37)
1.
Anordning for kopling til en undervannsbrønn, hvilken brønn har en manifold (13) og et strupeventilhus (23), hvilken anordning omfatter: en ramme tilpasset til å lande på manifolden (13); et rørledningssystem som har en første ende (49) for kopling til strupeventilhuset (23) og en andre ende for kopling til en prosesseringsanordning (99);
og der rørledningssystemet omfatter en rørledningsinnretning (47) båret av rammen;karakterisert vedat
at rammen omfatter minst et rammeelement (45) som er tilpasset til å lande på manifolden (13) i et første trinn av koplingen og at rørledningsinnretningen (47) er tilpasset til å bli brakt i fluidkommunikasjon med strupeventilhuset (23) i et andre trinn av koplingen.
2.
Anordning som angitt i krav 1,karakterisert vedat den videre omfatter en aktiviseringsinnretning (115) montert på en rammedel (113), der aktiviseringsinnretningen (115) er tilpasset til å bringe rørledningsinnretningen (117) i fluidkommunikasjon med strupeventilhuset (23).
3.
Anordning som angitt i ett av de foregående krav,karakterisert vedat rørledningsinnretningene omfatter en fleksibel rørledning (236).
4.
Anordning som angitt i krav 3,karakterisert vedat den fleksible rørledning (236) er innrettet til å bufre koplingen av rørledningsinnretningen og strupeventilhuset (23).
5.
Anordning som angitt i krav 3 eller krav 4,karakterisert vedat den fleksible rørledning (236) har en ende som er fiksert i forhold til rammen (220) og en motsatt ende som er bevegbar i forhold til rammen (220).
6.
Anordning som angitt i krav 5, når avhengig av krav 2,karakterisert vedat aktiviseringsinnretningen er tilpasset til å bevege den bevegbare enden av den fleksible rørledning (238) i forhold til rammen (320) for å bringe den i fluidkommunikasjon med strupeventilhuset (23).
7.
Anordning som angitt i krav 6,karakterisert vedat aktiviseringsinnretningen omfatter minst en svivelanordning (326) som tillater bevegelse av den bevegbare enden av den fleksible rørledning (238) i mer enn en dimensjon.
8.
Anordning som angitt i ett av kravene 3 til 7,karakterisert vedat den fleksible rørledning (236) er ettergivende.
9.
Anordning som angitt i krav 8,karakterisert vedat den fleksible rørledning (236) er krummet for å gi ettergivenhet, og at bevegelsesretningen til den fleksible rørledning (236) i det andre trinn av koplingen definerer en koplingsakse og at krumningen er i et plan vinkelrett på koplingsaksen for å tilveiebringe ettergivenhet i koplingsretningen.
10.
Anordning som angitt i ett av kravene 3 til 9,karakterisert vedat rørledningsinnretningene omfatter to fleksible rørledninger (236, 238), og at hver av de to rørledninger er fiksert ved en respektiv ende av denne i forhold til rammen (220) og at hver av de to rørledninger (236, 238) har en respektiv motsatt ende som er bevegbar i forhold til rammen (220).
11.
Anordning som angitt i ett av de foregående krav,karakterisert vedat rørledningssystemet videre omfatter en sekundær rørledning (250) som er koplet til innsiden av strupeventilhuset (204) og at rørledningsinnretningen (236) er innrettet til å forbinde den sekundære rørledning (250) i det andre trinn av koplingen til å forbinde rørledningsinnretningen (236) til strupeventilhuset (204) via den sekundære rørledning (250).
12.
Anordning som angitt i krav 2,karakterisert vedat rammen omfatter et nedre rammeelement (111) og et øvre rammeelement (113), der rørledningsinnretningene (117) er montert på det øvre rammeelement (113), og at aktiviseringsinnretningene
(115) er montert mellom det nedre og øvre rammeelement (111,113) og er tilpasset til å bevege det øvre rammeelement (113) i forhold til det nedre rammeelement (111) for å bringe rørledningsinnretningen (117) til fluidkommunikasjon med strupeventilhuset (23).
13.
Anordning som angitt i krav 12,karakterisert vedat aktiviseringsinnretningene (115) er tilpasset til å bufre koplingen mellom rørledningsinnretningen (117) og stupelegemet (23).
14.
Anordning som angitt i krav 1,karakterisert vedat det minst ene rammeelement i det første koplingstrinn omfatter et nedre rammeelement (45), og at anordningen videre omfatter et øvre rammeelement (81), det øvre rammeelement (81) og det nedre rammeelement (45) har samvirkende inngrepsinnretninger (42, 103) for nedsettelse av det øvre rammeelement (81) på det nedre rammeelement (45).
15.
Anordning som angitt i krav 14,karakterisert vedat den videre omfatter bufrende innretninger anordnet på rammen (45, 81), de bufrende innretninger danner en minimumsavstand mellom rammen (45) og manifolden (13).
16.
Anordning som angitt i krav 14 eller krav 15,karakterisert vedat rørledningssystemet omfatter en sekundær rørledning som er koplet til strupeventilhuset (23) og at rørledningsinnretningene (47) er tilpasset til å forbinde den sekundære rørledning i det andre trinn av koplingen til å forbinde rørledningsinnretningen (47) til strupeventilhuset (23) via den sekundære rørledning.
17.
Anordning som angitt i krav 16,karakterisert vedat den sekundære rørledning er båret på det nedre rammeelement (45).
18.
Anordning som angitt i ett av de foregående krav,karakterisert vedat rørledningssystemet tilveiebringer en enkelt strømningsbane mellom strupeventilhuset (23) og prosesseringsapparatet (99).
19.
Anordning som angitt i ett av kravene 1-17,karakterisert vedat rørledningssystemet tilveiebringer en første strømningsbane fra strupeventilhuset (204) til prosesseringsapparatet (234) og en andre strømningsbane fra prosesseringsapparatet (234) til strupeventilhuset (204).
20.
Anordning som angitt i krav 19,karakterisert vedat rørledningssystemet omfatter et hus (252) og et indre hult sylindrisk element (254), det indre sylindriske element (254) er tilpasset til å tette inne i strupeventilhuset (204) for å definere et første strømningsområde gjennom boringen (256) i det sylindriske element (254) og et andre separat strømningsområde i ringrommet (258) mellom det sylindriske element (254) og huset (252).
21.
Anordning som angitt i krav 20,karakterisert vedat det første og andre strømningsområdet er tilpasset til å forbinde til et respektivt innløp og et utløp fra prosesseringsanordningen (234).
22.
Anordning som angitt i ett av de foregående krav,karakterisert vedat prosesseringsapparatet (234) er anordnet på rammen (220).
23.
Anordning som angitt i ett av kravene 1-21,karakterisert vedat prosesseringsapparatet (234) er anordnet på en separat undervannskonstruksjon.
24.
Anordning som angitt i ett av de foregående krav,karakterisert vedat en erstatningsstruper (324) er anordnet på rammen (320), og at erstatningsstrupeventilen (324) er forbindbar til rørledningssystemet.
25.
En undervannsenhet,karakterisert vedat den omfatter: en undervannsmanifold (13) som har et strupeventilhus (23); og en anordning som angitt i ett eller flere av de foregående krav.
26.
Fremgangsmåte for oppkopling av en prosesseringsanordning (99) til en undervannbrønn, der brønnen har en manifold (13) og manifolden har et strupeventilhus (23), der fremgangsmåten omfatter: lande en ramme på manifolden (13) og kople et rørledningssystem mellom strupeventilhuset (23) og prosesseringsanordningen (99), der rammen bærer en rørledningsinnretning (47) i rørledningssystemet;karakterisert vedat rammen omfatter minst et rammeelement (45) som blir landet på manifolden (13) i et første oppkoplingstrinn og at rørledningsinnretningen (47) blir brakt i fluidkommunikasjon med strupeventilhuset (23) i et andre oppkoplingstrinn.
27.
Fremgangsmåte som angitt i krav 26,karakterisert vedat aktiviseringsinnretninger (115) er montert på rammen, og at fremgangsmåten innbefatter trinnet med å aktivisere aktiviseringsinnretningene (115) for å bringe rørledningsinnretningen (117) inn i fluidkommunikasjon med strupeventilhuset (23).
28.
Fremgangsmåte som angitt i krav 27,karakterisert vedat rørledningsinnretningen omfatter en fleksibel rørledning (238), der en ende av denne er bevegbar i forhold til rammen, og at fremgangsmåten innbefatter å aktivisere aktiviseringsinnretningene (326) for å bevege den bevegbare enden av den fleksible rørledning (238) i forhold til rammen (220) for å bringe den i fluidkommunikasjon med strupeventilhuset (204).
29.
Fremgangsmåte som angitt i ett av kravene 26 til 28,karakterisert vedat rørledningssystemet videre omfatter en sekundær rørledning (250) som er koplet til strupeventilhuset (204) og at fremgangsmåten innbefatter trinnet med å forbinde rørledningsinnretningen (236) til den sekundære rørledning (250) i det andre trinn av koplingen.
30.
Fremgangsmåte som angitt i krav 27,karakterisert vedat rammen omfatter et nedre rammeelement (111) og et øvre rammeelement (113), rørledningsinnretningen (117) er båret på det øvre rammeelement (113), at aktiviseringsinnretningene (115) er montert mellom det nedre og øvre rammeelement (111, 113), og at fremgangsmåten innbefatter trinnet med å aktivisere aktiviseringsinnretningene (115) til å bevege det øvre rammeelement (113) i forhold til det nedre rammeelement (111) for å bringe rørledningsinnretningen (115) til fluidkommunikasjon med strupeventilhuset (23).
31.
Fremgangsmåte som angitt i krav 26,karakterisert vedat det minst ene rammeelement i det første koplingstrinn omfatter et nedre rammeelement (45), og at anordningen videre omfatter et øvre rammeelement (81), og at fremgangsmåten innbefatter trinnet med å lande det øvre rammeelement (81) på det nedre rammeelement (45).
32.
Fremgangsmåte som angitt i krav 26,karakterisert vedat den videre omfatter trinnet med å bufre koplingen mellom stupelegemet (23) og rørledningsinnretningen (47).
33.
Fremgangsmåte som angitt i krav 29,karakterisert vedat fremgangsmåten innbefatter de første trinn med å fjerne et strupedeksel (C) og kople den sekundære rørledning (250) til innsiden av strupeventilhuset (204).
34.
Fremgangsmåte som angitt i ett av kravene 26 til 33,karakterisert vedat rørledningssystemet tilveiebringer en første strømningsbane fra strupeventilhuset (204) til prosesseringsapparatet (234) og en andre strømningsbane fra prosesseringsapparatet (234) til strupeventilhuset (204) og at fremgangsmåten innbefatter trinnet med å kople den første og andre strømningsbane til et respektivt innløp og utløp på prosesseringsanordningen (234).
35.
Fremgangsmåte som angitt i ett av kravene 26 til 34,karakterisert vedat fremgangsmåten innbefatter trinnet med å kople en erstatningsstrupeventil (324) med rørledningssystemet slik at fluider som strømmer gjennom rørledningssystemet også strømmer gjennom erstatningsstrupeventilen (324).
36.
Anordning for landing på og oppkopling til et undervanns ventiltre (13) som har et strupeventilhus (23),karakterisert vedat den omfatter: en ramme (45, 81) som har et rørledningssystem, rammen (45, 81) er tilpasset til å lande på treet (13), rørledningssystemet innbefatter en rørledning (47) som har en første ende som er tilpasset til å forbinde til strupeventilhuset (23) slik at rørledningen (47) er i fluidkommunikasjon med innsiden av strupeventilhuset (23), og en andre ende forbindbar til et prosesseringsapparat (99); og at rammen innbefatter bufferinnretninger tilpasset til å bufre koplingen mellom den første ende av rørledningssystemet og strupeventilhuset (23).
37.
Anordning for oppkopling til en undervannsbrønn, der brønnen har en manifold (13) og et strupeventilhus (204), der anordningen omfatter: en ramme (220) tilpasset til å lande på manifolden (13); et rørledningssystem omfattende minst en fleksibel rørledning (238) som har en første nedad vendende ende for kopling til en øvre flate av strupeventilhuset (204) og en andre ende for kopling til et prosesseringsapparat (234); og der minst en del av rørledningssystemet er båret av rammen (220);
karakterisert vedat
den fleksible rørledning (238) omfatter en halvsirkulær spiral fra hvilken den nedad vendende ende er opphengt og der fleksibiliteten til den halvsirkulære spiral tillater den nedad vendende ende å være bevegbar i forhold til rammen (220) for å gjøre opp en kommunikasjon mellom prosesseringsapparatet (234) og strupeventilhuset (204).
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US54872704P | 2004-02-26 | 2004-02-26 | |
PCT/GB2005/000725 WO2005083228A1 (en) | 2004-02-26 | 2005-02-25 | Connection system for subsea flow interface equipment |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20063911L NO20063911L (no) | 2006-09-01 |
NO337264B1 true NO337264B1 (no) | 2016-02-29 |
Family
ID=34911011
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20063911A NO337264B1 (no) | 2004-02-26 | 2006-09-01 | Koblingssystem for grensesnittutstyr for undervannsstrømning |
Country Status (9)
Country | Link |
---|---|
US (5) | US8066076B2 (no) |
EP (1) | EP1721058B1 (no) |
AT (1) | ATE426730T1 (no) |
AU (1) | AU2005216412B2 (no) |
BR (1) | BRPI0508049B8 (no) |
CA (1) | CA2555403C (no) |
DE (1) | DE602005013496D1 (no) |
NO (1) | NO337264B1 (no) |
WO (1) | WO2005083228A1 (no) |
Families Citing this family (54)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE602004029295D1 (de) | 2003-05-31 | 2010-11-04 | Cameron Systems Ireland Ltd | Vorrichtung und Verfahren zur Rückgewinnung von Flüssigkeiten aus einem Bohrloch und/oder zum Einspritzen von Flüssigkeiten in ein Bohrloch |
ATE426730T1 (de) * | 2004-02-26 | 2009-04-15 | Cameron Systems Ireland Ltd | Verbindungssystem fur unterwasser- strímungsgrenzflachenausrustung |
US7686086B2 (en) * | 2005-12-08 | 2010-03-30 | Vetco Gray Inc. | Subsea well separation and reinjection system |
US8579033B1 (en) * | 2006-05-08 | 2013-11-12 | Mako Rentals, Inc. | Rotating and reciprocating swivel apparatus and method with threaded end caps |
GB0618001D0 (en) | 2006-09-13 | 2006-10-18 | Des Enhanced Recovery Ltd | Method |
GB0625526D0 (en) * | 2006-12-18 | 2007-01-31 | Des Enhanced Recovery Ltd | Apparatus and method |
GB0625191D0 (en) | 2006-12-18 | 2007-01-24 | Des Enhanced Recovery Ltd | Apparatus and method |
WO2008095113A2 (en) * | 2007-02-01 | 2008-08-07 | Cameron International Corporation | Chemical-injection management system |
CN101730782B (zh) * | 2007-06-01 | 2014-10-22 | Agr深水发展系统股份有限公司 | 双密度泥浆返回系统 |
EP2042684A1 (en) * | 2007-09-26 | 2009-04-01 | Cameron International Corporation | Choke assembly |
BRPI0806027B1 (pt) * | 2007-11-19 | 2019-01-29 | Vetco Gray Inc | árvore submarina |
NO328942B1 (no) * | 2008-05-15 | 2010-06-21 | Aker Subsea As | Manifoldstruktur med justerbare braketter |
US8151890B2 (en) * | 2008-10-27 | 2012-04-10 | Vetco Gray Inc. | System, method and apparatus for a modular production tree assembly to reduce weight during transfer of tree to rig |
SG171710A1 (en) * | 2008-12-05 | 2011-07-28 | Cameron Int Corp | Sub-sea chemical injection metering valve |
SG174951A1 (en) | 2009-05-04 | 2011-11-28 | Cameron Int Corp | System and method of providing high pressure fluid injection with metering using low pressure supply lines |
NO339428B1 (no) * | 2009-05-25 | 2016-12-12 | Roxar Flow Measurement As | Ventil |
US8720581B2 (en) | 2009-09-25 | 2014-05-13 | Aker Subsea As | Production manifold accessory |
US8672038B2 (en) * | 2010-02-10 | 2014-03-18 | Magnum Subsea Systems Pte Ltd. | Retrievable subsea bridge tree assembly and method |
NO332503B1 (no) * | 2010-11-18 | 2012-10-01 | Aker Subsea As | Styrestolpeforlengelse |
US8522624B2 (en) | 2011-03-02 | 2013-09-03 | Cameron International Corporation | System and method for pressure balancing a flow meter |
CN103582740A (zh) * | 2011-06-17 | 2014-02-12 | Bp北美公司 | 用于封堵海底井的可空运封堵盖 |
US20130000918A1 (en) * | 2011-06-29 | 2013-01-03 | Vetco Gray Inc. | Flow module placement between a subsea tree and a tubing hanger spool |
US10813630B2 (en) | 2011-08-09 | 2020-10-27 | Corquest Medical, Inc. | Closure system for atrial wall |
US10314594B2 (en) | 2012-12-14 | 2019-06-11 | Corquest Medical, Inc. | Assembly and method for left atrial appendage occlusion |
US10307167B2 (en) | 2012-12-14 | 2019-06-04 | Corquest Medical, Inc. | Assembly and method for left atrial appendage occlusion |
EP2812527A1 (en) * | 2012-02-09 | 2014-12-17 | Cameron International Corporation | Retrievable flow module unit |
GB201202581D0 (en) | 2012-02-15 | 2012-03-28 | Dashstream Ltd | Method and apparatus for oil and gas operations |
US9702220B2 (en) | 2012-02-21 | 2017-07-11 | Onesubsea Ip Uk Limited | Well tree hub and interface for retrievable processing modules |
AU2013254436B2 (en) | 2012-04-26 | 2017-10-12 | Enpro Subsea Limited | Oilfield apparatus and methods of use |
US9441452B2 (en) | 2012-04-26 | 2016-09-13 | Ian Donald | Oilfield apparatus and methods of use |
US9169709B2 (en) * | 2012-11-01 | 2015-10-27 | Onesubsea Ip Uk Limited | Spool module |
US20140142689A1 (en) | 2012-11-21 | 2014-05-22 | Didier De Canniere | Device and method of treating heart valve malfunction |
GB2514150B (en) * | 2013-05-15 | 2016-05-18 | Aker Subsea Ltd | Subsea connections |
US9365271B2 (en) | 2013-09-10 | 2016-06-14 | Cameron International Corporation | Fluid injection system |
US9566443B2 (en) | 2013-11-26 | 2017-02-14 | Corquest Medical, Inc. | System for treating heart valve malfunction including mitral regurgitation |
GB2540300B (en) | 2014-04-24 | 2019-01-09 | Onesubsea Ip Uk Ltd | Self-regulating flow control device |
US10842626B2 (en) | 2014-12-09 | 2020-11-24 | Didier De Canniere | Intracardiac device to correct mitral regurgitation |
AU2015365650B2 (en) | 2014-12-15 | 2021-02-25 | Enpro Subsea Limited | Apparatus, systems and methods for oil and gas operations |
GB201506266D0 (en) | 2015-04-13 | 2015-05-27 | Enpro Subsea Ltd | Apparatus, systems and methods for oil and gas operations |
US10711597B2 (en) | 2015-06-22 | 2020-07-14 | Baker Hughes, A Ge Company, Llc | Power transmission and communication between processors and energy industry devices |
WO2017094187A1 (ja) * | 2015-12-04 | 2017-06-08 | 三菱重工業株式会社 | ターボチャージャ、エンジンシステム、ターボチャージャの制御方法 |
SG11201804748PA (en) | 2016-02-03 | 2018-08-30 | Fmc Technologies | Systems for removing blockages in subsea flowlines and equipment |
US9702215B1 (en) | 2016-02-29 | 2017-07-11 | Fmc Technologies, Inc. | Subsea tree and methods of using the same |
EP3436657B1 (en) * | 2016-03-30 | 2021-03-10 | Oceaneering International, Inc. | Compact distributed subsea distribution of hydraulic power and chemical injection |
GB2551953B (en) * | 2016-04-11 | 2021-10-13 | Equinor Energy As | Tie in of pipeline to subsea structure |
DE102016006068A1 (de) * | 2016-05-19 | 2017-11-23 | Scotland Gas Networks Plc | Langschaftiges Werkzeug, System aus einem langschaftigen Werkzeug mit einem ersten Manipulator und einem zweiten Manipulator sowie Verwendung für ein derartiges Werkzeug und ein derartiges System |
NO344601B1 (en) * | 2016-10-31 | 2020-02-10 | Bri Cleanup As | Assembly for an oil and gas production platform or rig, and related methods |
US20180154498A1 (en) * | 2016-12-05 | 2018-06-07 | Onesubsea Ip Uk Limited | Burnishing assembly systems and methods |
GB201803680D0 (en) | 2018-03-07 | 2018-04-25 | Enpro Subsea Ltd | Apparatus, systems and methods for oil and gas operations |
US10478753B1 (en) | 2018-12-20 | 2019-11-19 | CH International Equipment Ltd. | Apparatus and method for treatment of hydraulic fracturing fluid during hydraulic fracturing |
MX2021007541A (es) | 2018-12-20 | 2021-10-13 | Haven Tech Solutions Llc | Aparato y método para la separación gas-líquido de un fluido multifásico. |
US11795807B2 (en) | 2019-07-01 | 2023-10-24 | OneSubsea IP UK | Flow measuring and monitoring apparatus for a subsea tree |
US11230907B2 (en) * | 2019-07-23 | 2022-01-25 | Onesubsea Ip Uk Limited | Horizontal connector system and method |
US11371295B2 (en) * | 2020-04-16 | 2022-06-28 | Dril-Quip, Inc. | Wellhead connector soft landing system and method |
Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4832124A (en) * | 1985-01-03 | 1989-05-23 | Texaco Ltd | Subsea well head template |
Family Cites Families (238)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB242913A (en) | 1925-06-25 | 1925-11-19 | Albert Wainman | Improvements in convertible settees |
US1758376A (en) * | 1926-01-09 | 1930-05-13 | Nelson E Reynolds | Method and means to pump oil with fluids |
US1994840A (en) * | 1930-05-27 | 1935-03-19 | Caterpillar Tractor Co | Chain |
US1944573A (en) * | 1931-10-12 | 1934-01-23 | William A Raymond | Control head |
US1944840A (en) * | 1933-02-24 | 1934-01-23 | Margia Manning | Control head for wells |
US2132199A (en) * | 1936-10-12 | 1938-10-04 | Gray Tool Co | Well head installation with choke valve |
US2276883A (en) * | 1937-05-18 | 1942-03-17 | Standard Catalytic Co | Apparatus for preheating liquid carbonaceous material |
US2233077A (en) * | 1938-10-10 | 1941-02-25 | Barker | Well controlling apparatus |
US2412765A (en) * | 1941-07-25 | 1946-12-17 | Phillips Petroleum Co | Recovery of hydrocarbons |
US2962356A (en) * | 1953-09-09 | 1960-11-29 | Monsanto Chemicals | Corrosion inhibition |
US2790500A (en) * | 1954-03-24 | 1957-04-30 | Edward N Jones | Pump for propelling pellets into oil wells for treating the same |
US2893435A (en) * | 1956-02-03 | 1959-07-07 | Mcevoy Co | Choke |
US3101118A (en) * | 1959-08-17 | 1963-08-20 | Shell Oil Co | Y-branched wellhead assembly |
GB1022352A (en) | 1961-06-25 | 1966-03-09 | Ass Elect Ind | Improvements relating to intercoolers for rotary gas compressors |
US3163224A (en) * | 1962-04-20 | 1964-12-29 | Shell Oil Co | Underwater well drilling apparatus |
US3378066A (en) * | 1965-09-30 | 1968-04-16 | Shell Oil Co | Underwater wellhead connection |
US3358753A (en) * | 1965-12-30 | 1967-12-19 | Shell Oil Co | Underwater flowline installation |
FR1567019A (no) | 1967-01-19 | 1969-05-16 | ||
US3608631A (en) * | 1967-11-14 | 1971-09-28 | Otis Eng Co | Apparatus for pumping tools into and out of a well |
US3593808A (en) * | 1969-01-07 | 1971-07-20 | Arthur J Nelson | Apparatus and method for drilling underwater |
US3603409A (en) * | 1969-03-27 | 1971-09-07 | Regan Forge & Eng Co | Method and apparatus for balancing subsea internal and external well pressures |
US3710859A (en) * | 1970-05-27 | 1973-01-16 | Vetco Offshore Ind Inc | Apparatus for remotely connecting and disconnecting pipe lines to and from a submerged wellhead |
US3705626A (en) * | 1970-11-19 | 1972-12-12 | Mobil Oil Corp | Oil well flow control method |
US3688840A (en) * | 1971-02-16 | 1972-09-05 | Cameron Iron Works Inc | Method and apparatus for use in drilling a well |
US3777812A (en) | 1971-11-26 | 1973-12-11 | Exxon Production Research Co | Subsea production system |
FR2165719B1 (no) * | 1971-12-27 | 1974-08-30 | Subsea Equipment Ass Ltd | |
US3753257A (en) | 1972-02-28 | 1973-08-14 | Atlantic Richfield Co | Well monitoring for production of solids |
US3820558A (en) * | 1973-01-11 | 1974-06-28 | Rex Chainbelt Inc | Combination valve |
FR2253976B1 (no) * | 1973-12-05 | 1976-11-19 | Subsea Equipment Ass Ltd | |
US4125345A (en) | 1974-09-20 | 1978-11-14 | Hitachi, Ltd. | Turbo-fluid device |
US3957079A (en) * | 1975-01-06 | 1976-05-18 | C. Jim Stewart & Stevenson, Inc. | Valve assembly for a subsea well control system |
FR2314350A1 (fr) * | 1975-06-13 | 1977-01-07 | Seal Petroleum Ltd | Methode d'installation et de controle d'un ensemble de vannes d'une tete de puits petrolier sous-marin et outil de mise en oeuvre |
US4046191A (en) * | 1975-07-07 | 1977-09-06 | Exxon Production Research Company | Subsea hydraulic choke |
US4090366A (en) * | 1976-05-12 | 1978-05-23 | Vickers-Intertek Limited | Transit capsules |
US4042033A (en) * | 1976-10-01 | 1977-08-16 | Exxon Production Research Company | Combination subsurface safety valve and chemical injector valve |
US4120362A (en) | 1976-11-22 | 1978-10-17 | Societe Nationale Elf Aquitaine (Production) | Subsea station |
US4095649A (en) | 1977-01-13 | 1978-06-20 | Societe Nationale Elf Aquitaine (Production) | Reentry system for subsea well apparatus |
AU498216B2 (en) | 1977-03-21 | 1979-02-22 | Exxon Production Research Co | Blowout preventer bypass |
US4099583A (en) * | 1977-04-11 | 1978-07-11 | Exxon Production Research Company | Gas lift system for marine drilling riser |
US4105068A (en) | 1977-07-29 | 1978-08-08 | Chicago Bridge & Iron Company | Apparatus for producing oil and gas offshore |
FR2399609A1 (fr) * | 1977-08-05 | 1979-03-02 | Seal Participants Holdings | Raccordement automatique de deux conduites susceptibles de presenter un ecart d'alignement |
US4102401A (en) | 1977-09-06 | 1978-07-25 | Exxon Production Research Company | Well treatment fluid diversion with low density ball sealers |
US4190120A (en) | 1977-11-18 | 1980-02-26 | Regan Offshore International, Inc. | Moveable guide structure for a sub-sea drilling template |
US4260022A (en) * | 1978-09-22 | 1981-04-07 | Vetco, Inc. | Through the flow-line selector apparatus and method |
US4223728A (en) * | 1978-11-30 | 1980-09-23 | Garrett Energy Research & Engineering Inc. | Method of oil recovery from underground reservoirs |
US4210208A (en) * | 1978-12-04 | 1980-07-01 | Sedco, Inc. | Subsea choke and riser pressure equalization system |
US4294471A (en) * | 1979-11-30 | 1981-10-13 | Vetco Inc. | Subsea flowline connector |
JPS5919883Y2 (ja) | 1980-03-19 | 1984-06-08 | 日立建機株式会社 | 環状熱交換器 |
US4291772A (en) * | 1980-03-25 | 1981-09-29 | Standard Oil Company (Indiana) | Drilling fluid bypass for marine riser |
US4403658A (en) * | 1980-09-04 | 1983-09-13 | Hughes Tool Company | Multiline riser support and connection system and method for subsea wells |
GB2089866B (en) * | 1980-12-18 | 1984-08-30 | Mecevoy Oilfield Equipment Co | Underwater christmas tree cap and lockdown apparatus |
US4347899A (en) * | 1980-12-19 | 1982-09-07 | Mobil Oil Corporation | Downhold injection of well-treating chemical during production by gas lift |
US4401164A (en) * | 1981-04-24 | 1983-08-30 | Baugh Benton F | In situ method and apparatus for inspecting and repairing subsea wellheads |
US4457489A (en) * | 1981-07-13 | 1984-07-03 | Gilmore Samuel E | Subsea fluid conduit connections for remote controlled valves |
US4444275A (en) | 1981-12-02 | 1984-04-24 | Standard Oil Company | Carousel for vertically moored platform |
CH638019A5 (en) | 1982-04-08 | 1983-08-31 | Sulzer Ag | Compressor system |
GB2121458A (en) * | 1982-06-05 | 1983-12-21 | British Petroleum Co Plc | Oil production system |
US4509599A (en) * | 1982-10-01 | 1985-04-09 | Baker Oil Tools, Inc. | Gas well liquid removal system and process |
CA1223520A (en) | 1982-11-05 | 1987-06-30 | Harry Weston | Safety valve apparatus and method |
US4502534A (en) * | 1982-12-13 | 1985-03-05 | Hydril Company | Flow diverter |
US4478287A (en) * | 1983-01-27 | 1984-10-23 | Hydril Company | Well control method and apparatus |
US4503878A (en) * | 1983-04-29 | 1985-03-12 | Cameron Iron Works, Inc. | Choke valve |
US4589493A (en) * | 1984-04-02 | 1986-05-20 | Cameron Iron Works, Inc. | Subsea wellhead production apparatus with a retrievable subsea choke |
US4626135A (en) * | 1984-10-22 | 1986-12-02 | Hydril Company | Marine riser well control method and apparatus |
US4607701A (en) * | 1984-11-01 | 1986-08-26 | Vetco Offshore Industries, Inc. | Tree control manifold |
GB8429920D0 (en) | 1984-11-27 | 1985-01-03 | Vickers Plc | Marine anchors |
US4646844A (en) * | 1984-12-24 | 1987-03-03 | Hydril Company | Diverter/bop system and method for a bottom supported offshore drilling rig |
US4630681A (en) * | 1985-02-25 | 1986-12-23 | Decision-Tree Associates, Inc. | Multi-well hydrocarbon development system |
GB8505328D0 (en) * | 1985-03-01 | 1985-04-03 | Texaco Ltd | Subsea well head allignment system |
US4648629A (en) | 1985-05-01 | 1987-03-10 | Vetco Offshore, Inc. | Underwater connector |
US4629003A (en) * | 1985-08-01 | 1986-12-16 | Baugh Benton F | Guilelineless subsea completion system with horizontal flowline connection |
CN1011432B (zh) | 1986-01-13 | 1991-01-30 | 三菱重工业株式会社 | 特殊原油的开采方法 |
US4695190A (en) * | 1986-03-04 | 1987-09-22 | Smith International, Inc. | Pressure-balanced stab connection |
US4749046A (en) | 1986-05-28 | 1988-06-07 | Otis Engineering Corporation | Well drilling and completion apparatus |
JPS634197A (ja) | 1986-06-25 | 1988-01-09 | 三菱重工業株式会社 | 特殊原油の採堀方法 |
US4702320A (en) * | 1986-07-31 | 1987-10-27 | Otis Engineering Corporation | Method and system for attaching and removing equipment from a wellhead |
NO175020C (no) * | 1986-08-04 | 1994-08-17 | Norske Stats Oljeselskap | Fremgangsmåte ved transport av ubehandlet brönnström |
GB8623900D0 (en) * | 1986-10-04 | 1986-11-05 | British Petroleum Co Plc | Subsea oil production system |
GB8627489D0 (en) | 1986-11-18 | 1986-12-17 | British Petroleum Co Plc | Stimulating oil production |
US4896725A (en) * | 1986-11-25 | 1990-01-30 | Parker Marvin T | In-well heat exchange method for improved recovery of subterranean fluids with poor flowability |
GB8707307D0 (en) * | 1987-03-26 | 1987-04-29 | British Petroleum Co Plc | Sea bed process complex |
US4813495A (en) * | 1987-05-05 | 1989-03-21 | Conoco Inc. | Method and apparatus for deepwater drilling |
GB2209361A (en) * | 1987-09-04 | 1989-05-10 | Autocon Ltd | Controlling underwater installations |
US4830111A (en) * | 1987-09-09 | 1989-05-16 | Jenkins Jerold D | Water well treating method |
US4820083A (en) * | 1987-10-28 | 1989-04-11 | Amoco Corporation | Flexible flowline connection to a subsea wellhead assembly |
DE3738424A1 (de) | 1987-11-12 | 1989-05-24 | Dreier Werk Gmbh | Duschkabine als fertigeinheit |
US4848473A (en) * | 1987-12-21 | 1989-07-18 | Chevron Research Company | Subsea well choke system |
US4911240A (en) * | 1987-12-28 | 1990-03-27 | Haney Robert C | Self treating paraffin removing apparatus and method |
US4874008A (en) * | 1988-04-20 | 1989-10-17 | Cameron Iron Works U.S.A., Inc. | Valve mounting and block manifold |
NO890467D0 (no) | 1989-02-06 | 1989-02-06 | Sinvent As | Hydraulisk drevet stempelpumpe for kompresjon av flerfasestroem. |
US4972904A (en) | 1989-08-24 | 1990-11-27 | Foster Oilfield Equipment Co. | Geothermal well chemical injection system |
US4926898A (en) | 1989-10-23 | 1990-05-22 | Sampey Ted J | Safety choke valve |
GB8925075D0 (en) * | 1989-11-07 | 1989-12-28 | British Petroleum Co Plc | Sub-sea well injection system |
US5044672A (en) * | 1990-03-22 | 1991-09-03 | Fmc Corporation | Metal-to-metal sealing pipe swivel joint |
US5010956A (en) | 1990-03-28 | 1991-04-30 | Exxon Production Research Company | Subsea tree cap well choke system |
US5143158A (en) | 1990-04-27 | 1992-09-01 | Dril-Quip, Inc. | Subsea wellhead apparatus |
US5069286A (en) | 1990-04-30 | 1991-12-03 | The Mogul Corporation | Method for prevention of well fouling |
GB9014237D0 (en) | 1990-06-26 | 1990-08-15 | Framo Dev Ltd | Subsea pump system |
BR9005132A (pt) * | 1990-10-12 | 1992-04-14 | Petroleo Brasileiro Sa | Sistema de conexao submarina e conector ativo utilizado no referido sistema |
US5074519A (en) | 1990-11-09 | 1991-12-24 | Cooper Industries, Inc. | Fail-close hydraulically actuated control choke |
FR2672935B1 (fr) * | 1991-02-14 | 1999-02-26 | Elf Aquitaine | Tete de puits sous-marine. |
US5295534A (en) | 1991-04-15 | 1994-03-22 | Texaco Inc. | Pressure monitoring of a producing well |
BR9103428A (pt) | 1991-08-09 | 1993-03-09 | Petroleo Brasileiro Sa | Arvore de natal molhada |
BR9103429A (pt) * | 1991-08-09 | 1993-03-09 | Petroleo Brasileiro Sa | Modulo de arvore satelite e estrutura de linhas de fluxo para interligacao de um poco satelite a um sistema submarino de producao |
US5201491A (en) | 1992-02-21 | 1993-04-13 | Texaco Inc. | Adjustable well choke mechanism |
US5248166A (en) * | 1992-03-31 | 1993-09-28 | Cooper Industries, Inc. | Flowline safety joint |
EP0568742A1 (en) | 1992-05-08 | 1993-11-10 | Cooper Industries, Inc. | Transfer of production fluid from a well |
JPH05310613A (ja) | 1992-05-12 | 1993-11-22 | Mitsubishi Gas Chem Co Inc | モノアルケニルベンゼン類の製造方法 |
DE989283T1 (de) | 1992-06-01 | 2001-03-01 | Cooper Cameron Corp., Houston | Bohrlochkopf |
GB2267920B (en) | 1992-06-17 | 1995-12-06 | Petroleum Eng Services | Improvements in or relating to well-head structures |
US5255745A (en) * | 1992-06-18 | 1993-10-26 | Cooper Industries, Inc. | Remotely operable horizontal connection apparatus and method |
US5377762A (en) | 1993-02-09 | 1995-01-03 | Cooper Industries, Inc. | Bore selector |
US5398761A (en) | 1993-05-03 | 1995-03-21 | Syntron, Inc. | Subsea blowout preventer modular control pod |
GB9311583D0 (en) * | 1993-06-04 | 1993-07-21 | Cooper Ind Inc | Modular control system |
JPH0783266A (ja) | 1993-09-14 | 1995-03-28 | Nippon Seiko Kk | スライド機構用電気粘性流体ダンパ |
FR2710946B1 (fr) | 1993-10-06 | 2001-06-15 | Inst Francais Du Petrole | Système de génération et de transfert d'énergie. |
GB2282863B (en) | 1993-10-14 | 1997-06-18 | Vinten Group Plc | Improvements in or relating to apparatus mountings providing at least one axis of movement with damping |
US5492436A (en) | 1994-04-14 | 1996-02-20 | Pool Company | Apparatus and method for moving rig structures |
NO309442B1 (no) * | 1994-05-06 | 2001-01-29 | Abb Offshore Systems As | System og fremgangsmåte for inntrekking og sammenkopling av to undersjöiske rörledninger |
US5553514A (en) | 1994-06-06 | 1996-09-10 | Stahl International, Inc. | Active torsional vibration damper |
KR0129664Y1 (ko) | 1994-06-30 | 1999-01-15 | 김광호 | 로보트의 방진장치 |
GB9418088D0 (en) | 1994-09-08 | 1994-10-26 | Exploration & Prod Serv | Horizontal subsea tree pressure compensated plug |
US5526882A (en) | 1995-01-19 | 1996-06-18 | Sonsub, Inc. | Subsea drilling and production template system |
US5762149A (en) | 1995-03-27 | 1998-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for well bore construction |
GB9514510D0 (en) | 1995-07-15 | 1995-09-13 | Expro North Sea Ltd | Lightweight intervention system |
GB9519454D0 (en) | 1995-09-23 | 1995-11-22 | Expro North Sea Ltd | Simplified xmas tree using sub-sea test tree |
US5730551A (en) * | 1995-11-14 | 1998-03-24 | Fmc Corporation | Subsea connector system and method for coupling subsea conduits |
US5649594A (en) * | 1995-12-11 | 1997-07-22 | Boots & Coots, L.P. | Method and apparatus for servicing a wellhead assembly |
US6457540B2 (en) | 1996-02-01 | 2002-10-01 | Robert Gardes | Method and system for hydraulic friction controlled drilling and completing geopressured wells utilizing concentric drill strings |
NO305179B1 (no) | 1996-08-27 | 1999-04-12 | Norske Stats Oljeselskap | Anordning ved undervannsbr°nn |
WO1998015712A2 (en) | 1996-10-08 | 1998-04-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of forming wellbores from a main wellbore |
US20010011593A1 (en) * | 1996-11-06 | 2001-08-09 | Wilkins Robert Lee | Well completion system with an annular bypass and a solid stopper means |
US5971077A (en) | 1996-11-22 | 1999-10-26 | Abb Vetco Gray Inc. | Insert tree |
DE69622726T2 (de) | 1996-11-29 | 2002-11-28 | Bp Exploration Operating Co. Ltd., London | Bohrlochkopf-Anordnung |
GB2320937B (en) | 1996-12-02 | 2000-09-20 | Vetco Gray Inc Abb | Horizontal tree block for subsea wellhead |
US6050339A (en) | 1996-12-06 | 2000-04-18 | Abb Vetco Gray Inc. | Annulus porting of horizontal tree |
US5868204A (en) | 1997-05-08 | 1999-02-09 | Abb Vetco Gray Inc. | Tubing hanger vent |
US5988282A (en) | 1996-12-26 | 1999-11-23 | Abb Vetco Gray Inc. | Pressure compensated actuated check valve |
US6388577B1 (en) | 1997-04-07 | 2002-05-14 | Kenneth J. Carstensen | High impact communication and control system |
US5927405A (en) | 1997-06-13 | 1999-07-27 | Abb Vetco Gray, Inc. | Casing annulus remediation system |
US6289992B1 (en) | 1997-06-13 | 2001-09-18 | Abb Vetco Gray, Inc. | Variable pressure pump through nozzle |
US6098715A (en) * | 1997-07-30 | 2000-08-08 | Abb Vetco Gray Inc. | Flowline connection system |
AU3890197A (en) | 1997-08-04 | 1999-02-22 | Lord Corporation | Magnetorheological fluid devices exhibiting settling stability |
AU9791898A (en) | 1997-10-07 | 1999-04-27 | Fmc Corporation | Slimbore subsea completion system and method |
US6182761B1 (en) * | 1997-11-12 | 2001-02-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Flowline extendable pigging valve assembly |
WO1999028593A1 (en) | 1997-12-03 | 1999-06-10 | Fmc Corporation | Rov deployed tree cap for a subsea tree and method of installation |
US6138774A (en) | 1998-03-02 | 2000-10-31 | Weatherford Holding U.S., Inc. | Method and apparatus for drilling a borehole into a subsea abnormal pore pressure environment |
DE69836261D1 (de) | 1998-03-27 | 2006-12-07 | Cooper Cameron Corp | Verfahren und Vorrichtung zum Bohren von mehreren Unterwasserbohrlöchern |
US6230824B1 (en) | 1998-03-27 | 2001-05-15 | Hydril Company | Rotating subsea diverter |
US6186239B1 (en) | 1998-05-13 | 2001-02-13 | Abb Vetco Gray Inc. | Casing annulus remediation system |
US7270185B2 (en) | 1998-07-15 | 2007-09-18 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system and method for controlling equivalent circulating density during drilling of wellbores |
US6321843B2 (en) * | 1998-07-23 | 2001-11-27 | Cooper Cameron Corporation | Preloading type connector |
US6123312A (en) | 1998-11-16 | 2000-09-26 | Dai; Yuzhong | Proactive shock absorption and vibration isolation |
US6352114B1 (en) * | 1998-12-11 | 2002-03-05 | Ocean Drilling Technology, L.L.C. | Deep ocean riser positioning system and method of running casing |
NO329340B1 (no) | 1998-12-18 | 2010-10-04 | Vetco Gray Inc | Undervannsbronnanordning omfattende et undervannstre, og fremgangsmate for kobling av et undervannstre til et overflatefartoy for en overhalingsprosess |
US6116784A (en) | 1999-01-07 | 2000-09-12 | Brotz; Gregory R. | Dampenable bearing |
AU2453300A (en) | 1999-02-11 | 2000-08-29 | Fmc Corporation | Subsea completion apparatus |
GB2346630B (en) | 1999-02-11 | 2001-08-08 | Fmc Corp | Flow control package for subsea completions |
JP2000251035A (ja) | 1999-02-26 | 2000-09-14 | Hitachi Ltd | メモリカード |
US6302249B1 (en) | 1999-03-08 | 2001-10-16 | Lord Corporation | Linear-acting controllable pneumatic actuator and motion control apparatus including a field responsive medium and control method therefor |
US6145596A (en) | 1999-03-16 | 2000-11-14 | Dallas; L. Murray | Method and apparatus for dual string well tree isolation |
GB9911146D0 (en) * | 1999-05-14 | 1999-07-14 | Enhanced Recovery Limited Des | Method |
US7111687B2 (en) | 1999-05-14 | 2006-09-26 | Des Enhanced Recovery Limited | Recovery of production fluids from an oil or gas well |
GB2347183B (en) * | 1999-06-29 | 2001-02-07 | Fmc Corp | Flowline connector with subsea equipment package |
US6296453B1 (en) | 1999-08-23 | 2001-10-02 | James Layman | Production booster in a flow line choke |
US6450262B1 (en) * | 1999-12-09 | 2002-09-17 | Stewart & Stevenson Services, Inc. | Riser isolation tool |
US6460621B2 (en) * | 1999-12-10 | 2002-10-08 | Abb Vetco Gray Inc. | Light-intervention subsea tree system |
GB2366027B (en) | 2000-01-27 | 2004-08-18 | Bell & Howell Postal Systems | Address learning system and method for using same |
US6457529B2 (en) | 2000-02-17 | 2002-10-01 | Abb Vetco Gray Inc. | Apparatus and method for returning drilling fluid from a subsea wellbore |
CA2403866C (en) | 2000-03-24 | 2005-12-27 | Fmc Corporation | Tubing hanger with annulus bore |
GB2361726B (en) | 2000-04-27 | 2002-05-08 | Fmc Corp | Coiled tubing line deployment system |
GB0020460D0 (en) * | 2000-08-18 | 2000-10-11 | Alpha Thames Ltd | A system suitable for use on a seabed and a method of installing it |
US6557629B2 (en) | 2000-09-29 | 2003-05-06 | Fmc Technologies, Inc. | Wellhead isolation tool |
GB0027269D0 (en) | 2000-11-08 | 2000-12-27 | Donald Ian | Recovery of production fluids from an oil or gas well |
US6494267B2 (en) * | 2000-11-29 | 2002-12-17 | Cooper Cameron Corporation | Wellhead assembly for accessing an annulus in a well and a method for its use |
US6484807B2 (en) * | 2000-11-29 | 2002-11-26 | Cooper Cameron Corporation | Wellhead assembly for injecting a fluid into a well and method of using the same |
US6516861B2 (en) * | 2000-11-29 | 2003-02-11 | Cooper Cameron Corporation | Method and apparatus for injecting a fluid into a well |
US6554075B2 (en) | 2000-12-15 | 2003-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | CT drilling rig |
US7040408B2 (en) * | 2003-03-11 | 2006-05-09 | Worldwide Oilfield Machine, Inc. | Flowhead and method |
US6457530B1 (en) | 2001-03-23 | 2002-10-01 | Stream-Flo Industries, Ltd. | Wellhead production pumping tree |
GB0110398D0 (en) | 2001-04-27 | 2001-06-20 | Alpha Thames Ltd | Wellhead product testing system |
AU2002312048A1 (en) * | 2001-05-25 | 2002-12-09 | Dril-Quip, Inc. | Horizontal spool tree assembly |
US6612369B1 (en) | 2001-06-29 | 2003-09-02 | Kvaerner Oilfield Products | Umbilical termination assembly and launching system |
US6575247B2 (en) | 2001-07-13 | 2003-06-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Device and method for injecting fluids into a wellbore |
NO325717B1 (no) | 2001-07-27 | 2008-07-07 | Vetco Gray Inc | Produksjonstre med trippel sikkerhetsbarriere og fremgangsmate ved bruk av samme |
US6805200B2 (en) * | 2001-08-20 | 2004-10-19 | Dril-Quip, Inc. | Horizontal spool tree wellhead system and method |
GB0124612D0 (en) | 2001-10-12 | 2001-12-05 | Alpha Thames Ltd | Single well development system |
CA2363974C (en) * | 2001-11-26 | 2004-12-14 | Harry Richard Cove | Insert assembly for a wellhead choke valve |
US6719059B2 (en) * | 2002-02-06 | 2004-04-13 | Abb Vetco Gray Inc. | Plug installation system for deep water subsea wells |
US6742594B2 (en) * | 2002-02-06 | 2004-06-01 | Abb Vetco Gray Inc. | Flowline jumper for subsea well |
US6902005B2 (en) | 2002-02-15 | 2005-06-07 | Vetco Gray Inc. | Tubing annulus communication for vertical flow subsea well |
NO315912B1 (no) | 2002-02-28 | 2003-11-10 | Abb Offshore Systems As | Undervanns-separasjonsanordning for behandling av råolje omfattende en separatormodul med en separatortank |
US6651745B1 (en) | 2002-05-02 | 2003-11-25 | Union Oil Company Of California | Subsea riser separator system |
US6763890B2 (en) | 2002-06-04 | 2004-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | Modular coiled tubing system for drilling and production platforms |
US7073592B2 (en) | 2002-06-04 | 2006-07-11 | Schlumberger Technology Corporation | Jacking frame for coiled tubing operations |
US6840323B2 (en) * | 2002-06-05 | 2005-01-11 | Abb Vetco Gray Inc. | Tubing annulus valve |
CA2404315A1 (en) | 2002-09-20 | 2004-03-20 | Dean Edward Moan | Well servicing apparatus and method |
GB2420809B (en) | 2002-11-12 | 2006-12-13 | Vetco Gray Inc | Drilling and producing deep water subsea wells |
US6966383B2 (en) | 2002-12-12 | 2005-11-22 | Dril-Quip, Inc. | Horizontal spool tree with improved porting |
NO320179B1 (no) * | 2002-12-27 | 2005-11-07 | Vetco Aibel As | Undervannssystem |
US6907932B2 (en) | 2003-01-27 | 2005-06-21 | Drill-Quip, Inc. | Control pod latchdown mechanism |
US6851478B2 (en) | 2003-02-07 | 2005-02-08 | Stream-Flo Industries, Ltd. | Y-body Christmas tree for use with coil tubing |
CA2423645A1 (en) | 2003-03-28 | 2004-09-28 | Larry Bunney | Manifold device and method of use for accessing a casing annulus of a well |
US7069995B2 (en) | 2003-04-16 | 2006-07-04 | Vetco Gray Inc. | Remedial system to flush contaminants from tubing string |
DE602004029295D1 (de) * | 2003-05-31 | 2010-11-04 | Cameron Systems Ireland Ltd | Vorrichtung und Verfahren zur Rückgewinnung von Flüssigkeiten aus einem Bohrloch und/oder zum Einspritzen von Flüssigkeiten in ein Bohrloch |
US6948909B2 (en) | 2003-09-16 | 2005-09-27 | Modine Manufacturing Company | Formed disk plate heat exchanger |
EP2283905A3 (en) * | 2003-09-24 | 2011-04-13 | Cameron International Corporation | Subsea well production flow and separation system |
WO2005040545A2 (en) * | 2003-10-22 | 2005-05-06 | Vetco Gray, Inc. | Tree mounted well flow interface device |
BRPI0415467A (pt) | 2003-10-23 | 2006-12-19 | Ab Science | compostos de 2-aminoariloxazol para o tratamento de doenças |
PT1684750E (pt) * | 2003-10-23 | 2010-07-15 | Inst Curie | Compostos 2-aminoariloxazol como inibidores de tirosina cinases |
US7000638B2 (en) | 2004-01-26 | 2006-02-21 | Honeywell International. Inc. | Diverter valve with multiple valve seat rings |
ATE426730T1 (de) * | 2004-02-26 | 2009-04-15 | Cameron Systems Ireland Ltd | Verbindungssystem fur unterwasser- strímungsgrenzflachenausrustung |
US7331396B2 (en) | 2004-03-16 | 2008-02-19 | Dril-Quip, Inc. | Subsea production systems |
US7823648B2 (en) | 2004-10-07 | 2010-11-02 | Bj Services Company, U.S.A. | Downhole safety valve apparatus and method |
US7243729B2 (en) | 2004-10-19 | 2007-07-17 | Oceaneering International, Inc. | Subsea junction plate assembly running tool and method of installation |
NO323513B1 (no) | 2005-03-11 | 2007-06-04 | Well Technology As | Anordning og fremgangsmate for havbunnsutplassering og/eller intervensjon gjennom et bronnhode pa en petroleumsbronn ved hjelp av en innforingsanordning |
US7658228B2 (en) * | 2005-03-15 | 2010-02-09 | Ocean Riser System | High pressure system |
BRPI0612054A2 (pt) | 2005-06-08 | 2010-10-13 | Bj Services Co | método e aparelho de desvio de cabeça de poço |
CN101300433B (zh) * | 2005-08-02 | 2010-10-06 | 越洋离岸深海钻探公司 | 模块化备用流体供应系统 |
US7748450B2 (en) | 2005-12-19 | 2010-07-06 | Mundell Bret M | Gas wellhead extraction system and method |
DE602006017746D1 (de) | 2005-12-30 | 2010-12-02 | Ingersoll Rand Co | Einlassleitschaufel mit zahnrädern für einen zentrifugalverdichter |
US7909103B2 (en) | 2006-04-20 | 2011-03-22 | Vetcogray Inc. | Retrievable tubing hanger installed below tree |
US7569097B2 (en) | 2006-05-26 | 2009-08-04 | Curtiss-Wright Electro-Mechanical Corporation | Subsea multiphase pumping systems |
US7699099B2 (en) | 2006-08-02 | 2010-04-20 | B.J. Services Company, U.S.A. | Modified Christmas tree components and associated methods for using coiled tubing in a well |
GB2440940B (en) | 2006-08-18 | 2009-12-16 | Cameron Internat Corp Us | Wellhead assembly |
US7726405B2 (en) | 2006-08-28 | 2010-06-01 | Mcmiles Barry James | High pressure large bore utility line connector assembly |
GB0618001D0 (en) | 2006-09-13 | 2006-10-18 | Des Enhanced Recovery Ltd | Method |
US20080128139A1 (en) | 2006-11-09 | 2008-06-05 | Vetco Gray Inc. | Utility skid tree support system for subsea wellhead |
GB0625526D0 (en) | 2006-12-18 | 2007-01-31 | Des Enhanced Recovery Ltd | Apparatus and method |
GB0625191D0 (en) | 2006-12-18 | 2007-01-24 | Des Enhanced Recovery Ltd | Apparatus and method |
DK2102446T3 (en) | 2007-01-12 | 2019-01-28 | Baker Hughes A Ge Co Llc | Wellhead arrangement and method for an injection tube string |
US8011436B2 (en) | 2007-04-05 | 2011-09-06 | Vetco Gray Inc. | Through riser installation of tree block |
US7596996B2 (en) | 2007-04-19 | 2009-10-06 | Fmc Technologies, Inc. | Christmas tree with internally positioned flowmeter |
US20080302535A1 (en) | 2007-06-08 | 2008-12-11 | David Barnes | Subsea Intervention Riser System |
BRPI0806027B1 (pt) | 2007-11-19 | 2019-01-29 | Vetco Gray Inc | árvore submarina |
US8573307B2 (en) * | 2008-04-21 | 2013-11-05 | Ocean Riser Systems As | High pressure sleeve for dual bore HP riser |
SG175657A1 (en) * | 2008-04-25 | 2011-11-28 | Vetco Gray Inc | Subsea toroidal water separator |
US8672038B2 (en) | 2010-02-10 | 2014-03-18 | Magnum Subsea Systems Pte Ltd. | Retrievable subsea bridge tree assembly and method |
-
2005
- 2005-02-25 AT AT05717806T patent/ATE426730T1/de not_active IP Right Cessation
- 2005-02-25 BR BRPI0508049A patent/BRPI0508049B8/pt active IP Right Grant
- 2005-02-25 AU AU2005216412A patent/AU2005216412B2/en active Active
- 2005-02-25 EP EP05717806A patent/EP1721058B1/en active Active
- 2005-02-25 DE DE602005013496T patent/DE602005013496D1/de not_active Expired - Fee Related
- 2005-02-25 US US10/590,563 patent/US8066076B2/en active Active
- 2005-02-25 WO PCT/GB2005/000725 patent/WO2005083228A1/en active Application Filing
- 2005-02-25 CA CA2555403A patent/CA2555403C/en active Active
-
2006
- 2006-09-01 NO NO20063911A patent/NO337264B1/no unknown
-
2011
- 2011-10-06 US US13/267,039 patent/US8776891B2/en active Active
-
2014
- 2014-05-20 US US14/282,937 patent/US9260944B2/en active Active
-
2016
- 2016-02-15 US US15/043,995 patent/US9534474B2/en active Active
- 2016-12-14 US US15/379,255 patent/US10508518B2/en active Active
Patent Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4832124A (en) * | 1985-01-03 | 1989-05-23 | Texaco Ltd | Subsea well head template |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
AU2005216412B2 (en) | 2011-03-31 |
EP1721058A1 (en) | 2006-11-15 |
EP1721058B1 (en) | 2009-03-25 |
US20170211354A1 (en) | 2017-07-27 |
US20090025936A1 (en) | 2009-01-29 |
US9260944B2 (en) | 2016-02-16 |
US20160160613A1 (en) | 2016-06-09 |
BRPI0508049B1 (pt) | 2016-05-10 |
AU2005216412A1 (en) | 2005-09-09 |
US8066076B2 (en) | 2011-11-29 |
NO20063911L (no) | 2006-09-01 |
BRPI0508049B8 (pt) | 2016-10-11 |
WO2005083228A1 (en) | 2005-09-09 |
US10508518B2 (en) | 2019-12-17 |
WO2005083228A9 (en) | 2005-10-27 |
US20140332222A1 (en) | 2014-11-13 |
CA2555403C (en) | 2012-08-21 |
DE602005013496D1 (de) | 2009-05-07 |
CA2555403A1 (en) | 2005-09-09 |
ATE426730T1 (de) | 2009-04-15 |
BRPI0508049A (pt) | 2007-07-17 |
US8776891B2 (en) | 2014-07-15 |
US9534474B2 (en) | 2017-01-03 |
US20120273214A1 (en) | 2012-11-01 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO337264B1 (no) | Koblingssystem for grensesnittutstyr for undervannsstrømning | |
US9228408B2 (en) | Method for capturing flow discharged from a subsea blowout or oil seep | |
US9631460B2 (en) | Modular subsea completion | |
EP2627860B1 (en) | Marine subsea free-standing riser systems and methods | |
US4618314A (en) | Fluid injection apparatus and method used between a blowout preventer and a choke manifold | |
NO339028B1 (no) | Fremgangsmåte for boring og komplettering av et flertall undersjøiske brønner | |
NO314771B1 (no) | Boreramme for en undervanns brönnhode-sammenstilling | |
NO336548B1 (no) | Koplingssystem for tilkopling av ledninger til utrustning på oljefelt | |
WO2015092403A2 (en) | Connector assembly for connecting a hose to a tubular | |
US20120324876A1 (en) | Subsea accumulator system | |
US9140091B1 (en) | Apparatus and method for adjusting an angular orientation of a subsea structure | |
US9447660B2 (en) | Subsea well containment systems and methods | |
NO20160416A1 (en) | Flexible subsea pump arrangement | |
NO20110973A1 (no) | Undervanns-trykkforsterkningsdekselsystem | |
NO830271L (no) | Undervanns broennhodetilkoplingsenhet. | |
US20240263540A1 (en) | Christmas tree system for surface hydrocarbon recovery | |
NO843881L (no) | Undervannskobling for broennhoder | |
NO179844B (no) | Anordning ved ventiltre |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: ONESUBSEA IP UK LIMITED, GB |