NO338633B1 - Fremgangsmåte for underbalansert brønnboring og system for å tilføre densitetsnedsettende fluid til en havbunnslokalitet - Google Patents
Fremgangsmåte for underbalansert brønnboring og system for å tilføre densitetsnedsettende fluid til en havbunnslokalitet Download PDFInfo
- Publication number
- NO338633B1 NO338633B1 NO20062254A NO20062254A NO338633B1 NO 338633 B1 NO338633 B1 NO 338633B1 NO 20062254 A NO20062254 A NO 20062254A NO 20062254 A NO20062254 A NO 20062254A NO 338633 B1 NO338633 B1 NO 338633B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- blowout
- valve
- fluid
- density
- seabed
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 45
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 32
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 50
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 9
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 4
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 4
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 4
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 claims 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 11
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 11
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 6
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 3
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- QXJJQWWVWRCVQT-UHFFFAOYSA-K calcium;sodium;phosphate Chemical compound [Na+].[Ca+2].[O-]P([O-])([O-])=O QXJJQWWVWRCVQT-UHFFFAOYSA-K 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000005188 flotation Methods 0.000 description 1
- 239000011521 glass Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000008569 process Effects 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
- E21B21/085—Underbalanced techniques, i.e. where borehole fluid pressure is below formation pressure
-
- 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
- E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
- E21B19/002—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables specially adapted for underwater drilling
-
- 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
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/001—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor specially adapted for underwater drilling
-
- 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
- E21B33/038—Connectors used on well heads, e.g. for connecting blow-out preventer and riser
-
- 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
- E21B33/08—Wipers; Oil savers
-
- 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
- E21B33/08—Wipers; Oil savers
- E21B33/085—Rotatable packing means, e.g. rotating blow-out preventers
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Steroid Compounds (AREA)
Description
Bakgrunn for oppfinnelsen
Denne oppfinnelse vedrører generelt boring av brønner og produksjon fra brønner.
Generelt bores brønner i en svakt overbalansert tilstand hvor vekten av det anvendte borefluid bare svakt overveier boretrykket i de bergarter som bores.
Boreslam pumpes ned gjennom borestrengen til en borekrone og anvendes for å smøre og avkjøle borekronen og fjerne borekaks fra borehullet mens det bores. Det viskøse boreslam bærer borekakset oppover på utsiden av og omkring borestrengen.
I en balansert situasjon er densiteten av slammet som passerer nedover til borekronen og slammet som passerer oppover fra borekronen hovedsakelig den samme. Dette har den fordel at sannsynligheten for et såkalt "brønnspark" redu-seres. I en brønnsparksituasjon er nedovertrykket av boreslamkolonnen ikke til-strekkelig til å balansere poretrykket i de bergarter som bores, for eksempel poretrykket av gass eller annet fluid, som påtreffes i en formasjon. Som et resultat kan det skje en utblåsing (hvis en effektiv utblåsingssikring (BOP) ikke er montert på brønnen) som er en ekstremt farlig tilstand.
I underbalanser! boring er formålet forsettlig å skape en situasjon som be-skrevet i det foregående. Densiteten eller ekvivalent sirkulerende densitet av det oppover returnerende boreslam er nemlig lavere enn poretrykket av den bergart som bores og dette bevirker at gass, olje eller vann i bergarten kommer inn i borehullet fra den bergart som bores. Dette kan også resultere i økte borehastigheter, men også føre til høy strømning hvis bergartens permeabilitet og porøsitet tillater tilstrekkelige fluider å komme inn i borehullet.
I denne boresituasjon er det generell praksis å tilveiebringe en rekke forskjellige utblåsingssikringer for å kontrollere ethvert tap av kontrolltiltak eller utblåsinger som kunne skje.
En rekke forskjellige metoder er blitt anvendt for underbalanser! eller dobbelt gradient boring. Generelt innebærer de tilveiebringelse av en densitets senk-ende komponent til det returnerende boreslam. Gasser, sjøvann og glasskuler er blitt injisert i den returnerende boreslamstrømning for å redusere dens densitet.
I dype undervannsanvendelser kan det oppstå et antall problemer. På grunn av de trykk som er involvert blir alt signifikant mer komplisert. Det trykk som virker ned mot formasjonen inkluderer vekten av boreslammet, mens trykket i de grunne formasjoner dikteres av vekten av sjøvann over formasjonen. På grunn av de høyere trykk som er involvert kan boreslammet faktisk injiseres inn i formasjonen, frakturere denne og kan endog tilstoppe eller på annen måte tilsmusse selve formasjonen og alvorlig nedsette potensiell hydrokarbonproduksjon.
Ifølge US 6273193 B1 omfatter et dynamisk posisjonert konsentrisk stigerør-boresystem en dynamisk posisjonert boreenhet som kan opereres for å flyte i det minste delvis over en overflate av et vannlegeme, et første ytre lavtrykks marint stigerør som strekker seg fra boreenheten til vannlegemet, et oppspenn-ingssystem for å opplagre det første marine stigerør, et andre indre høytrykks marint stigerør konsentrisk forløpende innen det første ytre lavtrykks marine stige-rør, en overflateutblåsningssikring, en nedre marin stigerørspakke, en under-vannsutblåsningssikring og en kopling ved fundamentet av den nedre marine stigerørspakke for å frigjøre stigerørene fra brønnhodet i tilfelle av et posisjonstap av boreenheten.
WO 03/023181 A1 omtaler et arrangement og en fremgangsmåte for å styre og regulere bunnhullstrykket i en brønn under undervannsboring på dypt vann. Fremgangsmåten innbefatter å justere opp eller ned et væske/gass grense-snittnivå i et bore-stigerør. Arrangementet omfatter et høytrykksborestigerør og en overflateutblåsningssikring (BOP) ved den øvre ende av borestigerøret.
US 5848656 A angår en anordning for å styre undervannstrykk, hvilken anordning er tilpasset for bruk i boreinstallasjon som omfatter en undervannsut-blåsningssikring og en overflateutblåsningssikring hvorimellom et stigerør er anordnet for kommunikasjon, og for formålet med å danne en anordning hvor bruken av en strupeledning og drepeledning kan unngås. Anordningen kan omfatte et høytrykksstigerør og et høytrykksborerør som er således anordnet mellom under-vannsutblåsningssikringen og overflateutblåsningssikringen slik at det kan benyt-tes to separate høytrykksledninger som en erstatning for strupe- og drepe-ledningen.
US 2003/070840 A1 omtaler en fremgangsmåte og apparat for å styre boreslamtetthet ved en lokalisering enten ved sjøbunnen (eller like over sjøbun-nen) eller alternativt under sjøbunnen av brønner på dypt vann og ultradype vann-anvendelser. Fremgangsmåten kombinerer et basisfluid med lavere tetthet enn slammet påkrevet ved brønnhodet for å produsere et fortynnet slam i stigerøret.
Sammenfatning av oppfinnelsen
Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås ved en fremgangsmåte, kjennetegnet ved at den omfatter: operering av et havbunnsbrønnhode i en underbalanser! tilstand;
slam med en første densitet tilføres det nevnte brønnhode; og
fra havoverflaten injiseres et første densitetsnedsettende fluid inn i boreslam som returnerer fra det nevnte brønnhode gjennom et rør utstyr! med frakoplingslås og som er satt under strekk.
Foretrukne utførelsesformer av fremgangsmåten er videre utdypet i kravene 2 til og med 21.
Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås videre ved et system for å til-føre densitetsnedsettende fluid til en havbunnslokalitet, kjennetegnet ved at det omfatter: en overflatehenger for å strekke og nedhenge rør som kan forbindes til en kilde for densitetsnedsettende fluid; og
en havbunnsfrakoplingslås for å kople en første del av nevnte rør til en andre del av det nevnte rør, idet frakoplingslåsen er fjernstyr! for å kople den nevnte første del av det nevnte rør fra den nevnte andre del av det nevnte rør.
Foretrukne utførelsesformer av systemet er videre utdypet i krav 23 til og med 32.
Kort beskrivelse av tegningene
Figur 1 er en skjematisk avbildning av en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse; Figur 2 er en forstørret skjematisk avbildning av undervannsavstengnings-sammenstilling vist i figur 1 i samsvar med en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse; Figur 3 er en forstørret, skjematisk tverrsnittstegning av spoleelementet 34 vist i figur 2, i samsvar med en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse; og Figur 4 er en skjematisk tverrsnittstegning av det roterende hode vist i figur 1 i samsvar med en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen
I noen utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse kan både boring og produksjon av fluider fra en formasjon foregå i en underbalanser! tilstand. Som anvendt heri betyr "underbalanser!" at vekten av boreslammet er mindre enn til-svarende boretrykket av formasjonen. Som anvendt heri refererer "dobbeltgradient" til det forhold at den densiteten av fluidet, ved noe punkt langs sitt forløp under bevegelse bort fra borekronen, er lavere enn densiteten av det fluid som beveger seg mot borekronen. Dobbeltgradientmetodene kan anvendes for å implementere underbalanser! boring. Etablering av en dobbeltgradient- eller underbalanser! tilstand kan implementeres ved hvilke som helst kjente metoder, inklusive injeksjon av gasser, sjøvann og glasskuler, for å nevne noen få eksempler.
Med henvisning til figur 1 kan et bore- og produksjonsapparat 11 inkludere et roterende hode 10 som roterer en streng for det formål å bore en brønn i en undervannsformasjon SF. Det roterende hode 10 roterer strengen gjennom en overflateutblåsingssikringsstakk (BOP-stakk) 12. Overflate utblåsingssikrings-stakken 12 kan inkludere ringromssikringer oppover strømningen av fluid fra brønnhodet til den overliggende flottørrigg 14.
Flottørriggen 14 kan strekkes ved bruk av strekkbøyler 16 koplet over en talje 54 til hydrauliske sylindere 56 for å skape et strekksystem 50. Strekksystemet 50 tillater at den øvre del av apparatet 11 kan bevege seg relativt til den nedre del, for eksempel i respons til sjøtilstander. Strekksystemet 50 tillater denne relative bevegelse og regulering av den relative posisjonering mens det opprettholdes strekk på husdelen (foringsrøret) 22 som strekker seg fra flottørriggen 14 nedover til en havbunnsavstengningssammenstilling 24.
Overflatedelen av apparatet 11 er koplet ved hjelp av en konnektor 20 til husdelen 22. Husdelen 22 er forbundet til den nedre seksjon av apparatet 11 via en frakoplingslås 72 lokaliser! under havoverflaten WL. Frakoplingslåsen 72 kan være hydraulisk operer! fra overflaten for å kople den øvre del av apparatet 11 fra den nedre del som inkluderer havbunnsavstengningssammenstillingen 24.
På riggen 14 er det også anordnet en kilde for fluid som har lavere densitet enn densiteten av det slam som pumpes ned gjennom borestrengen 24 fra overflaten i en utførelsesform av den foreliggende oppfinnelse. Fluidet med den lavere densitet kan tilveiebringes gjennom tilførselsrøret 60.
Et hengersystem 58 inkluderer et hengersystem 58 som hviler mot et underlag 56. Hengersystemet 58 strekker strekkrøret 26 som løper hele veien ned til en havbunnsfrakoplingslås 74 over havbunnsavstengningssammenstillingen 24. I likhet med frakoplingslåsen 72 kan havbunnsfrakoplingslåsen 74 være fjernstyrt eller overflatestyrt for å frakople strekkrøret 26 fra havbunnsavstengningssammenstillingen 24. I en utførelsesform kan underlaget 56 inkludere hydrauliske sylinder-innretninger som beveger seg i likhet med kutteventiler i utblåsingssikringer for å gripe strekkrøret 26.
Strømningsmengden av lavere densitetsfluid gjennom strekkrøret 25 fra overflaten kan kontrolleres fra overflaten ved hjelp av fjernstyrt ventilutstyr i havbunnsavstengningssammenstillingen 24, i en utførelsesform. Det er fordelaktig å tilveiebringe dette lavere densitetsfluid fra overflaten i motsetning til å forsøke å tilføre det fra en undervannslokalitet, som for eksempel i havbunnsavstengningssammenstillingen 24, på grunn av at det er mye lettere å kontrollere og operere store pumper fra flottørriggen 14.
Havbunnsavstengningssammenstillingen 24 opererer med utblåsings-sikringsstakken (BOP-stakken) 12 for å hindre utblåsinger. Mens overflateutblås-ingssikringsstakken 12 kontrollerer fluidstrømning er havbunnsavstengningssammenstillingen 24 ansvarlig for å avstenge eller skille brønnhodet fra delen av apparatet 11 derover, ved bruk av kutteventiler 30a og 30b som vist i figur 2. Foringsrøret 22 kan således koples ved hjelp av en konnektor 28a til kutteventilen 30a. Kutteventilen 30a er ved hjelp av et spoleelement 34 med flenser 32a og 32b koplet til kutteventilen 30b. Kutteventilen 30b kan ved hjelp av flensen 38 koples til en brønnhodekonnektor 28b, i sin tur forbundet til brønnhodet.
Som vist i figur 2 er strekkrøret 26 forbundet til en fjernstyrt ventil 36 som kontrollerer strømningsmengden av lavdensitet fluid gjennom strekkrøret 26 til det indre av spoleelementet 34. Innløpet fra strekkrøret 26 til spoleelementet 34 er mellom de to kutteventiler 30a og 30b.
Injeksjonen av lavere densitetsfluid, som vist i figur 3, anvender den fjernstyrte ventil 36 på spoleelementet 34. Spoleelementet 34 kan få boreslam, angitt som Minn til å bevege seg nedover gjennom huset 22. Det returnerende boreslam, angitt som Mut, passerer oppover i ringrommet 46 som omgir strengen 40 og spolerøret 44. Lavere densitet fluid kan således når den fjernstyrte ventil er åpnet injiseres inn i den returnerende boreslam/hydrokarbonstrømning for å nedsette dens densitet.
En underbalanser! situasjon kan skapes som et resultat av dobbelt densi-tetene av boreslammet i en utførelsesform. Boreslam over den fjernstyrte ventil 36 kan nemlig befinne seg ved en lavere densitet enn densiteten av boreslammet under den fjernstyrte ventil 36, så vel som densiteten av det slam som beveger seg nedover til formasjonen. Den fjernstyrte ventil 36 kan inkludere et roterende element 37 som tillater at den fjernstyrte ventil 36 kan åpnes eller kontrolleres. Som et ytterligere eksempel kan den fjernstyrte ventil 36 være en svingbar port-ventil med en hydraulisk avbruddssikring som automatisk lukker ventilen i tilfellet av et tap av hydraulikk. Den fjernstyrte ventil 36 kan muliggjøre graden av under-balanser! boring til å være overflatestyrt eller fjernstyrt avhengig av avfølte tilstan-der, inklusive det oppover trykk som leveres av formasjonen. For eksempel kan den fjernstyr! ventil 36 styres akustisk fra overflaten.
I noen utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse kan strømnings-kontroll foretas mest effektivt ved overflaten, mens avstengingskontroll foretas best på havbunnen. Pumpingen av det lavere densitetsfluid foretas også på overflaten, men injeksjonen av dette fluid kan foretas ved havbunnsavstengningssammenstillingen 24, i en utførelsesform mellom kutteventilene 30a og 30b.
Det roterende hode 10, vist mer detaljer! i figur 4, er koplet til overflate-utblåsingssikringsstakken 12 ved en skjøt 70. Returnerende fluid, indiker! som Mut, føres gjennom en ventil 68 til et passende oppsamlingsområde. Oppsam-lingsområdet kan oppsamle både boreslam med medrevet borekaks, så vel som produksjonsfluider som for eksempel hydrokarboner. Produksjonsfluidene kan separeres ved bruk av velkjente metoder.
Oppoverstrømningen av fluidet Mut begrenses av en pakning 62. I en ut-førelsesform er pakningen 62 en gummi- eller elastisk ring som tetter ringrommet omkring strengen 40 og hindrer den videre oppoverstrømning av fluider. Samtidig muliggjør pakningen 62 utøvelsen av en roterende kraft i retningen av den sirku-lære pil fra det roterende hode 66 til strengen 40 for boreformål. Tetninger 65 kan være anordnet mellom en teleskopskjøt 64 og det roterende hode 66 ettersom både boring og produksjon kan gjennomføres i en underbalanser! situasjon.
I noen utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse kan en hav-bunnsavstengingssammenstilling 24 være anordnet for å avstenge strengen i tilfellet av en svikt, som for eksempel en utblåsing. Samtidig kontrollerer overflate ringromsutblåsingssikringerfluidstrømning. Dobbeltgradient boring kan oppnås ved tilveiebringelse av fluid fra overflaten gjennom et sideinnløp inn i regionen mellom øvre og nedre utblåsingssikringer 30 av kutteventiltypen. Ved anordningen av det separate strekkrør 26 med en fjernstyrt havbunnsfrakoplingslås 74 kan passende volum av fluid tilføres som ellers ikke ville være tilgjengelig med konven-sjonelle drepe- og strupeledninger. Strekkrøret 26 for tilveiebringelse av densitets-kontrollfluidet kan både strekkes og låses. Som et resultat kan dobbeltgradient produksjon og boring oppnås i noen utførelsesformer av den foreliggende oppfinnelse.
Claims (32)
1. Fremgangsmåte,
karakterisert vedat den omfatter: operering av et havbunnsbrønnhode i en underbalanser! tilstand; slam med en første densitet tilføres det nevnte brønnhode; og fra havoverflaten injiseres et første densitetsnedsettende fluid inn i boreslam som returnerer fra det nevnte brønnhode gjennom et rør (26) utstyr! med frakoplingslås og som er satt under strekk.
2. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert vedat den inkluderer produsering av hydrokarboner fra en havbunnsbrønn i en under-balanser! tilstand ved bruk av et roterende hode (10) montert på en overflate-utblåsingssikring (12).
3. Fremgangsmåte ifølge krav 2,
karakterisert vedat den inkluderer anvendelse av overflateutblåsings-sikringen (12) for å tilveiebringe overflatestrømningskontroll.
4. Fremgangsmåte ifølge krav 3,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av en undervanns-utblåsingssikring (24) i tillegg til nevnte overflateutblåsingssikring (12).
5. Fremgangsmåte ifølge krav 4,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av undervannsut-blåsingssikringer av kutteventiltypen (30a, 30b).
6. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av en separat ledning for at det nevnte første densitets-nedsettende fluid kan bli pumpet fra overflaten til en undervannslokalitet for boreslammet.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 6,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av en undervanns-utblåsingssikring (24) og at den nevnte ledning føres til nevnte undervannsutblås-ingssikring (24).
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av et par under-vannsutblåsingssikringer av kutteventiltypen og at nevnte første densitetsnedsettende fluid injiseres mellom nevnte utblåsingssikringer av kutteventiltypen.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 8,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av en fjernstyrt ventil for å kontrollere strømningen av nevnte fluid og at ventilen posisjoneres ved en undervannslokalitet.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 1,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av et roterende hode (10) som overfører rotasjonsenergi til den nevnte borestreng gjennom en pakning.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 10,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av den nevnte rotasjonsenergi gjennom en elastisk pakning.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 2,
karakterisert vedat den omfatter kopling av nevnte overflateutblåsingssikringer til brønnhodet ved bruk av foringsrør og tilveiebringelse av en fjernstyrt havbunns frakoplingslås for å skille forbindelsen mellom det nevnte brønnhode og nevnte overflateutblåsingssikringer.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 12,
karakterisert vedat den inkluderer strekking av nevnte foringsrør.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 12,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av en strømning av boreslam gjennom et foringsrør til en borekrone.
15. Fremgangsmåte ifølge krav 14,
karakterisert vedat den inkluderer nedsettelse av densiteten av boreslam som returnerer fra den nevnte borekrone gjennom det nevnte foringsrør.
16. Fremgangsmåte ifølge krav 15,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av en separat ledning for å muliggjøre at fluid kan pumpes fra overflaten til en undervannslokalitet for å nedsette densiteten av det returnerende boreslam.
17. Fremgangsmåte ifølge krav 16,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av en strekkledning for å tilveiebringe det nevnte fluid fra den nevnte overflate.
18. Fremgangsmåte ifølge krav 17,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av en frakoplingslås for å kople ledningen fra brønnhodet.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 18,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av en undervanns-utblåsingssikring (24) og at den nevnte ledning føres til nevnte undervannsutblås-ingssikring (24).
20. Fremgangsmåte ifølge krav 19,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av et par utblåsingssikringer av kutteventiltypen og at det nevnte fluid pumpes mellom nevnte utblåsingssikringer av kutteventiltypen.
21. Fremgangsmåte ifølge krav 20,
karakterisert vedat den inkluderer tilveiebringelse av en fjernstyrt ventil for å kontrollere strømningen av det nevnte fluid og at ventilen posisjoneres ved en havbunnslokalitet.
22. System for å tilføre densitetsnedsettende fluid til en havbunnslokalitet,karakterisert vedat det omfatter: en overflatehenger (58) for å strekke og nedhenge rør (26) som kan forbindes til en kilde for densitetsnedsettende fluid; og en havbunnsfrakoplingslås (74) for å kople en første del av nevnte rør (26) til en andre del av det nevnte rør (26), idet frakoplingslåsen er fjernstyrt for å kople den nevnte første del av det nevnte rør (26) fra den nevnte andre del av det nevnte rør (26).
23. System ifølge krav 22,
karakterisert vedat det inkluderer en havbunnsventil (36) for å kontrollere strømningsmengden av fluid gjennom røret (26).
24. System ifølge krav 23,
karakterisert vedat ventilen (36) er koplet til en konnektor for å kople røret (26) til en havbunnslokalitet.
25. System ifølge krav 22,
karakterisert vedat det inkluderer en havbunnsavstengningssammenstilling (24) koplet til det nevnte rør (26).
26. System ifølge krav 25,
karakterisert vedat nevnte havbunnsavstengningssammenstilling (24) inkluderer et par utblåsingssikringer (30a, 30b) av kutteventil-typen koplet til hverandre.
27. System ifølge krav 26,
karakterisert vedat det inkluderer en kopling (34) for å forbinde nevnte utblåsingssikringer (30a, 30b) av kutteventiltypen til hverandre, idet den nevnte kopling er innrettet til å motta det nevnte rør (26), idet koplingen er anordnet for å føre borefluid nedover gjennom en sentral passasje og oppover gjennom en radielt forskjøvet passasje.
28. System ifølge krav 22,
karakterisert vedat havbunnslåsen (74) frakopler etter deteksjon av en svikt.
29. System ifølge krav 22,
karakterisert vedat den nevnte henger (58) inkluderer et hydraulisk system for å gripe røret (26).
30. System ifølge krav 26,
karakterisert vedat det videre innbefatter en anordning som kopler nevnte utblåsningssikringer, nevnte anordning har et innløp for å motta en densitetsnedsettende fluid for å senke densiteten til boreslammet som beveger seg oppover gjennom nevnte anordning.
31. System ifølge krav 30,
karakterisert vedat det innbefatter en separat ledning for å tilføre lavere densitetsfluid, nevnte ledning innbefatter en fjernstyrt aktiverbar ventil (36).
32. System ifølge krav 31,
karakterisert vedat nevnte ventil (36) automatisk lukker ved tap av styring.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US10/697,204 US7032691B2 (en) | 2003-10-30 | 2003-10-30 | Underbalanced well drilling and production |
PCT/IB2004/004372 WO2005042917A1 (en) | 2003-10-30 | 2004-10-25 | Underbalanced well drilling and production |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20062254L NO20062254L (no) | 2006-07-28 |
NO338633B1 true NO338633B1 (no) | 2016-09-19 |
Family
ID=34550303
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20062254A NO338633B1 (no) | 2003-10-30 | 2006-05-19 | Fremgangsmåte for underbalansert brønnboring og system for å tilføre densitetsnedsettende fluid til en havbunnslokalitet |
NO20160812A NO339557B1 (no) | 2003-10-30 | 2016-05-12 | Borerigg |
Family Applications After (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20160812A NO339557B1 (no) | 2003-10-30 | 2016-05-12 | Borerigg |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (3) | US7032691B2 (no) |
EP (3) | EP1700000B1 (no) |
AU (1) | AU2004286103B2 (no) |
BR (1) | BRPI0416064A (no) |
DK (3) | DK1700000T3 (no) |
EG (1) | EG24344A (no) |
ES (3) | ES2305892T3 (no) |
NO (2) | NO338633B1 (no) |
TN (1) | TNSN06119A1 (no) |
WO (1) | WO2005042917A1 (no) |
Families Citing this family (51)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7487837B2 (en) * | 2004-11-23 | 2009-02-10 | Weatherford/Lamb, Inc. | Riser rotating control device |
US7836946B2 (en) | 2002-10-31 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotating control head radial seal protection and leak detection systems |
US7237623B2 (en) * | 2003-09-19 | 2007-07-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method for pressurized mud cap and reverse circulation drilling from a floating drilling rig using a sealed marine riser |
US7032691B2 (en) * | 2003-10-30 | 2006-04-25 | Stena Drilling Ltd. | Underbalanced well drilling and production |
BRPI0509344B1 (pt) * | 2004-04-16 | 2016-03-01 | Vetco Aibel As | sistema e método para montagem de equipamento de recondicionamento de poço |
US8826988B2 (en) | 2004-11-23 | 2014-09-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Latch position indicator system and method |
US7926593B2 (en) | 2004-11-23 | 2011-04-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotating control device docking station |
US7866399B2 (en) * | 2005-10-20 | 2011-01-11 | Transocean Sedco Forex Ventures Limited | Apparatus and method for managed pressure drilling |
WO2008058209A2 (en) | 2006-11-07 | 2008-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Offshore universal riser system |
US8459361B2 (en) * | 2007-04-11 | 2013-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multipart sliding joint for floating rig |
US7997345B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-08-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Universal marine diverter converter |
US8844652B2 (en) | 2007-10-23 | 2014-09-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Interlocking low profile rotating control device |
US8286734B2 (en) | 2007-10-23 | 2012-10-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Low profile rotating control device |
US8281875B2 (en) | 2008-12-19 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
US9359853B2 (en) | 2009-01-15 | 2016-06-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Acoustically controlled subsea latching and sealing system and method for an oilfield device |
US8322432B2 (en) | 2009-01-15 | 2012-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Subsea internal riser rotating control device system and method |
US9567843B2 (en) * | 2009-07-30 | 2017-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling methods with event detection |
US8347983B2 (en) | 2009-07-31 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with a high pressure rotating control device |
US8471560B2 (en) * | 2009-09-18 | 2013-06-25 | Schlumberger Technology Corporation | Measurements in non-invaded formations |
WO2011067353A2 (en) * | 2009-12-02 | 2011-06-09 | Stena Drilling Limited | Assembly and method for subsea well drilling and intervention |
US8347982B2 (en) | 2010-04-16 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | System and method for managing heave pressure from a floating rig |
US8201628B2 (en) | 2010-04-27 | 2012-06-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore pressure control with segregated fluid columns |
US8820405B2 (en) | 2010-04-27 | 2014-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Segregating flowable materials in a well |
US8403059B2 (en) * | 2010-05-12 | 2013-03-26 | Sunstone Technologies, Llc | External jet pump for dual gradient drilling |
WO2011150378A1 (en) * | 2010-05-28 | 2011-12-01 | David Randolph Smith | Method and apparatus to control fluid flow subsea wells |
US9175542B2 (en) | 2010-06-28 | 2015-11-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Lubricating seal for use with a tubular |
US20120006559A1 (en) * | 2010-07-09 | 2012-01-12 | Brite Alan D | Submergible oil well sealing device with valves and method for installing a submergible oil well sealing device and resuming oil production |
GB2482181B (en) * | 2010-07-23 | 2015-07-29 | Peter Robert Goodall | Preventing and ameliorating leakage from a subsea well in the event of failure |
US20120045285A1 (en) * | 2010-08-23 | 2012-02-23 | Oil Well Closure And Protection As | Offshore structure |
US8783359B2 (en) | 2010-10-05 | 2014-07-22 | Chevron U.S.A. Inc. | Apparatus and system for processing solids in subsea drilling or excavation |
US8881829B2 (en) | 2010-10-07 | 2014-11-11 | David B. Redden | Backup wellhead blowout prevention system and method |
US8746345B2 (en) * | 2010-12-09 | 2014-06-10 | Cameron International Corporation | BOP stack with a universal intervention interface |
WO2012138349A1 (en) | 2011-04-08 | 2012-10-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Automatic standpipe pressure control in drilling |
US9249638B2 (en) | 2011-04-08 | 2016-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore pressure control with optimized pressure drilling |
US9080407B2 (en) | 2011-05-09 | 2015-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
BR112014004638A2 (pt) | 2011-09-08 | 2017-03-14 | Halliburton Energy Services Inc | método para manutenção de uma temperatura desejada em um local em um poço, e, sistema de poço |
US8820412B2 (en) * | 2011-09-16 | 2014-09-02 | Chevron U.S.A. Inc. | Methods, systems and apparatus for circulating fluid within the annulus of a flexible pipe riser |
US9033049B2 (en) * | 2011-11-10 | 2015-05-19 | Johnnie E. Kotrla | Blowout preventer shut-in assembly of last resort |
US9328575B2 (en) * | 2012-01-31 | 2016-05-03 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Dual gradient managed pressure drilling |
US9316054B2 (en) | 2012-02-14 | 2016-04-19 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for managing pressure in a wellbore |
AU2013251321B2 (en) * | 2012-04-27 | 2016-04-28 | Schlumberger Technology B.V. | Wellbore annular pressure control system and method using gas lift in drilling fluid return line |
US8985928B2 (en) | 2012-06-21 | 2015-03-24 | Superior Energy Services—North America Services, Inc. | Long lateral completion system and method for pipe handling |
US9249637B2 (en) * | 2012-10-15 | 2016-02-02 | National Oilwell Varco, L.P. | Dual gradient drilling system |
US10294746B2 (en) * | 2013-03-15 | 2019-05-21 | Cameron International Corporation | Riser gas handling system |
CN105705730A (zh) | 2013-11-27 | 2016-06-22 | 兰德马克绘图国际公司 | 用于优化欠平衡钻井的方法和装置 |
GB201501477D0 (en) * | 2015-01-29 | 2015-03-18 | Norwegian Univ Sci & Tech Ntnu | Drill apparatus for a floating drill rig |
EP3256689B1 (en) * | 2015-02-13 | 2023-11-22 | ConocoPhillips Company | Method and apparatus for filling an annulus between casing and rock in an oil or gas well |
GB2555313A (en) * | 2015-07-13 | 2018-04-25 | Landmark Graphics Corp | Underbalanced drilling through formations with varying lithologies |
US11208862B2 (en) * | 2017-05-30 | 2021-12-28 | Trendsetter Vulcan Offshore, Inc. | Method of drilling and completing a well |
CN108180012A (zh) * | 2017-12-21 | 2018-06-19 | 黄明道 | 深水钻井平台ibop阀及防喷器联合试压工具及试压方法 |
WO2020149852A1 (en) * | 2019-01-18 | 2020-07-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure switch |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5848656A (en) * | 1995-04-27 | 1998-12-15 | Moeksvold; Harald | Device for controlling underwater pressure |
US6273193B1 (en) * | 1997-12-16 | 2001-08-14 | Transocean Sedco Forex, Inc. | Dynamically positioned, concentric riser, drilling method and apparatus |
WO2003023181A1 (en) * | 2001-09-10 | 2003-03-20 | Ocean Riser Systems As | Arrangement and method for regulating bottom hole pressures when drilling deepwater offshore wells |
US20030070840A1 (en) * | 2001-02-15 | 2003-04-17 | Boer Luc De | Method and apparatus for varying the density of drilling fluids in deep water oil drilling applications |
Family Cites Families (34)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3324017A (en) * | 1958-06-12 | 1967-06-06 | Sinclair Research Inc | Method for copolymerizing an alkylidene bisacrylamide and an ethylenic monomer employing radiation |
US4091881A (en) * | 1977-04-11 | 1978-05-30 | Exxon Production Research Company | Artificial lift system for marine drilling riser |
US5014789A (en) * | 1986-07-07 | 1991-05-14 | Neville Clarke | Method for startup of production in an oil well |
US5662181A (en) * | 1992-09-30 | 1997-09-02 | Williams; John R. | Rotating blowout preventer |
NO305138B1 (no) * | 1994-10-31 | 1999-04-06 | Mercur Slimhole Drilling And I | Anordning til bruk ved boring av olje/gass-bronner |
US6065550A (en) * | 1996-02-01 | 2000-05-23 | Gardes; Robert | Method and system for drilling and completing underbalanced multilateral wells utilizing a dual string technique in a live well |
US5873420A (en) * | 1997-05-27 | 1999-02-23 | Gearhart; Marvin | Air and mud control system for underbalanced drilling |
US6216799B1 (en) * | 1997-09-25 | 2001-04-17 | Shell Offshore Inc. | Subsea pumping system and method for deepwater drilling |
US6263982B1 (en) * | 1998-03-02 | 2001-07-24 | Weatherford Holding U.S., Inc. | Method and system for return of drilling fluid from a sealed marine riser to a floating drilling rig while drilling |
US6913092B2 (en) * | 1998-03-02 | 2005-07-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and system for return of drilling fluid from a sealed marine riser to a floating drilling rig while drilling |
US6325159B1 (en) * | 1998-03-27 | 2001-12-04 | Hydril Company | Offshore drilling system |
EP1762696A3 (en) * | 1999-03-02 | 2016-07-20 | Weatherford Technology Holdings, LLC | Iinternal riser rotating control head |
EG22117A (en) * | 1999-06-03 | 2002-08-30 | Exxonmobil Upstream Res Co | Method and apparatus for controlling pressure and detecting well control problems during drilling of an offshore well using a gas-lifted riser |
US6450262B1 (en) * | 1999-12-09 | 2002-09-17 | Stewart & Stevenson Services, Inc. | Riser isolation tool |
US6484816B1 (en) * | 2001-01-26 | 2002-11-26 | Martin-Decker Totco, Inc. | Method and system for controlling well bore pressure |
US7090036B2 (en) * | 2001-02-15 | 2006-08-15 | Deboer Luc | System for drilling oil and gas wells by varying the density of drilling fluids to achieve near-balanced, underbalanced, or overbalanced drilling conditions |
US6536540B2 (en) * | 2001-02-15 | 2003-03-25 | De Boer Luc | Method and apparatus for varying the density of drilling fluids in deep water oil drilling applications |
US6966392B2 (en) * | 2001-02-15 | 2005-11-22 | Deboer Luc | Method for varying the density of drilling fluids in deep water oil and gas drilling applications |
US6802379B2 (en) * | 2001-02-23 | 2004-10-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Liquid lift method for drilling risers |
US6571873B2 (en) * | 2001-02-23 | 2003-06-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Method for controlling bottom-hole pressure during dual-gradient drilling |
CA2344627C (en) * | 2001-04-18 | 2007-08-07 | Northland Energy Corporation | Method of dynamically controlling bottom hole circulating pressure in a wellbore |
US6672390B2 (en) * | 2001-06-15 | 2004-01-06 | Shell Oil Company | Systems and methods for constructing subsea production wells |
WO2003006778A1 (en) | 2001-07-09 | 2003-01-23 | Baker Hughes Inc | Drilling system and method for controlling equivalent circulating density during drilling of wellbores |
US6745857B2 (en) * | 2001-09-21 | 2004-06-08 | National Oilwell Norway As | Method of drilling sub-sea oil and gas production wells |
US6823950B2 (en) * | 2001-12-03 | 2004-11-30 | Shell Oil Company | Method for formation pressure control while drilling |
US6904981B2 (en) * | 2002-02-20 | 2005-06-14 | Shell Oil Company | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
NO318220B1 (no) * | 2003-03-13 | 2005-02-21 | Ocean Riser Systems As | Fremgangsmåte og anordning for utførelse av boreoperasjoner |
US7237623B2 (en) * | 2003-09-19 | 2007-07-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method for pressurized mud cap and reverse circulation drilling from a floating drilling rig using a sealed marine riser |
US7032691B2 (en) * | 2003-10-30 | 2006-04-25 | Stena Drilling Ltd. | Underbalanced well drilling and production |
US7021402B2 (en) * | 2003-12-15 | 2006-04-04 | Itrec B.V. | Method for using a multipurpose unit with multipurpose tower and a surface blow out preventer |
US7237613B2 (en) * | 2004-07-28 | 2007-07-03 | Vetco Gray Inc. | Underbalanced marine drilling riser |
US7658228B2 (en) * | 2005-03-15 | 2010-02-09 | Ocean Riser System | High pressure system |
US7836973B2 (en) * | 2005-10-20 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Annulus pressure control drilling systems and methods |
WO2008058209A2 (en) * | 2006-11-07 | 2008-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Offshore universal riser system |
-
2003
- 2003-10-30 US US10/697,204 patent/US7032691B2/en active Active
-
2004
- 2004-10-25 BR BRPI0416064-9A patent/BRPI0416064A/pt not_active IP Right Cessation
- 2004-10-25 EP EP04806532A patent/EP1700000B1/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-10-25 ES ES04806532T patent/ES2305892T3/es active Active
- 2004-10-25 EP EP07008662A patent/EP1808569B1/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-10-25 DK DK04806532T patent/DK1700000T3/da active
- 2004-10-25 WO PCT/IB2004/004372 patent/WO2005042917A1/en active IP Right Grant
- 2004-10-25 EP EP09015250A patent/EP2161404B1/en not_active Expired - Fee Related
- 2004-10-25 ES ES07008662T patent/ES2349789T3/es active Active
- 2004-10-25 ES ES09015250T patent/ES2393434T3/es active Active
- 2004-10-25 DK DK09015250.5T patent/DK2161404T3/da active
- 2004-10-25 AU AU2004286103A patent/AU2004286103B2/en not_active Ceased
- 2004-10-25 DK DK07008662.4T patent/DK1808569T3/da active
-
2006
- 2006-04-13 US US11/404,143 patent/US20060191716A1/en not_active Abandoned
- 2006-04-24 TN TNP2006000119A patent/TNSN06119A1/en unknown
- 2006-04-30 EG EGNA2006000408 patent/EG24344A/xx active
- 2006-05-19 NO NO20062254A patent/NO338633B1/no not_active IP Right Cessation
-
2009
- 2009-09-03 US US12/553,208 patent/US8176985B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2016
- 2016-05-12 NO NO20160812A patent/NO339557B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5848656A (en) * | 1995-04-27 | 1998-12-15 | Moeksvold; Harald | Device for controlling underwater pressure |
US6273193B1 (en) * | 1997-12-16 | 2001-08-14 | Transocean Sedco Forex, Inc. | Dynamically positioned, concentric riser, drilling method and apparatus |
US20030070840A1 (en) * | 2001-02-15 | 2003-04-17 | Boer Luc De | Method and apparatus for varying the density of drilling fluids in deep water oil drilling applications |
WO2003023181A1 (en) * | 2001-09-10 | 2003-03-20 | Ocean Riser Systems As | Arrangement and method for regulating bottom hole pressures when drilling deepwater offshore wells |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
TNSN06119A1 (en) | 2007-11-15 |
DK1808569T3 (da) | 2010-11-08 |
EP2161404A3 (en) | 2010-04-14 |
US20090314544A1 (en) | 2009-12-24 |
AU2004286103A1 (en) | 2005-05-12 |
NO339557B1 (no) | 2017-01-02 |
US20060191716A1 (en) | 2006-08-31 |
EP1700000B1 (en) | 2008-04-23 |
ES2305892T3 (es) | 2008-11-01 |
EP1700000A1 (en) | 2006-09-13 |
US8176985B2 (en) | 2012-05-15 |
EG24344A (en) | 2009-02-11 |
ES2349789T3 (es) | 2011-01-11 |
US20050092522A1 (en) | 2005-05-05 |
EP2161404A2 (en) | 2010-03-10 |
NO20062254L (no) | 2006-07-28 |
DK2161404T3 (da) | 2012-12-17 |
AU2004286103B2 (en) | 2008-02-14 |
EP2161404B1 (en) | 2012-08-29 |
BRPI0416064A (pt) | 2007-01-02 |
DK1700000T3 (da) | 2008-07-28 |
EP1808569A2 (en) | 2007-07-18 |
ES2393434T3 (es) | 2012-12-21 |
US7032691B2 (en) | 2006-04-25 |
EP1808569B1 (en) | 2010-07-28 |
NO20160812L (no) | 2006-07-28 |
EP1808569A3 (en) | 2009-06-17 |
WO2005042917A1 (en) | 2005-05-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO338633B1 (no) | Fremgangsmåte for underbalansert brønnboring og system for å tilføre densitetsnedsettende fluid til en havbunnslokalitet | |
NO338632B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for styring av strømning av formasjonsfluid inn i et produksjonsrør i et borehull | |
US7237623B2 (en) | Method for pressurized mud cap and reverse circulation drilling from a floating drilling rig using a sealed marine riser | |
US6142236A (en) | Method for drilling and completing a subsea well using small diameter riser | |
NO330148B1 (no) | Fremgangsmate og apparat for a variere tettheten til boreslam ved anvendelse av dypvanns oljeboring. | |
US20190145202A1 (en) | Drilling System and Method | |
NO342580B1 (no) | Apparat samt system for styring av trykk inne i et stigerør under boreoperasjoner | |
NO340643B1 (no) | Dobbel BOP og felles stigerørssystem | |
BRPI1000811B1 (pt) | método de remoção de fluido | |
US20180245411A1 (en) | Method of operating a drilling system | |
US10125562B2 (en) | Early production system for deep water application | |
US20180258730A1 (en) | Integrated rotating control device and gas handling system for a marine drilling system | |
US20210148192A1 (en) | Ball valve capping stack | |
US11053755B2 (en) | Iron roughnecks for non-stop circulation system | |
AU2008201481B2 (en) | Underbalanced well drilling and production | |
NO158842B (no) | Anordning ved sloeyemaskiner for fisk. | |
NO160537B (no) | Avlederinnretning. |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |