NO340338B1 - Komparatorsystem til bruk med en låsesammenstilling for å låse et roterende styrehode og metode for å sammenligne fluidverdier til og fra låsesammenstillingen - Google Patents
Komparatorsystem til bruk med en låsesammenstilling for å låse et roterende styrehode og metode for å sammenligne fluidverdier til og fra låsesammenstillingen Download PDFInfo
- Publication number
- NO340338B1 NO340338B1 NO20071181A NO20071181A NO340338B1 NO 340338 B1 NO340338 B1 NO 340338B1 NO 20071181 A NO20071181 A NO 20071181A NO 20071181 A NO20071181 A NO 20071181A NO 340338 B1 NO340338 B1 NO 340338B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- value
- measured
- piston
- pressure
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 285
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 42
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 18
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 31
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 30
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 20
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 17
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 15
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 15
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 12
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 12
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 11
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 11
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 10
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 9
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 description 7
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 6
- 230000032258 transport Effects 0.000 description 6
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 5
- 210000004907 gland Anatomy 0.000 description 5
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 5
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000013461 design Methods 0.000 description 4
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 4
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 4
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000013013 elastic material Substances 0.000 description 3
- 239000013529 heat transfer fluid Substances 0.000 description 3
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 3
- 238000012552 review Methods 0.000 description 3
- 101100522110 Oryza sativa subsp. japonica PHT1-10 gene Proteins 0.000 description 2
- 101100522109 Pinus taeda PT10 gene Proteins 0.000 description 2
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 239000010720 hydraulic oil Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 150000002978 peroxides Chemical class 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 239000003566 sealing material Substances 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 101001081180 Homo sapiens Humanin-like 10 Proteins 0.000 description 1
- 102100027734 Humanin-like 10 Human genes 0.000 description 1
- 230000002528 anti-freeze Effects 0.000 description 1
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 239000012809 cooling fluid Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 229910001873 dinitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 1
- 239000003292 glue Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 239000000463 material Substances 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method 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
- 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
-
- 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
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/001—Cooling arrangements
-
- 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
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
- E21B47/10—Locating fluid leaks, intrusions or movements
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16J—PISTONS; CYLINDERS; SEALINGS
- F16J15/00—Sealings
- F16J15/16—Sealings between relatively-moving surfaces
- F16J15/32—Sealings between relatively-moving surfaces with elastic sealings, e.g. O-rings
- F16J15/324—Arrangements for lubrication or cooling of the sealing itself
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16K—VALVES; TAPS; COCKS; ACTUATING-FLOATS; DEVICES FOR VENTING OR AERATING
- F16K41/00—Spindle sealings
- F16K41/02—Spindle sealings with stuffing-box ; Sealing rings
- F16K41/04—Spindle sealings with stuffing-box ; Sealing rings with at least one ring of rubber or like material between spindle and housing
- F16K41/043—Spindle sealings with stuffing-box ; Sealing rings with at least one ring of rubber or like material between spindle and housing for spindles which only rotate, i.e. non-rising spindles
- F16K41/046—Spindle sealings with stuffing-box ; Sealing rings with at least one ring of rubber or like material between spindle and housing for spindles which only rotate, i.e. non-rising spindles for rotating valves
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Sealing Using Fluids, Sealing Without Contact, And Removal Of Oil (AREA)
- Sealing Devices (AREA)
- Mechanical Sealing (AREA)
- Supporting Of Heads In Record-Carrier Devices (AREA)
- Winding, Rewinding, Material Storage Devices (AREA)
- Automobile Manufacture Line, Endless Track Vehicle, Trailer (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Measuring Volume Flow (AREA)
- Underground Structures, Protecting, Testing And Restoring Foundations (AREA)
- Drilling And Boring (AREA)
- Snaps, Bayonet Connections, Set Pins, And Snap Rings (AREA)
Description
KOMPARATORSYSTEM TIL BRUK MED EN LÅSESAMMENSTILLING FOR Å LÅSE ET ROTERENDE STYREHODE OG METODE FOR Å SAMMENLIGNE FLUIDVERDIER TIL OG FRA LÅSESAMMENSTILLINGEN
Utførelser av den foreliggende oppfinnelse vedrører generelt en fremgangsmåte og et system for et roterende styrehode (control head) som brukes under et borearbeid. Nærmere bestemt vedrører oppfinnelsen et fjernlekkasjedeteksjonssystem og en fremgangsmåte for bruk av dette systemet. Den foreliggende oppfinnelse innbefatter også et lekkasjedeteksjonssystem for et låsesystem for låsing av den roterende styre-innretning til et hus.
Denne patentsøknad er en delvis videreføring av amerikansk patentsøknad nr. 10/285336, med tittel "Active/passive seal rotating control head", innlevert 31. oktober 2002, og amerikansk patentsøknad nr. 10/995980, med tittel "Riser rotating control device", innlevert 23. november 2004.
Det å bore et borehull for hydrokarboner krever bruk av mye arbeidskraft og utstyr. Følgelig søker man hele tiden å gjøre fremskritt for å redusere opphold i arbeidet (tid utstyret er ute av drift) og utføre eventuelle nødvendige reparasjoner raskt. Roterende utstyr krever vedlikehold, ettersom boremiljøet frembringer krefter, høye temperatu-rer og slipende borekaks som er ugunstig når det gjelder å sikre tetninger, lagre og pakningselementer en lang levetid.
Under et typisk borearbeid gjøres en borkrone fast til et borerør. Deretter roterer en drivenhet borerøret gjennom et drivelement kalt et drivrør, etter hvert som borerøret og borkronen drives nedover for å lage brønnhullet. I enkelte arrangementer brukes det ikke noe drivrør, og det er da mulig å feste drivenheten direkte på borerøret. Brønnhullets lengde bestemmes av hvor hydrokarbonformasjonene befinner seg. I mange tilfeller frembringer formasjonene et fluidtrykk som kan utgjøre en fare for borearbeiderne og utstyret dersom det ikke kontrolleres på riktig måte.
Det er flere komponenter som brukes for å kontrollere fluidtrykk. Typisk monteres det én eller flere utblåsingssikringer (UBIS) i brønnen, og disse danner en UBIS-stakk for stenging av brønnen. Særlig brukes en ringromssikring for selektiv stenging av de nedre deler av brønnen fra et rør som muliggjør utslipp av slam. I mange tilfeller an-bringes et tradisjonelt roterende styrehode over UBIS-stakken. En innvendig del eller element av det tradisjonelle roterende styrehode er utformet slik at det tetter mot og roterer med borerøret. Den innvendige del eller element innbefatter typisk minst ett indre tetningselement som er anbrakt med en flerhet av lagre i det roterende styrehode.
Det indre tetningselement kan bestå av enten én eller to passiv(e) tetningssammenstilling(er) eller aktiv(e) tetningssammenstilling(er), eller begge deler. Den aktive tetningssammenstilling kan aktiveres hydraulisk eller mekanisk. Som regel er det en hydraulikkrets som leverer hydraulikkfluid til den aktive tetning i det roterende styrehode. Hydraulikkretsen innbefatter typisk et reservoar som inneholder hydraulikkfluid, og en pumpe som overfører hydraulikkfluidet fra reservoaret og til det roterende styrehode. Idet hydraulikkfluidet strømmer inn i det roterende styrehode, skapes et trykk som aktiverer den aktive tetningssammenstilling. Trykket i den aktive tetningssammenstilling opprettholdes fortrinnsvis ved et høyere trykk enn brønntrykket. Hydraulikkretsen vil typisk motta inndata fra brønnhullet og tilføre den aktive tetningssammenstilling hydraulikkfluid for å opprettholde den ønskede trykkforskjell.
Under borearbeidet beveges borerøret aksialt og glidende gjennom det roterende styrehode. Borerørets aksialbevegelse vil sammen med andre krefter som opptrer under borearbeidet, hvorav noen omtales i det etterfølgende, forårsake slitasje på lager- og tetningssammenstillingen. Sammenstillingen vil etter hvert dermed trenge reparasjoner. Borerøret eller en del av dette trekkes typisk ut av brønnen, og lager- og tetningssammenstillingen i det roterende styrehode løsnes. Deretter kan lager- og tetningssammenstillingen løftes opp fra det roterende styrehode ved å benytte en lufttugger (trekkinnretning) eller annen løfteinnretning sammen med en borerørskop-ling på borestrengen. Lager- og tetningssammenstillingen skiftes ut eller omarbeides, sammenstillingen monteres i det roterende styrehode, og borearbeidet gjenopptas.
Aksialkraften fra brønnfluidtrykket, radialkreftene mot lagersammenstillingen og andre krefter gir opphav til en stor mengde varme i det tradisjonelle roterende styrehode. Varmen forårsaker slitasje på tetningene og lagrene, som så må repareres. Det tradisjonelle roterende styrehode vil typisk innbefatte et kjølesystem som sirkulerer fluid gjennom tetningene og lagrene for å transportere vekk varmen.
Det finnes tidligere kjente kjølesystemer for roterende styrehoder og roterende utblåsingssikringer. De amerikanske patenter nr. 5 178 215; 5 224 557 og 5 277 249 foreslår for eksempel bruk av en varmeveksler for kjøling av hydraulikkfluid for å redusere den innvendige temperatur i en roterende utblåsingssikring for å forlenge levetiden til de ulike lager- og tetningssammenstillinger som finnes i denne.
Figur 10 viser et system hvor hydraulikkfluid beveger seg gjennom tetningsholderen C i et roterende styrehode, generelt angitt ved RCH, i et enkelt gjennomløp for å kjøle ned øvre radialtetninger Sl og S2, men hvor fluidet er utenfor lagerdelen B. Amerikansk patent nr. 5 662 181, overdratt til rettighetserverver av foreliggende oppfinnelse, beskriver på lignende måte bruk av første innløps- og utløpsrørstykker for å sirkulere et fluid, dvs. nedkjølt vann og/eller frostvæske, som skal avkjøle øvre radialtetninger i et roterende styrehode. Et andre innløpsrørstykke for smøremiddel brukes for tilførsel av fluid som skal smøre ikke bare de øvre radialtetninger, men også øvre radiallagre, aksiallagre, nedre radiallagre og nedre radialtetninger, som alle er plassert under de øvre radialtetninger. (Se '181-patentet,kol. 5, In. 42 til kol. 6, In. 10, og kol. 7, In. 1-10.) Disse to separate fluider krever sitt eget strømningsutstyr, herunder hydraulikk-/pressluftrør.
Amerikansk patent 5 348 107 foreslår også en innretning for å sirkulere smøremiddel rundt i og gjennom innsiden av et borehode. Nærmere bestemt forslår man på figur 3 til 6 i '107-patentet å sirkulere smøremiddel til tetninger via en flerhet av passasjer i pakningsglanden. Disse pakningsglandpassasjer foreslås satt i fluidforbindelse med smøremiddelpassasjene, slik at smøremiddel fritt kan sirkulere til tetningene (se '107-patentet, kol. 3, In. 27-65).
Amerikansk patent nr. 6 554 016 og 6 749 172, overdratt til rettighetserverver av foreliggende oppfinnelse, foreslår en roterende utblåsingssikring med en første og andre fluidsmørings-, kjøle- og filtreringskrets som er atskilt ved hjelp av en tetning. Det foreslås å sette regulerbare åpninger i forbindelse med utløpet fra den første og andre fluidkrets for å regulere trykket i kretsene. Det fastslås at disse trykkene innvir-ker på slitasjehastigheten på tetningene og styrer slitasjehastigheten på én tetning i forhold til en annen tetning.
Amerikansk patent nr. 3 387 851 foreslår å anvende avstrykerpakninger ordnet i par (tandem) rundt et roterende brønnverktøy som kan heves eller senkes forbi avstry-kerpakningene. Den nedre avstrykerpakningen holdes forseglet mot det roterende verktøyet av brønntrykket, mens den øvre avstrykerpakningen holdes forseglet mot det roterende verktøyet ved hjelp av et ytre påført trykk i et kammer tildannet mellom de to pakningene. Det foreslås også å forsyne kammeret med midler for å påvise trykkforandringer i kammeret, noe som vil indikere en lekkasje ved én av pakningene. Det foreligger derfor et ønske om et bedre system for kjøling av radialtetningene og lagerdelen i et roterende styrehode med ett fluid. Dersom radialtetningene ikke kjøles godt nok, vil den lokale temperaturen ved tetningsflatene stige til man når tetnings-materialets temperaturgrense, og radialtetningen vil begynne å brytes ned. Jo raskere temperaturen stiger, desto kortere levetid vil radialtetningene ha. For å kunne oppnå en tilfredsstillende levetid for radialtetningene bør varmeuttakshastigheten være høy nok til at temperaturen ved tetningsflaten kan stabilisere seg ved en temperatur som ligger under tetningsmaterialet øvre grense.
For å beskytte radialtetningene i et roterende styrehode er det også ønskelig å kunne regulere trykkforskjellen over den øver radialtetning som skiller fluidet fra omgivelsene. Fluidtrykket ligger typisk ca. 1,4 MPa (200 psi) over brønnhullstrykket. Dette trykket utgjør trykkforskjellen over den øvre radialtetning. Radialtetninger har en PV-faktor, som er trykkforskjellen over tetningen ganger rotasjonshastigheten til den innvendige del eller det innvendige element i det roterende styrehode, i overflatefot pr. minutt. Ved overskridelse av denne verdien vil tetningen svikte tidligere enn beregnet. Altså representerer PV-faktoren grensen for hva det roterende styrehode kan forven-tes å yte når det gjelder trykk og omdreiningshastighet. Ved overskridelse av PV-faktoren vil det enten utvikles for mye varme gjennom friksjon mellom radialtetningene og det roterende, innvendige element, hvilket forårsaker nedbrytning av tetningsmaterialet, eller trykket vil presse radialtetningen inn i ringrommet mellom det roterende, innvendige element og det stasjonære, utvendige element, noe som vil gjøre skade på den deformerte tetning.
Dette PV/tetningsproblemet er som regel blitt løst ved å begrense et roterende styre-hodes omdreiningshastighet, trykk eller begge deler. Høyeste dynamiske, men sjelden forekommende, konstruksjonstrykk for et roterende styrehode er i dag ca. 17MPa (2500 psi). Enkelte selskaper gir ut diagrammer over forventet levealder for en radialtetning ved et bestemt trykk og en bestemt omdreiningshastighet. Det har tidligere også vært brukt en labyrintring mellom smøremiddelet og den øvre radialpakning for å redusere trykkforskjellen over den øvre radialtetning. Amerikansk patent nr. 6 227 547, overdratt til Kalsi Engineering, Inc. i Sugar Land, Texas, USA, forslår inndeling i trykktrinn og kjøling av tetninger.
Videre beskriver amerikansk patentsøknad nr. 10/995980 på figur 14 en fjernstyrings-skjerm 1400 med en hydraulikkfluidindikator 1488 som skal gi signal om at det eksisterer en fluidlekkasjesituasjon. Figur 18 i '980-søknaden beskriver videre at aktivering av alarmindikator 1480 og horn delvis baserer seg på at fluidlekkasjeindikatoren 1488 har vært aktivert en forhåndsbestemt tid.
Det eksisterer derfor et behov for et forbedret, kostnadseffektivt, roterende styrehode hvor det er mindre behov for reparasjon av tetningene i styrehodet, og et forbedret lekkasjedeteksjonssystem for å gi signal om lekkasjer forbi disse tetninger. Det eksisterer videre et behov for et kjølesystem for øvre radialtetninger i et roterende styrehode, hvor dette systemet er enkelt å implementere og vedlikeholde. Enn videre eksisterer det et behov for et forbedre roterende styrehode hvor PV-faktoren reduseres gjennom å regulere trykkforskjellen over den øverste av de øvre radialtetninger. Det eksisterer også et behov for et forbedret lekkasjedeteksjonssystem for det roterende styrehode og dets låsesystem.
Den beskrives generelt et system og en fremgangsmåte for å redusere behovet for reparasjon av et roterende styrehode, og et system og en fremgangsmåte for å påvise lekkasjer i det roterende styrehode og dets låsesystem.
Det beskrives spesielt et system og en fremgangsmåte for å kjøle et roterende styrehode samtidig som trykket mot den øverste av de øvre radialtetninger i det roterende styrehode reguleres for å redusere styrehodets PV-faktor. Det forbedrede roterende styrehode innbefatter et forbedret kjølesystem som bruker ett fluid for å kjøle radialtetningene og lagrene, kombinert med et radialtetningsbeskyttelsessystem med redusert PV-faktor.
Et system og en fremgangsmåte for lekkasjedeteksjon i henhold til den foreliggende oppfinnelse gjør bruk av en komparator (kontrollmåleapparat) for å sammenligne fluidverdier i og fra låsesammenstillingen i låsesystemet og/eller i og fra lagerdelen eller -systemet i det roterende styrehode.
Det beskrives også å tilveiebringe et system og en fremgangsmåte for å tette et rør i et roterende styrehode. Fremgangsmåten innbefatter det å tilføre det roterende styrehode fluid og aktivere en tetningsanordning for å tette om røret. Systemet og fremgangsmåten innbefatter videre det å sende et kjølemiddel gjennom det roterende styrehode samtidig som det opprettholdes en trykkforskjell mellom et fluidtrykk i det roterende styrehode og et brønnhullstrykk.
For å oppnå en mer detaljert forståelse av den foreliggende oppfinnelse vil man kunne få en mer utførlig beskrivelse av den ovenfor kort sammenfattede oppfinnelse ved å konsultere utførelser, hvorav enkelte er vist på de vedhengte tegninger. Det må imidlertid bemerkes at de vedhengte tegninger kun viser typiske utførelser av denne opp finnelse og følgelig ikke skal anses som begrensende for rammen av denne, idet oppfinnelsen vil kunne brukes i andre, like virkningsfulle utførelser. Fig. 1 er et vertikalsnitt som viser et roterende styrehode med en aktiv tetningssammenstilling plassert over en passiv tetningssammenstilling som er låst i et hus i henhold til den foreliggende oppfinnelse; Fig. 2A viser et roterende styrehode som avkjøles ved hjelp av en varmeveksler; Fig. 2B viser en skjematisk fremstilling av varmeveksleren; Fig. 3A viser et roterende styrehode som avkjøles ved hjelp av en gasstrøm; Fig. 3B viser en skjematisk fremstilling av gassen i en i alt vesentlig sirkelformet passasje; Fig. 4A viser et roterende styrehode som avkjøles ved hjelp av en fluidblanding; Fig. 4B viser en skjematisk fremstilling av fluidblandingen som sirkulerer i en i alt vesentlig sirkelformet passasje; Fig. 5A viser det roterende styrehode avkjølt ved hjelp av et kjølemedium; Fig. 5B viser en skjematisk fremstilling av kjølemediet som sirkulerer i en i alt vesentlig sirkelformet passasje; Fig. 6 viser et roterende styrehode som aktiveres ved hjelp av en stempelfor-sterker som står i forbindelse med brønnhullstrykket; Fig. 7A viser en alternativ utførelse av et roterende styrehode med en mekanisk ringromssikring (UBIS) omfattende en passiv tetningssammenstilling og en aktiv tetningssammenstilling, i ulåst stilling; Fig. 7B viser det roterende styrehode på figur 7A med ringromssikringen i en låst stilling; Fig. 8 viser en alternativ utførelse av et roterende styrehode med en passiv tetningssammenstilling plassert over en aktiv tetningssammenstilling i henhold til den foreliggende oppfinnelse; Fig. 9 er et vertikalsnitt som viser et roterende styrehode med to passive tetningssammenstillinger som er låst i et hus i henhold til den foreliggende oppfinnelse; Fig. 10 er en snittegning i større målestokk av et tidligere kjent roterende styrehodesystem hvor kjølefluid beveger seg gjennom tetningsholderen i et enkelt gjennomløp, men hvor fluidet befinner seg utenfor lagerdelen; Fig. 11 er en snittegning i større målestokk av et roterende styrehodesystem hvor luft beveger seg gjennom en passasje tilsvarende passasjen som vises på ovennevnte figur 2A og 2B; Fig. 12 er en snittegning i større målestokk av et roterende styrehode hvor hydraulikkfluid beveger seg gjennom tetningsholderen for å avkjøle de øv-re radialtetninger i et enkelt gjennomløp; Fig. 13 er en snittegning i større målestokk som viser trinnvis inndeling av trykk mot radialtetninger i et roterende styrehode i henhold til den foreliggende oppfinnelse, herunder regulering av trykk mellom en øverste av de øvre radialtetninger og en, for høy strømning konstruert, nederste av de øvre radialtetninger; Fig. 14 er en snittegning i større målestokk av en flerløpsvarmeveksler for et roterende styrehode i henhold til den foreliggende oppfinnelse, hvor et hydraulikkfluid både transporteres gjennom lagerdelen og går flere ganger rundt radialtetningene; Fig. 15A og 15B er skjematiske fremstillinger av det foretrukne hydraulikksystem for den foreliggende oppfinnelse; Fig. 16 er et flytskjema for drift av hydraulikksystemet på figur 15 ifølge den foreliggende oppfinnelse; Fig. 17 er en fortsettelse av flytskjemaet på figur 16; Fig. 18 er en fortsettelse av flytskjemaet på figur 17; Fig. 19 er et flytskjema for en delrutine for styring av trykket i lagerdelen av det roterende styrehode ifølge den foreliggende oppfinnelse; Fig. 20 er en fortsettelse av flytskjemaet på figur 19; Fig. 21 er en fortsettelse av flytskjemaet på figur 20; Fig. 22 er en fortsettelse av flytskjemaet på figur 21; Fig. 23 er et flytskjema for en delrutine for styring av enten trykket i låsesystemet i huset, for eksempel som vist på figur 1 og 9, eller trykket mot radialtetningene, som vist på figur 13, ifølge den foreliggende oppfinnelse; Fig. 24 er en fortsettelse av flytskjemaet på figur 23; Fig. 25 er en plantegning av et kontrollpanel i henhold til den foreliggende oppfinnelse; Fig. 26 er et vertikalsnitt i større målestokk av en låsesammenstilling i låst stilling, med en perpendikulær åpning som kommuniserer over en stempel-indikatorventil som er vist i stengt stilling; og Fig. 27 ligner figur 26, men er utført ved et annet snitt for å vise en annen perpendikulær åpning som kommuniserer under den stengte stempelindika-torventil.
Den foreliggende oppfinnelse vedrører generelt et roterende styrehode til bruk sammen med en borerigg. En innvendig del eller element av det roterende styrehode er
typisk utformet for å tette rundt et roterende rør og rotere med røret gjennom bruk av et innvendig tetningselement og lagre. I tillegg vil den innvendige del av det roterende styrehode gjøre det mulig for røret å bevege seg aksialt og glidende gjennom det roterende styrehode på boreriggen.
Figur 1 er et tverrsnitt som viser det roterende styrehode, generelt angitt ved 100, i henhold til den foreliggende oppfinnelse. Det roterende styrehode 100 innbefatter fortrinnsvis en aktiv tetningssammenstilling 105 og en passiv tetningssammenstilling 110. Begge tetningssammenstillingene 105, 110 innbefatter komponenter som roterer i forhold til et hus 115. De komponenter som roterer i det roterende styrehode, er anbrakt for rotasjon om en flerhet av lagre 125.
Som vist, innbefatter den aktive tetningssammenstilling 105 et hus 135 som bærer en blære ("blærehus"), hvilket hus er anbrakt innenfor flerheten av lagre 125. Blærehuset 135 brukes til anbringelse av blære 130. Under hydraulisk trykk vil blæren 130, som beskrevet nedenfor, bevege seg radialt innover for å tette rundt et rør, som for eksempel et borerør (ikke vist). På denne måten kan blære 130 utvide seg for å stenge et borehull ved bruk av det roterende styrehode 100.
Som vist på figur 1, er det en øvre 140 og nedre 145 hette som passer over henholdsvis øvre og nedre ende av blæren 130, slik at blæren 130 holdes fast i blærehuset 135. Øvre og nedre hette 140, 145 holdes typisk på plass ved hjelp av en settskrue (ikke vist). En øvre og en nedre tetning 155, 160 sperrer av kammer 150, som fortrinnsvis avgrenses radialt utenfor blære 130 og radialt innenfor blærehuset 135.
Som regel tilføres kammeret 150 fluid ved et regulert trykk for å aktivere blæren 130. Hydraulisk regulering vil bli vist og beskrevet under henvisning til figur 2 til 6. Den hydrauliske regulering vil i hovedsak opprettholde og overvåke hydraulikktrykket i trykkammer 150. Den hydrauliske regulering vil fortrinnsvis holde hydraulikktrykk Pl på mellom 0 og 1,4 MPa (0 - 200 psi) over et brønnhullstrykk P2. Blæren 130 er laget av et elastisk materiale, slik at blæreoverflaten 175 kan presse mot røret med omtrent samme trykk som hydraulikktrykket Pl. Som følge av blærens elastisitet egner den seg også til å tette rundt ujevne rørstrenger, som for eksempel et sekskantet drivrør. I dette henseendet opprettholder den hydraulisk regulering trykkforskjellen mellom trykkammeret 150 ved trykk Pl og brønnhullstrykket P2. Den aktive tetningssammenstilling 105 innbefatter også bærefingre 180 som støtter blæren 130 på det mest be-lastede område av tetningen mellom fluidtrykk Pl og omgivelsestrykket.
Den hydrauliske regulering kan brukes til å deaktivere blæren 130 og la den aktive tetningssammenstilling 105 utløse tetningen rundt røret. Fluid i kammeret 150 vil som regel dreneres til et hydraulikkreservoar (ikke vist) og dermed redusere trykket Pl. Deretter mister blæreoverflaten 175 kontakten med røret idet blæren 130 deaktiveres og beveger seg radialt utover. På denne måten kan tetningen rundt røret løses ut, slik at røret kan fjernes fra det roterende styrehode 100.
I den utførelse som vises på figur 1, er den passive tetningssammenstilling 110 funksjonsmessig gjort fast til blærehuset 135, hvilket gjør det mulig for den passive tetningssammenstilling 110 å rotere med den aktive tetningssammenstilling 105. Det kreves ikke noe fluid for å operere den passive tetningssammenstilling 110; i stedet gjør den bruk av trykk P2 for å lage en tetning rundt røret. Den passive tetningssammenstilling 110 er utformet og anordnet med en aksialt nedover avsmalnende form, hvilket gjør at trykket P2 kan virke mot en konisk flate 195 og lukke den passive tetningssammenstilling 110 om røret. I tillegg har den passive tetningssammenstilling 110 en innvendig diameter 190 som er mindre enn rørets utvendige diameter, slik at man fåren presspasning mellom røret og den passive tetningssammenstilling 110.
Figur 2A viser et roterende styrehode 200 som kjøles ved hjelp av varmeveksler 205. Tegningen viser en generell utførelse av det roterende styrehode 200 for å illustrere denne utførelse av oppfinnelsen, slik at denne utførelse dermed kan gjelde ulike typer roterende styrehoder. En hydraulisk reguleringsanordning 210 leverer fluid til det roterende styrehode 200. Den hydrauliske reguleringsanordning 210 innbefatter typisk et reservoar 215 som inneholder fluid, en pumpe 220 som transporterer fluidet fra reservoaret 215 til det roterende styrehode 200, og en ventil 225 som fjerner overtrykk i det roterende styrehode 200.
Den hydrauliske reguleringsanordning 210 leverer vanligvis fluid som skal aktivere en blære 230 og smøre en flerhet av lagre 255. Ved innstrømming i en åpning 235 føres fluidet videre til flerheten av lagre 255 og et kammer 240. Etter hvert som kammeret 240 fylles med fluid, skapes det et trykk Pl. Trykket Pl virker mot blæren 230 og får denne til å utvide seg radialt innover for å tette rundt en rørstreng (ikke vist). Trykket Pl holdes vanligvis ved mellom 0 og 1,4 MPa (0 - 200 psi) over et brønnhullstrykk P2.
Det roterende styrehode 200 kjøles ved hjelp av varmeveksleren 205. Varmeveksleren 205 er utformet og anordnet slik at den fjerner varme fra det roterende styrehode 200 ved å føre en gass, som for eksempel luft, inn i et innløp 265 ved lav temperatur og deretter overføre varmeenergi fra en flerhet av radialtetninger 275A og 275B og flerheten av lagre 255 til gassen idet gassen strømmer gjennom varmeveksleren 205. Deretter strømmer gassen ut av varmeveksleren 205 gjennom et utløp 270 ved en høyere temperatur. Gass blir vanligvis pumpet inn i innløpet ved hjelp av en blåseinnretning (ikke vist). Det kan imidlertid brukes andre midler for å føre gass til innløpet 265, så lenge disse er i stand til å levere en tilstrekkelig mengde gass til varmeveksleren 205. Figur 2B viser en skjematisk fremstilling av varmeveksleren 205. Som vist, omfatter varmeveksleren 205 en passasje 280 med en flerhet av i alt vesentlig rettvinklede (square) svinger. Passasjen 280 er anordnet slik at varmeveksleren 205 dekker størst mulig flateinnhold. Lavtemperaturgassen som strømmer inn i innløpet 265, strømmer gjennom passasjen 280 i den retning som vises ved hjelp av pil 285. Etter hvert som gassen sirkulerer gjennom passasjen 280, vil gassens temperatur øke etter som varmen fra det roterende styrehode 200 overføres til gassen. Høytemperaturgassen strømmer ut av utløpet 270 som vist ved hjelp av pilens 285 retning. På denne måten overføres varmen som utvikles i det roterende styrehode 200, til gassen som strøm-mer gjennom varmeveksleren 205. Figur 3A viser et roterende styrehode 300 som kjøles ned ved hjelp av en gass. Tegningen viser en generell utførelse av det roterende styrehode 300 for å illustrere denne utførelse av oppfinnelsen, slik at denne utførelse dermed kan gjelde ulike typer roterende styrehoder. En hydraulisk reguleringsanordning 310 leverer fluid til det roterende styrehode 300. Den hydrauliske reguleringsanordning 310 innbefatter typisk et reservoar 315 som inneholder fluid, og en pumpe 320 som transporterer fluidet fra reservoaret 315 og til det roterende styrehode 300. I tillegg innbefatter den hydrauliske reguleringsanordning 310 en ventil 345 som avlaster overtrykk i det roterende styrehode 300.
Den hydrauliske reguleringsanordning 310 leverer vanligvis fluid som skal aktivere en blære 330 og smøre en flerhet av lagre 355. Mens fluid strømmer inn i en åpning 335 føres en del av fluidet videre til flerheten av lagre 355 og en annen del brukes til å fylle et kammer 340. Etter hvert som kammeret 340 fylles med fluid, skapes det et trykk Pl. Trykket Pl virker mot blæren 330 og får denne til å utvide seg radialt innover for å tette rundt et rørstreng (ikke vist). Trykket Pl holdes vanligvis ved mellom 0 og 1,4 MPa (0 - 200 psi) over et brønnhullstrykk P2. Dersom brønnhullstrykket P2 faller, kan trykket Pl avlastes gjennom ventil 345 ved å fjerne noe av fluidet fra kammeret 340.
Det roterende styrehode 300 kjøles ned ved hjelp av en gasstrøm gjennom en i alt vesentlig sirkelformet passasje 380 gjennom en øvre del av det roterende styrehode 300. Den sirkelformede passasje 380 er utformet og anordnet slik at den fjerner varme fra det roterende styrehode 300 ved at en gass som for eksempel luft, føres inn gjennom et innløp 365 ved en lav temperatur, varmeenergi overføres til gassen, og gassen får så strømme ut gjennom et utløp 370 ved en høy temperatur. Varmeenergien overføres fra en flerhet av radialtetninger 375A og 375B og flerheten av lagre 355 når gassen strømmer gjennom den sirkelformede passasje 380. Gassen pumpes typisk til innløpet 365 ved hjelp av en blåseinnretning (ikke vist). Det kan imidlertid brukes andre midler for å føre gass til innløpet 365, så lenge disse er i stand til å levere en tilstrekkelig mengde gass til den i alt vesentlig sirkelformede passasje 380.
Figur 3B viser en skjematisk fremstilling av gassen som strømmer gjennom den i alt vesentlig sirkelformede passasje 380. Den sirkelformede passasje 380 er anordnet slik at den sirkelformede passasje 380 dekker størst mulig flateinnhold. Lavtemperaturgassen som strømmer inn i innløpet 365, strømmer gjennom den sirkelformede passasje 380 i den retning som angis ved hjelp av pil 385. Etter hvert som gassen sirkulerer gjennom passasjen 380, vil gassens temperatur øke etter som varmen fra det roterende styrehode 300 overføres til gassen. Høytemperaturgassen strømmer ut av utlø-pet 370 som vist ved hjelp av pilens 385 retning. På denne måten fjernes varmen som utvikles av det roterende styrehode 300, slik at det roterende styrehode 300 kan fungere slik det skal.
I en alternativ utførelse kan det roterende styrehode 300 fungere uten bruk av en sirkelformet passasje 380. Med andre ord vil det roterende styrehode 300 kunne fungere slik det skal uten fjerning av varme fra flerheten av radialtetninger 375A og 375B og flerheten av lagre 355. Denne alternative utførelse anvendes typisk når brønnhulls-trykket P2 er forholdsvis lavt.
Figur 4A og 4B viser et roterende styrehode 400 som kjøles ned ved hjelp av en fluidblanding. Tegningen viser en generell utførelse av det roterende styrehode 400 for å illustrere denne utførelse av oppfinnelsen, slik at denne utførelse dermed kan gjelde
ulike typer roterende styrehoder. En hydraulisk reguleringsanordning 410 leverer fluid til det roterende styrehode 400. Den hydrauliske reguleringsanordning 410 innbefatter typisk et reservoar 415 som inneholder fluid, og en pumpe 420 som transporterer fluidet fra reservoaret 415 og til det roterende styrehode 400. I tillegg innbefatter den
hydrauliske reguleringsanordning 410 en ventil 445 som avlaster overtrykk i det roterende styrehode 400. På samme måte som hydraulisk reguleringsanordning 310, leverer hydraulisk reguleringsanordning 410 fluid som skal aktivere en blære 430 og smøre en flerhet av lagre 455.
Det roterende styrehode 400 kjøles ved hjelp av en fluidblanding som sirkuleres gjennom en i alt vesentlig sirkelformet passasje 480 på en øvre del av det roterende styrehode 400. I den viste utførelse består fluidblandingen fortrinnsvis av vann eller en vann/glykolblanding. Det kan imidlertid benyttes andre fluidblandinger, så lenge fluidblandingen er i stand til å sirkulere gjennom den sirkelformede passasje 480 og redusere varmen i det roterende styrehode 400.
Den sirkelformede passasje 480 er utformet og anordnet slik at den fjerner varme fra det roterende styrehode 400 ved at fluidblandingen føres inn gjennom et innløp 465 ved en lav temperatur, varmeenergi overføres til fluidblandingen, og fluidblandingen får så strømme ut gjennom et utløp 470 ved en høy temperatur. Varmeenergien over-føres fra en flerhet av radialtetninger 475A og 475B og flerheten av lagre 455 når fluidblandingen sirkulerer gjennom den sirkelformede passasje 480. Fluidblandingen pumpes fortrinnsvis inn i innløpet 465 gjennom et fluidkretsløp 425. Fluidkretsløpet 425 omfatter et reservoar 490 som inneholder fluidblandingen, og en pumpe 495 som sirkulerer fluidblandingen gjennom det roterende styrehode 400. Figur 4B viser en skjematisk fremstilling av fluidet som sirkulerer i den i alt vesentlig sirkelformede passasje 480. Den sirkelformede passasje 480 er anordnet slik at den sirkelformede passasje 480 dekker størst mulig flateinnhold. Lavtemperaturfluidet som strømmer inn i innløpet 465, strømmer gjennom den sirkelformede passasje 480 i den retning som angis ved hjelp av pil 485. Etter hvert som fluidet sirkulerer gjennom passasjen 480, vil fluidets temperatur øke etter som varmen fra det roterende styrehode 400 overføres til fluidet. Høytemperaturfluidet strømmer ut av utløpet 470 som vist ved hjelp av pilens 485 retning. Pa denne måten fjernes varmen som utvikles av det roterende styrehode 400, slik at det roterende styrehode 400 kan fungere slik det skal. Figur 5A og 5B viser et roterende styrehode 500 som kjøles ved hjelp av et kjølemedi-um. Tegningen viser en generell utførelse av det roterende styrehode 500 for å illustrere denne utførelse av oppfinnelsen, slik at denne utførelse dermed kan gjelde ulike typer roterende styrehoder. En hydraulisk reguleringsanordning 510 leverer fluid til det roterende styrehode 500. Den hydrauliske reguleringsanordning 510 innbefatter typisk et reservoar 515 som inneholder fluid, og en pumpe 520 som transporterer fluidet fra reservoaret 515 og til det roterende styrehode 500. I tillegg innbefatter den hydrauliske reguleringsanordning 510 en ventil 545 som avlaster overtrykk i det roterende styrehode 500. På samme måte som hydraulisk reguleringsanordning 310, leverer hydraulisk reguleringsanordning 510 fluid som skal aktivere en blære 530 og smøre en flerhet av lagre 555.
Det roterende styrehode 500 kjøles ved hjelp av et kjølemedium som sirkuleres gjennom en i alt vesentlig sirkelformet passasje 580 i en øvre del av det roterende styrehode 500. Den sirkelformede passasje 580 er utformet og anordnet slik at den fjerner varme fra det roterende styrehode 500 ved at kjølemediet føres inn gjennom et innløp 565 ved en lav temperatur, varmeenergi overføres til kjølemediet, og kjølemediet får så strømme ut gjennom et utløp 570 ved en høy temperatur. Varmeenergien overfø-res fra en flerhet av radialtetninger 575A og 575B og flerheten av lagre 555 når kjø-lemediet sirkulerer gjennom den sirkelformede passasje 580. Kjølemediet føres fortrinnsvis inn i innløpet 565 gjennom en kjølemedium krets 525. Kjølemediumkretsen 525 omfatter et reservoar 590 som inneholder kjølemedium i dampform. En kompres-sor 595 trekker av det dampformige kjølemedium fra reservoaret 590 og komprimerer dette til et væskeformig kjølemedium. Deretter føres det væskeformige kjølemedium videre til en ekspansjonsventil 560. På dette punkt vil ekspansjonsventilen 560 om-danne det væskeformige kjølemedium ved lav temperatur til et dampformig kjøleme-dium ved lav temperatur idet kjølemediet strømmer inn i innløp 565. Figur 5B viser en skjematisk fremstilling av det dampformige kjølemedium som sirkulerer i den i alt vesentlig sirkelformede passasje 580. Den sirkelformede passasje 580 er anordnet i en bue på ca. 320°, slik at den sirkelformede passasje 580 dekker størst mulig flateinnhold. Det dampformige lavtemperaturkjølemedium som strømmer inn i innløpet 565, strømmer gjennom den sirkelformede passasje 580 i den retning som angis ved hjelp av pil 585. Etter hvert som det dampformige kjølemedium sirkulerer gjennom passasjen 580, vil kjølemediets temperatur øke etter som varmen fra det roterende styrehode 500 overføres til det dampformige kjølemedium. Det dampformige høytemperaturkjølemedium strømmer ut av utløpet 570 som vist ved hjelp av pilens 585 retning. Deretter støter det dampformige høytemperaturkjølemedium varmen ut til omgivelsene via en varmeveksler (ikke vist) og strømmer tilbake til reservoaret 590. På denne måten fjernes varmen som utvikles av det roterende styrehode 500, slik at det roterende styrehode 500 kan fungere slik det skal. Figur 6 viser et roterende styrehode 600 som aktiveres ved hjelp av en stempelfor-sterkerkrets 610 som står i forbindelse med et brønnhull 680. Tegningen viser en generell utførelse av det roterende styrehode 600 for å illustrere denne utførelse av oppfinnelsen, slik at denne utførelse dermed kan gjelde ulike typer roterende styrehoder. Stempelforsterkerkretsen 610 leverer fluid til det roterende styrehode 600. Stempel-forsterke r kretsen 610 omfatter typisk et hus 645 og en stempelanordning 630. Stempelanordningen, generelt angitt ved 630, utgjøres av et stort stempel 620 og et mindre stempel 615. Stemplene 615, 620 er utformet og anordnet slik at de opprettholder en trykkforskjell mellom et hydraulikktrykk Pl og et brønnhullstrykk P2. Med andre ord er stemplene 615, 620 utformet med et bestemt overflateforhold for å opprettholde en trykkforskjell på omkring 1,4 MPa (200 psi) mellom hydraulikktrykket Pl og brønnhullstrykket P2, hvorved Pl kan være ca. 1,4 MPa (200 psi) høyere enn P2. Stempelanordningen 630 er anbrakt på en slik måte i huset 645 at det dannes et øvre 660 og et nedre 685 kammer. I tillegg er det anordnet en flerhet av tetningselementer 605, 606 rundt de respektive stempler 615, 620 for å oppnå fluidbestandig tetting mellom kamrene 660, 685.
Stempelforsterkerkretsen 610 besørger på mekanisk vis hydraulikktrykk Pl for aktivering av en blære 650. Først blir det øvre kammer 660 fylt med fluid og stengt. Brønn-fluid fra brønnhullet 680 står i fluidforbindelse med det nedre kammer 685. Etter hvert som brønnhullstrykket P2 øker, vil derfor mer brønnfluid føres inn i det nedre kammer 685 og skape et trykk i det nedre kammer 685. Trykket i det nedre kammer 685 får stempelanordningen 630 til å bevege seg oppover i aksialretningen, hvilket tvinger fluid i det øvre kammer 660 til å strømme inn i åpning 635 og sette kammer 640 un der trykk. Etter hvert som kammer 640 fylles med fluid, øker trykket Pl, hvilket får blæren 650 til å bevege seg innover i radialretningen for å tette rundt et rør (ikke vist). På denne måten aktiveres blæren 650, slik at det roterende styrehode 600 kan tette rundt et rør.
Et fluid som for eksempel vann/glykol, sirkuleres gjennom det roterende styrehode 600 ved hjelp av en fluidkrets 625. Varme på det roterende styrehode 600 fjernes typisk ved å føre fluidet inn gjennom et innløp 665 ved en lav temperatur, varmeenergi overføres til gassen, og fluidet får så strømme ut gjennom et utløp 670 ved en høy temperatur. Varmeenergien overføres fra en flerhet av radialtetninger 675A og 675B og flerheten av lagre 655 når fluidet sirkulerer gjennom det roterende styrehode 600. Fluidet pumpes fortrinnsvis inn i innløpet 665 gjennom fluidkretsen 625. Fluidkretsen 625 omfatter som regel et reservoar 690 som inneholder fluidet, og en pumpe 495 som sirkulerer fluidet gjennom det roterende styrehode 600.
I en annen utførelse står stempelforsterkerkretsen 610 i fluidforbindelse med en nitro-gengasskilde (ikke vist). I denne utførelse vil en trykkgiver (ikke vist) måle brønn-hullstrykket P2 og så injisere nitrogen i det nedre kammer 685 ved samme trykk som trykk P2. Nitrogentrykket i det nedre kammer 685 kan reguleres etter hvert som brønnhullstrykket forandrer seg, for derved å opprettholde den ønskede trykkforskjell mellom hydraulikktrykk Pl og brønnhullstrykk P2.
Figur 7A viser en alternativ utførelse av et roterende styrehode 700 i en ulåst stilling. Det roterende styrehode 700 er utformet og anordnet på tilsvarende måte som det roterende styrehode 100 som vises på figur 1. For å gjøre det enkelt er derfor like komponenter som fungerer på samme måte, angitt ved samme henvisningstall som i roterende styrehode 100. Hovedforskjellen mellom det roterende styrehode 700 og roterende styrehode 100 er den aktive tetningssammenstilling.
Som vist på figur 7A, innbefatter det roterende styrehode 700 en aktiv tetningssammenstilling, generelt angitt ved henvisningstall 705. Den aktive tetningssammenstilling 705 innbefatter en hovedtetning 735 som beveger seg innover i radialretningen når et stempel 715 presser seg mot en konisk overflate på tetningen 735. Hovedtetningen 735 er laget av et elastisk materiale som gjør det mulig å tette rundt en ujevn rørs-treng som for eksempel et sekskantet drivrør. Tetningen 735 er i sin øvre ende forbundet med en toppring 710.
Den aktive tetningssammenstilling 705 innbefatter et øvre kammer 720 og et nedre kammer 725. Det øvre kammer er dannet mellom stempelet 715 og et stempelhus 740. For å kunne bevege det roterende styrehode 700 fra en ulåst eller løsnet stilling til en låst eller tettet stilling, pumpes fluid gjennom åpning 745 og inn i et øvre kammer 720. Etter hvert som det øvre kammer 720 fylles med fluid, vil det trykk som oppstår virke mot den nedre ende av stempelet 715 og drive stempelet 715 oppover i aksialretningen mot toppringen 710. Samtidig vil stempelet 715 presse seg inn mot den koniske del av hovedtetningen 735 og få tetningen 735 til å bevege seg innover i radialretningen for å tette mot røret (ikke vist). På denne måten kommer den aktive tetningssammenstilling 705 i låst eller tettet stilling, som vist på figur 7B.
Som vist på figur 7B, har stempelet 715 beveget seg oppover i aksialretningen til kontakt med toppringen 710, og hovedtetningen 735 har beveget seg innover i radialretningen. For å bevege den aktive tetningssammenstilling 705 fra låst stilling og til ulåst stilling, pumpes fluid ut gjennom åpning 755 og inn i det nedre kammer 725. Etter hvert som kammeret fylles, skaper fluidet et trykk som virker mot overflate 760 for å drive stempelet 715 nedover i aksialretningen, slik at hovedtetningen 735 kan bevege seg utover i radialretningen, som vist på figur 7A.
Figur 8 viser en alternativ utførelse av et roterende styrehode 800 i henhold til den foreliggende oppfinnelse. Det roterende styrehode 800 er satt sammen av tilsvarende komponenter som de i det roterende styrehode 100, vist på figur 1. For å gjøre det enkelt er derfor like komponenter som fungerer på samme måte, angitt med samme henvisningstall som i roterende styrehode 100. Hovedforskjellen mellom det roterende styrehode 800 og roterende styrehode 100 er plasseringen av den aktive tetningssammenstilling 105 og den passive tetningssammenstilling 110.
Som vist på figur 8, er den passive tetningssammenstilling 110 anordnet over den aktive tetningssammenstilling 105. Den passive tetningssammenstilling 110 er funksjonsmessig knyttet til blærehuset 135, hvilket gjør det mulig for den passive tetningssammenstilling 110 å rotere med den aktive tetningssammenstilling 105. Den passive tetningssammenstilling 110 er utformet og anordnet med en nedoverpekende kjegleform, slik at trykket i det roterende styrehode 800 kan virke mot den koniske overflate 195 og lukke den passive tetningssammenstilling 110 rundt røret (ikke vist). I tillegg innbefatter den passive tetningssammenstilling 110 en innvendig diameter 190 som er mindre enn rørets utvendige diameter, slik at man får en presspasning mellom røret og den passive tetningssammenstilling 110.
Som vist, innbefatter den aktive tetningssammenstilling 105 blærehuset 135 anbrakt på flerheten av lagre 125. Blærehuset 135 brukes til anbringelse av blæren 130. Under hydraulikktrykk beveger blæren 130 seg innover i radialretningen for å tette rundt et rør som for eksempel et borerør (ikke vist). Kammeret 150 tilføres som regel fluid ved et kontrollert trykk for å aktivere blæren 130. I all vesentlighet er det en hydraulisk reguleringsanordning (ikke vist) som opprettholder og overvåker hydraulikktrykket i kammeret 150. Den hydrauliske reguleringsanordning holder fortrinnsvis hydraulikktrykket Pl ved mellom 0 og 1,4 MPa (0 - 200 psi) over brønnhullstrykket P2. Blæren 130 er laget av et elastisk materiale som gjør det mulig for blæreoverflaten 175 å presse mot røret ved omtrent samme trykk som hydraulikktrykket Pl.
Den hydrauliske reguleringsanordning kan brukes for å deaktivere blæren 130 og la den aktive tetningssammenstilling 105 utløse tetningen rundt røret. Fluidet i kammeret 150 dreneres som regel til et hydraulikkreservoar (ikke vist), og dermed reduseres trykket Pl. Deretter mister blæreoverflaten 175 kontakten med røret etter hvert som blæren 130 deaktiveres og beveger seg utover i radialretningen. På denne måten utlø-ses tetningen rundt røret, slik at røret kan fjernes fra det roterende styrehode 800.
Figur 9 viser en annen utførelse av et roterende styrehode, generelt angitt ved 900. Det roterende styrehode 900 er generelt satt sammen av tilsvarende komponenter som de i det roterende styrehode 100, vist på figur 1. For å gjøre det enkelt er derfor like komponenter som fungerer på samme måte, angitt ved samme henvisningstall som i det roterende styrehode 100. Hovedforskjellen mellom det roterende styrehode 900 og det roterende styrehode 100 er bruken av to passive tetningssammenstillinger 110, et alternativt kjølesystem som bruker ett fluid for å kjøle ned radialtetningene og lagrene, kombinert med et trykkbeskyttelsessystem for radialtetningene, og et sekundærstempel SP som kommer som et tillegg til primærstempelet P, og som driver stempelet P til ulåst stilling. Disse forskjellene vil bli beskrevet i detalj i det etterføl-gende.
Selv om figur 9 viser det roterende styrehode 900 låst i et hus H over en avleder D, ser man for seg at de roterende styrehoder som er vist på figurene, vil kunne plasse-res i et hvilket som helst hus eller stigerør som beskrevet i amerikanske patenter nr. 6 138 774; 6 263 982; 6 470 975; amerikansk patentsøknad nr. 10/281534, innlevert 28. oktober 2002 og publisert 12. juni 2003 under amerikansk patentsøknad nr. 2003-0106712-A1, eller amerikansk patentsøknad nr. 10/995980, innlevert 23. november 2004.
Som vist på figur 9, er begge de passive tetningssammenstillinger 110 funksjonsmessig gjort fast til huset 135 som bærer det innvendige element, slik at de passive tetningssammenstillinger kan rotere sammen. De passive tetningssammenstillinger 110 er utformet og anordnet med en aksialt nedoverpekende kjegleform, slik at brønn- hullstrykket P2 i det roterende styrehode 900 kan virke mot kjegleflatene 195 for å lukke de passive tetningssammenstillinger 110 om røret T. I tillegg har de passive tetningssammenstillinger 110 innvendige diametere som er mindre enn rørets T utvendige diameter, slik at man får en presspasning mellom røret og de passive tetningssammenstillinger 110. Figur 11 beskriver et kjølesystem hvor luft strømmer inn i en passasje formet som en labyrint L i et roterende styrehode RCH, tilsvarende passasjen som er vist på figur 2A og 2B ifølge den foreliggende oppfinnelse. Figur 12 viser et kjølesystem hvor hydraulikkfluid som beveger seg gjennom innløp I og til utløp O, brukes til kjøling av de øvre radialtetninger Sl og S2 med en tetningsholder i et roterende styrehode RCH.
Idet det henvises til figur 9, 13 og 14, kjøles det roterende styrehode 900 ved hjelp av en varmeveksler generelt angitt ved 905. Som lettest kan sees på figur 13 og 14, er varmeveksleren 905 utformet og anordnet slik at den fjerner varme fra det roterende styrehode 900 ved bruk av et fluid, for eksempel et oljeaktig, brennbart stoff. Ett slikt oljeaktig, brennbart stoff er en hydraulikkolje, for eksempel Mobil 630 ISO 90-vekt olje. Dette fluidet føres inn i innløp 965 ved en lav temperatur og overfører deretter varme fra den øverste av de øvre radialtetninger 975A og nederste av de øvre radialtetninger 975B, via tetningsholder 982A og dennes varmeoverføringsflater 982A' og en flerhet av lagre, herunder lagre 955, til fluidet idet fluidet passerer gjennom varmeveksleren 905 og, som lettest kan sees på figur 14, til utløp 970.
Især kjøles de øvre radialtetninger 975A og 975B ned ved å sirkulere hydraulikkfluidet, fortrinnsvis olje, inn og ut av lagerdelen B og gjøre flere passeringer rundt tetningene 975A og 975B gjennom en sammenhengende spiralrenne 980C i tetningshu-set 982B, hvilket lettest kan sees på figur 9, 13 og 14. Ettersom hydraulikkfluidet som strømmer gjennom passasjen eller rennen 980C, er det samme fluid som brukes til å trykksette lagerdelen B, kan fluidet sirkuleres nær og med radialtetningene 975A og 975B for å forbedre varmeoverføringsegenskapene. Selv om den viste utførelse gjør bruk av en sammenhengende spiralrenne 980C, kan man se for seg andre utførelser for andre fremgangsmåter hvor det gjøres flere passeringer med ett fluid inntil og i fluidforbindelse med radialtetningene.
Som lettest kan sees på figur 14, innbefatter passasjen i varmeveksler 905 innløps-passasje 980A, utløpspassasje 980B og en renne 980C som går i spiral mellom den nedre del av innløpspassasje 980A og den øvre del av utløpspassasje 980B. Denne flerhet av løp inntil radialtetningene 975A og 975B maksimerer flatearealet som dek-kes av varmeveksleren 905. Hydraulikkoljen ved lav temperatur som strømmer inn i innløp 965, strømmer gjennom passasjen i den retning som vises ved hjelp av piler 985. Etter hvert som oljen sirkulerer gjennom passasjen, vil oljens temperatur øke etter som varme fra det roterende styrehode 900 overføres til oljen. Den varmere oljen strømmer ut av utløpet 970. Pa denne måten overføres den varme som utvikles rundt de øvre radialtetninger i det roterende styrehode 900, til oljen som strømmer gjennom flerløpsvarmeveksleren 905. Enn videre brukes det ikke separate fluider for kjøling og smøring av det roterende styrehode 900. I stedet brukes det kun ett fluid, for eksempel Mobil 630 ISO 90-vekt olje, til både kjøling og smøring av det roterende styrehode 900.
Idet det igjen henvises til figur 9, ser man for seg at et tilsvarende kjølesystem med flerløpsvarmeveksleren ifølge den foreliggende oppfinnelse skal kunne brukes til å kjø-le ned de nedre radialtetninger 975C og 975D i det roterende styrehode 900.
Idet det igjen henvises til figur 13, er de øvre radialtetninger 975A og 975B arrangert i tandem eller i serie. Den nederste av de øvre radialtetninger 975B, som vil befinne seg nærmere lagrene 955, er en tetning for høy gjennomstrømning, som vil la ca. 7,57 liter (to gallon) olje passere tetningen 975B pr. minutt. Den øverste av de øvre radialtetninger 975A, som vil ligge nærmere atmosfæren eller omgivelsene, vil være en tetning for lav gjennomstrømning, som vil la ca. 1 kubikkcentimeter olje passere tetningen 975A pr. time. En åpning 984 som er tilgjengelig fra atmosfæren, er utformet mellom radialtetningene 975A og 975B. Som vist på både figur 13 og 15B, vil en elektronisk styrt ventil, generelt angitt ved V200, regulere trykket mellom radialtetningene 975A og 975B. Trykket mot den øverste av de øvre radialtetninger 975A er fortrinnsvis, som beskrevet nærmere i det etterfølgende, ca. halvparten av trykket mot den nederste av de øvre radialtetninger 975B, slik at trykkforskjellen mot hver radialtetning er lavere, noe som igjen reduserer PV-faktoren til ca. det halve. Utprø-ving på et roterende styrehode av typen Weatherford modell 7800 har vist en økt levetid for de øvre radialtetninger når en Kalsi-tetning med delenummer 381-6-11 brukes som den øverste av de øvre radialtetninger 975A og en (som nedenfor beskrevet) modifisert Kalsi-tetning med delenummer 432-32-10CCW (kutting og liming) brukes som den nederste av de øvre radialtetninger 975B.
Kalsi-tetningene som omtales i dette skrift, kan skaffes fra Kalsi Engineering, Inc. i Sugar Land, Texas, USA. Den foretrukne tetning Kalsi 381-6-11 angis av Kalsi Engineering å ha en nominell innvendig diameter på 27 cm (lOVi"), en radialdybde på 1 cm ± 0,2 mm (0,415" ± 0,008"), en aksialbredde på 0,8 cm (0,300"), en paknings-glanddybde på 1 cm (0,380"), en pakningsglandbredde på 0,9 cm (0,342") og en tilnærmet som støpt innvendig diameter på 266,7 mm (10,500"). Tetningen angis av Kalsi videre å være laget av HSN (peroksidherdet, høy ACN) med en Shore-hardhet på 85 til 90. Selv om den foretrukne tetning Kalsi 432-32-10CCW av Kalsi Engineering angis å ha en nominell innvendig diameter på 108 cm (42,375"), en radialdybde på 1,2 cm ± 0,2 mm (0,460" ± 0,007"), en aksialbredde på 0,8 cm (0,300"), en pakningsglandbredde på 0,9 cm (0,342") og en tilnærmet som støpt innvendig tetnings-diameter på 1076 mm (42,375"), fikk denne høy-gjennomstrømningstetningen en redusert diameter lik diameter til den foretrukne tetning Kalsi 381-6-11, dvs. 27 cm (lOVi"). Denne tetning 975B for høy gjennomstrømning angis av Kalsi videre å være laget av HSN (mettet, peroksidherdet, middels høy ACN) med en Shore-hardhet på 85 ± 5. Man ser for seg at det kan benyttes andre tilsvarende størrelser og typer av fab-rikktetninger, foreksempel tetninger fra Parker Hannifin i Cleveland, Ohio, USA.
Idet det henvises til figur 15A til 25, sammen med nedenstående tabell 1 og 2, beskrives oppstartsprosedyren for hydraulikk- eller fluidreguleringen av det roterende styrehode 900. Idet det spesielt henvises til figur 25, trykker man på knapp PB10 på kontrollpanelet, generelt angitt som CC, for å starte kraft enheten, og bryter SW10 vris over til ON-stilling. Som beskrevet i flytskjemaene på figur 16-17, vil den program-merbare logiske styring (PLC) sjekke at knapp PB10 og bryter SW10 ble betjent i løpet av mindre enn 3 sekunder. Dersom forløpt tid er 3 sekunder eller mer, godkjennes ikke stillingsendringen for SW10. For å gå videre i flytskjemaet på figur 16 sjekkes så de to temperaturbryterne TSlOog TS20, også vist på figur 15B. Disse temperaturbryterne angir temperaturen i oljetanken. Når temperaturen i oljetanken ligger under en angitt temperatur, f.eks. 27 °C (80°F), slås varmeelementet HT10 på (figur 15B) på, og kraftenheten får ikke starte før oljetemperaturen når den angitte temperatur. Når oljetemperaturen ligger over en angitt temperatur, f.eks. 54 °C (130°F), slås varmeelementet av, og kjølemotor M2 slås på. Som beskrevet i flytskjemaet på figur 17, består den siste oppstartsekvensen i det å sjekke om kjølemotoren M2 må slås på.
For å gå videre i flytskjemaet på figur 16 sjekkes brønnhullstrykket P2 for å se om dette ligger under 0,3 MPa (50 psi). Som vist i tabell 2 nedenfor, vil tilordnede alarmer 10, 20, 30 og 40, lampe LT100 på kontrollpanel CC, horn HN10 på figur 15B og dertil svarende tekstmeldinger på monitorskjerm DM på kontrollpanel CC bli aktivert der hvor dette er hensiktsmessig. Brønnhullstrykk P2 måles ved hjelp av trykkgiver PT70 (figur 15A). Videre ser man ved en gjennomgang av figur 15B til 17 at de tre olje-tanknivåbrytere LS10, LS20 og LS30 sjekkes når kraftenheten for det roterende styre hode, for eksempel en Weatherford modell 7800, startes. Nivåbryterne er plassert slik at de viser når tanken 634 er overfylt (ikke plass til varmeutvidelse av oljen), når tanken er nesten tom (oljevarmespiralen er nærved å bli blottlagt) eller når tanken er tom (oljevarmespiralen er blottlagt). Så lenge tanken 634 ikke er overfylt eller tom, vil kraftenheten bestå denne kontrollen i PLC-programmet.
Dersom man går ut fra at kraftenheten ligger innenfor ovennevnte parametere, settes ventil V80 og V90 i åpen stilling, som vist på figur 15B. Disse ventilåpninger avlaster henholdsvis tannhjulspumpe P2 og P3, slik at oljen ledes om til tank 634 når motoren Ml startes. Ventil V150 settes også i åpen stilling, som vist på figur 15A, slik at even-tuelt annet fluid i systemet kan sirkulere tilbake til tank 634. Idet det igjen henvises til figur 15B, vil pumpen Pl, som drives av motor Ml, utligne til en på forhånd bestemt verdi. Det trykk som av produsent anbefales for innvendig pumpesmøring, er ca. 2 MPa (300 psi). Pumpens Pl utligning styres av ventil V10 (figur 15B).
Ved fortsatt gjennomgang av flytskjemaet på figur 16 ser man at fluidnivåavlesninger utenfor de tillatte verdier vil utløse alarm 50, 60 eller 70 (se også alarmer i tabell 2 nedenfor) og deres respektive lamper LT100, LT50 og LT60. Tekstmeldinger som sva-rer til disse alarmer, vises på monitorskjerm DM.
Når PLC-programmet har sjekket alle de ovennevnte parametere, får kraftenheten starte opp. Idet det henvises til kontrollpanel CC på figur 25, slår så lampen LT10 seg på for å vise "PUMP ON"-status (pumpe på) for kraftenheten. Trykkmåler PG20 på kontrollpanel CC fortsetter å lese av pumpetrykket som leveres av trykkgiver PT10, vist på figur 15B.
Når man vil slå av enheten, sjekker PLC-programmet om forholdene tillater at kraftenheten slås av. For eksempel må brønnhullstrykket P2 være under 0,3 MPa (50 psi). Aktiveringsknappen PB10 må trykkes på og strømbryteren SW10 på vris til av-stilling ("OFF") i løpet av 3 sekunder for å slå av kraftenheten.
Idet det fokuseres på figur 9, 15A, 18, 23 og 24, stenges eller låses holdeelementet LP i låsesystemet i huset H, som vist på figur 9, ved at ventil V60 (figur 15A) settes over i en strømningsstilling, slik at åpninger P-A, B-T settes i forbindelse. Fluidstyreventilen V110 (figur 15A) åpner seg, slik at fluid på den siden av primærstempelet P kan strømme tilbake til tank 634 via ledning FM40L gjennom åpning B-T. Ventil V100 for-hindrer tilbakestrømning i tilfelle tap av trykk. Akkumulator A (som gir plass for varmeutvidelse av fluidet i låsesammenstillingen) er satt til 6 MPa (900 psi), litt over lå-setrykket på 5,5 MPa (800 psi), slik at den ikke fylles. Fluidstyreventil V140 (figur 15A) åpner seg, slik at fluid under sekundærstempelet SP går tilbake til tank 634 via ledning FM50L og det resulterende fluidtrykk tvinger ventil V130 til lukking. Ventil V70 er på figur 15A vist i midtstilling, hvor alle åpninger (APBT sperret) er sperret for å sperre for gjennomstrømning i alle ledninger. Pumpen Pl, vist på figur 15B, utligner til et på forhånd bestemt trykk på ca. 5,5 MPa (800 psi).
Holdeelementet LP, primærstempel P og sekundærstempel SP i låsesystemet er vist mekanisk på figur 9 (låsesystemet i stengt eller låst stilling), skjematisk på figur 15A, og måten de fungerer på, beskrives i flytskjemaene på figur 18, 23 og 24. Figur 1 og 8 og amerikansk patentsøknad nr. 10/995980, innlevert 23.november 2004, beskriver alternative låsesystemer.
Når ovenfor beskrevne oppstarts prosedyre er gjennomført, vris hydraulikkbryter SW20 på kontrollpanel CC til på-stilling ("ON"). Dette gjør det mulig for pumpe Pl å utligne til nødvendig trykk senere i PLC-programmet. Lagerlåsebryteren SW40 på panel CC vris så om til stengt stilling ("CLOSED"). Programmet vil deretter følge den prosess som er skissert opp i CLOSED-grenen av SW40, beskrevet i flytskjemaet på figur 18. Pumpen Pl justerer seg for å levere 5,5 MPa (800 psi), og ventilstillingene settes så som beskrevet ovenfor. Som drøftet nedenfor, vil PLC-programmet så sammenligne mengden fluid som strømmer gjennom strømningsmåler FM30, FM40 og FM50 for å sikre at den fluidmengde som kreves for å stenge eller låse låsesystemet, går gjennom strømningsmålerne. Lampe LT20, LT30, LT60 og LT70 på konsoll CC viser riktig stilling for låsen. Trykkmåler PG20, vist på kontrollpanelet CC, fortsetter å lese av trykket fra trykkgiver PT10 (figur 15B).
På samme måte som ovennevnte låsingsprosess, vil PLC-programmet følge OPEN-grenen av SW40, som behandlet i flytskjemaet på figur 18, og deretter OFF-grenen av SE50 på figur 18, for å åpne eller låse opp låsesystemet. Idet det henvises til figur 15A, vil trykkgiver PT70 sjekke brønnhullstrykket P2 før holdeelementet LP i låsesystemet åpnes eller låses opp. Dersom avlesingen fra PT70 ligger over et på forhånd bestemt trykk (ca. 0,3 MPa (50 psi)), vil ikke kraftenheten tillate at holdeelementet LP åpnes eller låses opp. Treveisventil V70 (figur 15A) står igjen i APBT sperret-stilling. Ventil V60 sjalter over til strømningsstilling P-B og A-T. Fluidet strømmer gjennom ventil VI10 og inn i kammeret for å få primærstempel P til å bevege seg, slik at holdeelementet LP kan låses opp. Pumpen Pl, vist på figur 15B, utligner til en på forhånd bestemt verdi (ca. 14 MPa (2000 psi)). Fluidstyreventil V100 åpner seg, slik at fluid i primærstempelet P kan strømme gjennom ledning FM30L og åpninger A-T tilbake til tank 634.
PLC-programmet vil, idet det følger OPEN-grenen av SW40 og OPEN-grenen av SW50, beskrevet i flytskjemaet på figur 18, bevege sekundærstempelet SP. Sekundærstempelet SP brukes for å åpne eller låse opp primærstempelet P og dermed holdeelementet LP i låsesystemet. Før låsesystemet låses opp, vil trykkgiver PT70 igjen sjekke brønnhullstrykket P2. Dersom PT70 leser av en verdi over et på forhånd bestemt trykk (ca. 0,3 MPa (50 psi)), vil ikke kraftenheten tillate at låsesystemet åpnes eller låses opp. Ventil V60 befinner seg i APBT sperret-stilling, som vist på figur 15A. Ventil V70 vil så sjalte over til strømningsstilling P-A og B-T. Fluid strømmer til kammeret i det sekundære låsestempel SP via ledning FM50L. Når ventil V140 tvinges til lukking av det resulterende trykk og ventil V130 styres åpen, kan fluider fra begge sider av primærstempelet P strømme tilbake til tank 634 gjennom åpninger B-T i ventil V70.
Idet gjennomgangen av figur 9, 15A, 15B og 18 og nedenstående tabell 1 og 2 fortsetter, henvises det til figur 19 til 22, som beskriver lagersammenstillingskretsen.
Ventilstillinger på ventil V80 og V90, vist på figur 15B, og ventil V160, vist på figur 15A, beveges for å fremskaffe et trykk i det roterende styrehode, hvilket trykk skal være høyere enn brønnhullstrykket P2. Brønnhullstrykket P2 måles ved hjelp av trykkgiver PT70, vist på figur 15A. Ventil V90 og V80 (figur 15B) er enten åpne eller stengt, avhengig av brønnhullstrykket P2. Åpning av den ene eller andre ventilen vil redusere trykket i det roterende styrehode ved å slippe fluid tilbake til tanken 634. I tillegg vil ventil V160, avhengig av trykket i det roterende styrehode, bevege seg til en stilling hvor det velges en åpning i en annen størrelse. Åpningsstørrelsen, f.eks. 0,2 cm (3/32") eller 0,3 cm (1/8") (figur 15A) vil bestemme mottrykket i det roterende styrehode. Bruk av denne kombinasjonen av ventiler V80, V90 og V160 gjør at man kan oppnå fire forskjellige trykk.
Under drift av lagersammenstillingskretsen fortsetter temperaturbryterne TS10, TS20 som beskrives i ovennevnte oppstårtsprosedyre, å lese av oljetemperaturen i tanken 634 og styre varmeelementet HT10 og kjølemotor M2 etter behov. For eksempel vil kjølemotoren slås på dersom oljetemperaturen overstiger en på forhånd bestemt verdi, og kjøleren overfører varme fra oljen som strømmer tilbake fra lagerdelen eller lagersammenstillingen B.
Strømningsmåler FM10 måler volumet eller gjennomstrømningsmengden av fluid eller olje til kammeret i lagerdelen eller-sammenstillingene B via ledning FM10L. Strøm-ningsmåler FM20 måler volumet eller gjennomstrømningsmengden av fluid eller olje fra kammeret i lagerdelen eller -sammenstillingen B via ledning FM20L. Som drøftet lenger ned i avsnittet som omhandler lagerlekkasjedeteksjonssystemet, vil en høyere avlest verdi i strømningsmåler FM20 enn i strømningsmåler FM10 kunne tyde på at brønnhullsfluid strømmer inn i lagersammenstillingskammeret. Ventil V150 beveges da fra åpen stilling, som vist på figur 15A, til stengt stilling for å hindre brønnhullsfluidet i å strømme tilbake til tank 634.
Idet det henvises til figur 13, 14, 15B, 22 og 23, sammen med nedenstående tabell 1 og 2, vil trykkgiver PT80 (figur 15B) lese av "tetningstappetrykket" mellom de øvre radialtetninger 975A og 975B via åpning 984. Som nevnt ovenfor, justerer proporsjo-nalavlastningsventilen V200 seg for å oppnå ønsket "tetningstappetrykk" ("seal bleed" pressure) som vist i tabell 1 nedenfor.
Flytskjemaet på figur 18 i CLOSED-grenen (lukket-grenen) av SW40 og etter delruti-nen for sammenligning av strømningsmålere FM30, FM40 og FM50 beskriver hvordan ventilene justerer seg for å matche trykket i ovennevnte tabell 1. Figur 19 til 22 beskriver en delrutine hvor programmet regulerer trykkene i forhold til brønnhullstrykket P2.
Ved kjøring av PLC-programmet sjekkes bestemte følere, som for eksempel strøm-ningsmålere og trykkgivere. Dersom verdiene ligger utenfor tillatt avvik, aktiveres ulike alarmer. Flytskjemaene på figur 16-18 beskriver når alarmene aktiveres. Tabell 2 nedenfor viser lamper, horn og årsaker som er knyttet til de aktiverte alarmer. Lampene som er listet opp i tabell 2, tilsvarer lampene som er vist på kontrollpanel CC på figur 25. Som drøftet nedenfor, sendes en tekstmelding som er i overensstemmelse med årsaken, til monitorskjerm DM på kontrollpanelet CC.
PLC-programmet vil normalt kjøre en sammenligning der hvor sekundærstempelet SP har nådd det laveste punkt eller er i låst stilling, som vist på figur 9, eller når det som vist på figur 1, kun brukes et primærstempel P, og primærstempelet P har nådd det laveste punkt. I denne sammenligningen måler strømningsmåler FM30, som er koplet til ledning FM30L, enten strømningsvolumverdien eller gjennomstrømningsmengde-verdien av fluid som strømmer til stem pel kammeret for å bevege stempelet P til låst stilling, vist på figur 9, fra ulåst stilling, vist på figur 1. I tillegg måler strømningsmåler FM40, koplet til ledning FM40L, den ønskede strømningsvolumverdi eller gjennom- strømningsmengdeverdi fra stempelkammeret. Siden sekundærstempelet SP har nådd det laveste punkt, skal det ikke forekomme noen strømning i ledning FM50L, som vist på figur 9. Ettersom figur 1 ikke viser noe sekundærstempel, er det ingen ledning FM50L eller strømningsmåler FM50.
I denne sammenligningen skal den strømningsvolumverdi eller gjennomstrømnings-mengdeverdi som måles ved hjelp av strømningsmåler FM30, dersom det ikke fore-kommer lekkasjer av noen betydning, være lik henholdsvis den strømningsvolumverdi eller gjennomstrømningsmengdeverdi som måles ved hjelp av strømningsmåler FM40, innenfor på forhånd bestemte grenser for tillatt avvik. Dersom det som følge av at denne sammenligningen ligger utenfor de på forhånd bestemte grenser for tillatt avvik, påvises en lekkasje, vil resultatet av FM30/FM40-sammenligningen vises på monitorskjerm DM på kontrollpanel CC, vist på figur 25, fortrinnsvis som en tekstmelding, for eksempel "Alarm 90 - fluidlekkasje". Enn videre, dersom verdiene fra strømnings-måler FM30 og strømningsmåler FM40 ikke ligger innenfor de på forhånd bestemte grenser for tillatt avvik, dvs. at det påvises en lekkasje, vil den korresponderende lampe LT100 vises på kontrollpanelet CC.
I en mindre vanlig sammenligning vil sekundærstempelet SP befinne seg i stillingen "helt opp". Det vil si at sekundærstempelet SP har drevet primærstempelet P, sett på figur 9, så langt opp som det kan gå, til helt ulåst stilling. I denne sammenligningen måles strømningsvolumverdien eller gjennomstrømningsmengdeverdien, som måles ved hjelp av strømningsmåler FM30, koplet til ledning FM30L, for å bevege stempel P til låst stilling, som vist på figur 9. Dersom sekundærstempelet SP er av en slik stør-relse at det vil stenge ledning FM40L, vil strømningsmåler FM40 ikke måle noen gjen-nomstrømning. Fluid under sekundærstempelet SP vil imidlertid trekkes ut via ledning FM50Lfra stempelkammeret i låsesammenstillingen. Strømningsmåler FM50 vil så måle strømningsvolumverdien eller gjennomstrømningsmengdeverdien. Den målte strømningsvolumverdi eller gjennomstrømningsmengdeverdi fra strømningsmåler FM30 sammenlignes så med den målte strømningsvolumverdi eller gjennomstrøm-ningsmengdeverdi fra strømningsmåler FM50.
Dersom de sammenlignede verdier fra FM30/FM50 ligger innenfor på forhånd bestemte grenser for tillatt avvik, anses det som at det ikke er påvist noen lekkasje. Dersom det påvises en lekkasje, vil resultatet av denne sammenligningen av FM30/FM50 vises på monitorskjerm DM på kontrollpanel CC, fortrinnsvis i form av en tekstmelding, for eksempel "Alarm 100 - fluidlekkasje". Enn videre, dersom verdiene fra strømningsmå-ler FM30 og strømningsmåler FM50 ikke ligger innenfor de på forhånd bestemte gren ser for tillatt avvik, vil den korresponderende lampe LT100 vises på kontrollpanelet
CC.
Enkelte ganger befinner primærstempelet P seg i helt ulåst stilling og sekundærstempelet SP er ett eller annet sted mellom sitt laveste punkt og i kontakt med det helt ulåste stempel P. I denne sammenligningen måles strømningsvolumverdien eller gjen-nomstrømningsmengdeverdien som måles ved hjelp av strømningsmåler FM30, for å bevege stempel P til låst stilling. Dersom sekundærstempelet SP er av en slik størrelse at det ikke stenger ledning FM40L, trekkes fluid mellom sekundærstempel SP og stempel P ut ved hjelp av ledning FM40L. Deretter måler strømningsmåleren FM40 strømningsvolumverdien eller gjennomstrømningsmengdeverdien via ledning FM40L. Denne målte verdi fra strømningsmåler FM40 sammenlignes med den målte verdi fra strømningsmåler FM30. I tillegg trekkes strømningsverdien under sekundærstempel SP ut via ledning FM50L og måles ved hjelp av strømningsmåler FM50.
Dersom strømningsverdien fra strømningsmåler FM30 ikke ligger innenfor på forhånd bestemte grenser for tillatt avvik for den sammenlignede sum av strømningsverdiene fra strømningsmåler FM40 og strømningsmåler FM50, vil den korresponderende lampe LT100 vises på kontrollpanelet CC. Denne påviste lekkasje vises på monitorskjermen DM i en tekstmelding.
Et alternativ til de ovennevnte lekkasjedeteksjonsfremgangsmåter med sammenligning av måleverdier er å bruke en på forhånd bestemt eller tidligere beregnet verdi. PLC-programmet vil så sammenligne den målte strømningsverdi i og/eller fra låsesystemet med den på forhånd bestemte strømningsverdi pluss et på forhånd bestemt tillatt avvik.
Det bemerkes at strømningsmålerne FM30, FM40 og FM 50, i tillegg til å angi låsestil-lingen, også overvåkes, slik at dersom fluidgjennomstrømningen fortsetter en bestemt tid etter at stempelet P har beveget seg til stengt eller låst stilling, vil en eventuell lekkasje i en slange eller tetning bli flagget.
Alarm 90, 100 og 110, vist i tabell 2 nedenfor, kan for eksempel aktiveres på følgende måte: Alarm 90 - primærstempel P befinner seg i åpen eller ulåst stilling. Verdien som måles ved hjelp av strømningsmåler FM40, sammenlignes med en på forhånd bestemt verdi pluss et tillatt avvik for å angi stempelets P stilling. Når strømningsmåleren FM40 når toleranseområdet (grensene for tillatt avvik) for denne på forhånd bestemte verdi, vises stempelet P i åpen eller ulåst stilling. Dersom strømningsmåleren FM40 enten går utover dette toleranseområde for den på forhånd bestemte verdi eller fortsetter å lese av en strømningsverdi etter en på forhånd bestemt tid, for eksempel en time, vil PLC-programmet vise alarm 90 og korresponderende lampe og tekstmelding, som beskrevet i dette skrift.
Alarm 100 - sekundærstempel SP befinner seg i åpen eller ulåst stilling. Verdien som måles ved hjelp av strømningsmåler FM50, sammenlignes med en på forhånd bestemt verdi pluss et tillatt avvik for å angi sekundærstempelets SP stilling. Når strømnings-måleren FM50 når toleranseområdet (grensene for tillatt avvik) for denne på forhånd bestemte verdi, vises sekundærstempelet SP i åpen eller ulåst stilling. Dersom strøm-ningsmåleren FM50 enten går utover dette toleranseområde for den på forhånd bestemte verdi eller fortsetter å lese av en strømningsverdi etter en på forhånd bestemt tid, for eksempel en time, vil PLC-programmet vise alarm 100 og korresponderende lampe og tekstmelding, som beskrevet i dette skrift.
Alarm 110 - primærstempel P befinner seg i stengt eller låst stilling. Verdien som måles ved hjelp av strømningsmåler FM30, sammenlignes med en på forhånd bestemt verdi pluss et tillatt avvik for å angi primærstempelets P stilling. Når strømningsmåle-ren FM30 når toleranseområdet (grensene for tillatt avvik) for denne på forhånd bestemte verdi, vises primærstempelet P i stengt eller låst stilling. Dersom strømnings-måleren FM30 enten går utover dette toleranseområde for den på forhånd bestemte verdi eller fortsetter å lese av en strømningsverdi etter en på forhånd bestemt tid, for eksempel en time, vil PLC-programmet vise alarm 110 og korresponderende lampe og tekstmelding, som beskrevet i dette skrift.
Det kan også benyttes et lekkasjedeteksjonssystem for å fastslå om lagerdelen eller - sammenstillingen B mister fluid, for eksempel olje, eller om det, som diskutert ovenfor, får tilført fluid, for eksempel brønnfluider. Som vist på figur 15A, transporterer ledning FM10L og ledning FM20L fluid til og fra lagersammenstillingen B i et roterende styrehode, og er koplet til respektive strømningsmålere FM10 og FM20.
Dersom den målte fluidverdi, for eksempel strømningsvolumverdi eller gjennomstrøm-ningsmengdeverdi, fra strømningsmåler FM10 ikke ligger innenfor på forhånd bestemte grenser for tillatt avvik for det målte fluid fra strømningsmåler FM20, aktiveres alarm 120, 130 eller 140, som beskrevet i tabell 2 nedenfor. Dersom den målte strømningsverdi til lagersammenstillingen B for eksempel er større enn den målte strømningsverdi fra lagersammenstillingen pluss et på forhånd bestemt, tillatt prosentvis avvik, aktiveres alarm 120, og lampe LT90 på kontrollpanelet CC slås på. I tillegg vises en tekstmelding på monitorskjerm DM på kontrollpanelet CC, for eksem pel "Alarm 120 - mister olje". Dette tapet kan for eksempel skyldes at de øvre radialtetninger lekker olje til atmosfæren, eller at de nedre radialtetninger lekker olje ned i brønnhullet.
Dersom den målte strømningsverdi fra lagersammenstillingen, avlest ved hjelp av strømningsmåler FM20, er større enn den målte strømningsverdi til lagersammenstillingen, avlest ved hjelp av strømningsmåler FM10, pluss et på forhånd bestemt, tillatt prosentvis avvik, aktiveres alarm 130, lampe LT90 slår seg på, og en tekstmelding som for eksempel "Alarm 130 - tar inn olje", vises på monitorskjermen DM.
Dersom målt strømningsverdi fra strømningsmåler FM20/målt strømningsverdi fra
strømningsmåler FM10 er høyere enn det på forhånd bestemte, tillatte prosentvis avvik for alarm 130, aktiveres alarm 140, lampe LT90 slår seg på, og et horn lyder i tillegg til at det vises en tekstmelding på monitorskjerm DM, for eksempel "Alarm 140 - tar inn olje".
Et alternativ til de ovennevnte lekkasjedeteksjonsfremgangsmåter med sammenligning av måleverdier er å bruke en på forhånd bestemt eller tidligere beregnet verdi. PLC-programmet vil så sammenligne den målte strømningsverdi i og/eller fra lagersammenstillingen B med den på forhånd bestemte strømningsverdi pluss et på forhånd bestemt tillatt avvik.
Man kan se for seg flere fremgangsmåter for å angi primærstempelets P eller sekundærstempelets SP stilling i låsesystemet. Ett eksempel vil være å bruke en elektrisk føler, for eksempel en lineær stillingsgiver, til å måle hvor langt det valgte stempel har beveget seg.
En annen fremgangsmåte kan være å bore ut låsesammenstillingens hus for en ventil som kan åpnes eller stenges av enten primærstempelet P, som vist i utførelsen på figur 1, eller sekundærstempelet SP, som vist i utførelsen på figur 9, 26 og 27. I denne fremgangsmåte vil man bore eller utforme en åpning PO i bunnen av stempelkammeret i låsesammenstillingen. Åpningen PO står i fluidforbindelse med en innløpsåp-ning IN (figur 26) og en utløpsåpning OU (figur 27) som løper perpendikulært (utover i radialretningen) fra låsesammenstillingens stempelkammer. Disse perpendikulære åpninger vil stå i forbindelse med respektive passasjer INP og OUP som strekker seg oppover i den radialt ytre del av låsesammenstillingshuset. Passasje OUP i huset er forbundet med en trykkgiver og/eller strømningsmåler via en slange. Et maskinbear-beidet ventilsete VS i åpningen til stempelkammeret tar imot et korresponderende ventilsete, for eksempel et nåleventilsete. Nåleventilsetet vil være fast forbundet med en stang R som tar imot en spiralfjær CS rundt sin nedre del for å drive nåleventilsetet til åpen eller ulåst stilling dersom verken primærstempelet P (utførelsen på figur 1) eller sekundærstempelet SP (utførelsene på figur 9, 26 og 27) beveger nåleventilsetet til stengt eller låst stilling. Et innrettingsholdeelement AR er tettet, idet elementet er gjengekoplet til huset H. Øvre del av stang R er glidende tettet mot holdeelement AR.
Dersom strømningsmåleren og/eller trykkgiveren som står i forbindelse med passasje OUP, påviser henholdsvis en strømningsverdi og/eller et trykk, vises ventilen som åpen. Denne åpne ventil viser at stempelet er i åpen eller ulåst stilling. Dersom det ikke påvises noen strømningsverdi og/eller trykk i den respektive strømningsmåler og/eller trykkgiver som står i forbindelse med passasje OUP, vises ventilen som stengt. Denne stengte ventil viser at stempelet befinner seg i stengt eller låst stilling. Ovennevnte stempelstilling vil, ved hjelp av lampe LT20 eller LT60 og LT30 eller LT70, angis på kontrollpanelet CC som vises på figur 25, sammen med en korresponderende tekstmelding på monitorskjerm DM.
Oppfinnelsen kan også beskrives ved hjelp av de etterfølgende nummererte punkter. Selv om enkelte av disse nummererte punkter henviser til krav, skal de ikke anses som krav. 9. System i henhold til krav 1, hvor varmeoverføringsfluidet er et oljeaktig, brennbart stoff som i det minste kan gjøres flytende gjennom oppvarming. 10. System i henhold til krav 5, videre omfattende et rør, hvor ett av elementene har en boring som er av en slik størrelse av det kan oppta røret. 11. System i henhold til krav 5, hvor det minst ene lager omfatter et radiallager og et aksiallager. 25. Varmeoverføringssystem tilpasset for bruk med et roterende styrehode, omfattende: - et første element som kan beveges i forhold til et andre element; - ett av elementene har en varmeoverføringsflate; - en første tetning som er plassert med ett av elementene for å tette det første element mot det andre element mens det første element beveger seg i forhold til det andre element; - en andre tetning som er plassert med ett av elementene for å tette det første element mot det andre element, og hvor den første tetning tillater fluidgjen-nomstrømning ved et første, på forhånd bestemt trykk og den andre tetning tillater fluidgjennomstrømning ved et andre, på forhånd bestemt trykk;
- et varmeoverføringsfluid som sirkuleres med minst ett av elementene; og
- varmeoverføringsflaten overfører varmeenheter gjennom at varmeoverfø-ringsfluidet føres i umiddelbar nærhet av varmeoverføringsflaten i flere løp. 26. System i henhold til punkt 25, hvor flerheten av gjennomløp omfatter en spiralrenne som er utformet på ett av elementene i umiddelbar nærhet av varmeoverfø-ringsflaten. 29. Fremgangsmåte i henhold til krav 15, hvor kjølemediet er et oljeaktig, brennbart stoff som i det minste kan gjøres flytende gjennom oppvarming. 36. System i henhold til krav 20, hvor det første stempel aktiveres hydraulisk ved hjelp av fluidet, slik at det beveger seg mellom låst stilling og ulåst stilling.
37. System i henhold til krav 20, videre omfattende:
- en første fluidledning som funksjonsmessig er koplet til låsesammenstillingen for å levere fluidet til låsesammenstillingen; - en første måler som er koplet til den første fluidledning, idet den første måler måleren første fluidvolumverdi for fluid som leveres til låsesammenstillingen; - en andre fluidledning som funksjonsmessig er koplet til låsesammenstillingen for å overføre fluidet fra låsesammenstillingen; - en andre måler som er koplet til den andre fluidledning, idet den andre måler måleren andre fluidvolumverdi for fluid fra låsesammenstillingen; - komparator (kontrollmåleapparat) som er konfigurert for å sammenligne den målte første fluidvolumverdi med den målte andre fluidvolumverdi; og
- en skjerm som er koplet til komparatoren.
38. System i henhold til punkt 37, hvor skjermen viser resultatene av sammenligningen av den målte første fluidvolumverdi og den målte andre fluidvolumverdi.
39. System i henhold til punkt 37, hvor skjermbildet omfatter en tekstmelding.
41. System i henhold til krav 23, hvor skjermen viser resultatene av sammenligningen av den første målte fluidverdi og den andre fluidverdi. 43. System i henhold til krav 24, hvor den målte første fluidverdi er en målt fluidvolumverdi for fluid som leveres til kammeret, og hvor den målte andre fluidverdi er en målt andre fluidvolumverdi. 44. System i henhold til punkt 43, hvor resultatene av sammenligningen av den målte første fluidvolumverdi og den målte andre fluidvolumverdi vises på skjermen. 45. System i henhold til krav 24, hvor den målte første fluidverdi er en målt fluid-gjennomstrømningsverdi, og hvor den målte andre fluidverdi er en målt andre fluid-gjennomstrømningsverdi. 46. System i henhold til krav 24, hvor skjermen viser en tekstmelding som kommer som resultat av sammenligningen av den målte første fluidverdi og den målte andre fluidverdi.
47. System omfattende:
- et roterende styrehode,
- en låsesammenstilling som kan låses til det roterende styrehode, omfattende: - et holdeelement som kan beveges radialt mellom en ulåst stilling og en låst stilling, idet holdeelementet i låst stilling er låst til det roterende styrehode; og - et stempel med en første side og en andre side, og som kan beveges mellom en første stilling og en andre stilling, idet stempelet i den første stilling driver holdeelementet til å bevege seg til låst stilling, og stempelet i den andre stilling lar holdeelementet bevege seg til ulåst stilling; - et komparatorsystem som er fjerntilknyttet låsesammenstillingen, omfattende: - en første fluidledning som funksjonsmessig er koplet slik at den overfører fluid til et kammer som tar imot stempelet; - en første måler som er koplet til den første fluidledning, idet den første måler måler en første fluidverdi; - en andre fluidledning som funksjonsmessig er koplet slik at den overfører fluid fra kammeret som tar imot stempelet; - en andre måler som er koplet til den andre fluidledning, idet den andre måler måler en andre fluidverdi, - en komparator som er koplet til den første måler og den andre måler og er konfigurert for å sammenligne den målte første fluidverdi med den målte andre fluidverdi; og
- en skjerm som er koplet til komparatoren.
48. System i henhold til punkt 47, hvor den målte første fluidverdi er en målt fluidvolumverdi for fluid som leveres til kammeret på én side av stempelet, og den målte andre fluidverdi er en målt fluidvolumverdi for fluid fra kammeret på den andre siden av stempelet. 49. System i henhold til punkt 48, hvor de sammenlignede målte første fluidvolumverdi og målte andre fluidvolumverdi vises på skjermen. 50. System i henhold til punkt 47, hvor den første målte fluidverdi er en målt fluid-gjennomstrømningsverdi og den målte andre fluidverdi er en målt andre fluidgjen-nomstrømningsverdi. 52. Fremgangsmåte i henhold til krav 25, hvor trinnene i målingen av et fluidvolum omfatter: - måling av fluidet med en summerende strømningsmåler; - avlesing av den summerende strømningsmåler, hvilket frembringer den målte fluidvolumverdi. 53. Fremgangsmåte for bruk av et roterende styrehode som har en lagersammen-stilling for rotasjon under boring, omfattende følgende trinn: - å plassere et kammer i lagersammenstillingen; - å utforme en første åpning til kammeret; - å utforme en andre åpning til kammeret; - å levere et fluid til den første åpning; - å føre fluidet videre fra den andre åpning; - å måle en strømningsverdi for fluidet til den første åpning;
- å måle en strømningsverdi for fluidet fra den andre åpning; og
- å sammenligne den målte strømningsverdi til den første åpning med den målte strømningsverdi fra den andre åpning. 54. Fremgangsmåte i henhold til krav 26, hvor trinnene i målingen av en strøm-ningsverdi for fluidet til den første åpning omfatter: - å måle gjennomstrømningsmengden til den første åpning med en første strømningsmåler; og - å lese av den første strømningsmåler og frembringe en målt første gjennom-strømningsmengdeverdi. 55. Fremgangsmåte i henhold til punkt 54, hvor trinnene i målingen av en strøm-ningsverdi for fluidet fra den andre åpning omfatter: - å måle gjennomstrømningsmengden fra den andre åpning med en andre strømningsmåler; og - å lese av den andre strømningsmåler og frembringe en målt andre gjennom-strømningsmengdeverdi. 56. Fremgangsmåte i henhold til punkt 55, videre omfattende de trinn hvor den målte første gjennomstrømningsmengdeverdi til den første åpning sammenlignes med den målte andre gjennomstrømningsmengdeverdi fra den andre åpning. 57. Fremgangsmåte i henhold til krav 26, hvor det trinn hvor en strømningsverdi for fluidet til den første åpning måles, omfatter:
- å måle strømningsvolumet med en første strømningsmåler; og
- å lese av den første strømningsmåler og frembringe en målt første strøm-ningsvolumverdi. 58. Fremgangsmåte i henhold til punkt 57, hvor det trinn hvor en strømningsverdi for fluidet fra den andre åpning måles, omfatter:
- å måle strømningsvolumet med en andre strømningsmåler; og
- å lese av den andre strømningsmåler og frembringe en målt andre strøm-ningsvolumverdi. 59. Fremgangsmåte i henhold til punkt 58, videre omfattende det trinn hvor den målte første strømningsvolumverdi sammenlignes med den målte andre strømnings-volumverdi.
Claims (16)
1. Komparatorsystem til bruk med en låsesammenstilling for å låse et roterende styrehode (100),karakterisert vedat komparatorsys-temet omfatter: - en første fluidledning (FM30L) som funksjonsmessig er koplet til låsesammenstillingen for å overføre et fluid til og/eller fra en første side til et stempel (P) som er innrettet til å være bevegelig fra en første posisjon og til en andre posisjon; - en første måler (FM30) som er koplet til den første fluidledningen, idet den første måleren (FM30) er innrettet til å måle en første fluidverdi for fluid som overføres til og/eller fra stemplets (P) første side; - en andre fluidledning (FM40L) som funksjonsmessig er koplet til låsesammenstillingen for å overføre fluidet fra en andre side til stemplet (P); - en andre måler (FM40) som er koplet til den andre fluidledningen, idet den andre måleren (FM40) er innrettet til å måle en andre fluidverdi for fluid som overføres til og/eller fra stemplets (P) andre side; og - en komparator (PLC) som er konfigurert for å sammenligne den målte første fluidverdien med den målte andre fluidverdien.
2. System i henhold til krav 1, hvor systemet videre omfatter: - en tredje fluidledning (FM50L) som funksjonsmessig er koplet til låsesammenstillingen for å overføre et fluid til og/eller fra en side til et
andre stempel (SP); - en tredje måler (FM50) som er koplet til en tredje fluidledning (FM50L),
idet den tredje måleren (FM50) er innrettet til å måle en tredje fluidverdi;
og - komparatoren (PLC) er innrettet til å sammenligne den første fluidverdien, den andre fluidverdien og den tredje fluidverdien.
3. System i henhold til krav 1 eller 2, hvor den første fluidverdien og den andre fluidverdien og, hvis til stede, den tredje fluidverdien er målte fluidvolumverdier.
4. System i henhold til krav 1 eller 2, hvor den første fluidverdien og den andre fluidverdien og, hvis til stede, den tredje fluidverdien er målte fluidstrøm-ningsmengdeverdier.
5. System i henhold til krav 3, hvor den første måleren (FM30) og den andre måleren (FM40) og, hvis til stede, den tredje måleren (FM50) er summerende strømningsmålere innrettet til å frembringe de målte fluidvolumverdier.
6. System i henhold til hvilket som helst av de foregående krav, hvor systemet er innrettet til: - å bestemme om den første målte fluidverdien, om den andre målte fluid verdien og, hvis til stede, om den tredje målte fluidverdien er innenfor en på forhånd bestemt grense med hensyn til hverandre.
7. System i henhold til krav 6, hvor systemet er videre innrettet til: - å aktivere en alarm hvis den første målte fluidverdien, den andre målte fluidverdien og, hvis til stede, den tredje målte fluidverdien er målt til å være utenfor på forhånd bestemte grenser med hensyn til hverandre.
8. System i henhold til hvilket som helst av de foregående krav, hvor systemet videre omfatter en monitorskjerm (DM) koblet til komparatoren (PLC), hvor monitorskjermen (DM) er innrettet til å vise resultatene av sammenlikningen av den første fluidverdien, den andre fluidverdien og, hvis til stede, den tredje fluidverdien.
9. Fremgangsmåte for å sammenligne fluid til og fra en låsesammenstilling for låsing av et roterende styrehode (100),karakterisert vedat framgangsmåten omfatter følgende trinn: - å overføre et fluid til og/eller fra en første side av et stempel (P) for å bevege stempelet fra en første stilling og til en andre stilling; - å måle en fluidverdi som overføres til og/eller fra den første siden av stempelet (P), hvilket frembringer en målt første fluidverdi; - å overføre fluidet til og/eller fra en andre side av stempelet (P); - å måle en fluidverdi overført til og/eller fra den andre siden av stempelet (P), hvilket frembringer en målt andre fluidverdi; og - å sammenligne den målte første fluidverdien med den målte andre fluidverdien.
10. Fremgangsmåte i henhold til krav 9, hvor fremgangsmåten ytterligere omfatter: - å overføre fluidet til og/eller fra en side til et andre stempel (SP); - å måle en verdi til fluid overført til og/eller fra siden til det andre stemplet (SP) for å fremskaffe en målt tredje fluidverdi; og - å sammenligne de målte første, andre og tredje fluidverdien
11. Fremgangsmåte i henhold til krav 9 eller 10, hvor fremgangsmåten ytterligere omfatter trinnet: - å bestemme om den første, den andre og, hvis til stede, den tredje målte fluidverdien er innenfor en på forhånd bestemt grense med hensyn til hverandre.
12. Fremgangsmåte i henhold til krav 11, hvor fremgangsmåten ytterligere omfatter trinnet: - å aktivere en alarm (50, 60, 70) hvis den første, den andre og, hvis til stede, den tredje målte fluidvolumverdien måles til å være utenfor en på forhånd bestemt grense med hensyn til hverandre.
13. Fremgangsmåte i henhold til hvilket som helst av kravene 9-12, hvor den første fluidverdien og den andre fluidverdien og, hvis til stede, den tredje fluidverdien er målte fluid volumverdier.
14. Fremgangsmåte i henhold til hvilket som helst av kravene 9-12, hvor den første fluidverdien og den andre fluidverdien og, hvis til stede, den tredje fluidverdien er målte fluidstrømningsverdier.
15. Fremgangsmåte i henhold til krav 13, hvor trinnet å måle en verdi for fluid overført til og/eller fra den første og andre siden til stemplet (P), og til siden til det andre stemplet (SP), omfatter: - å måle fluidet med en summerende strømningsmåler; og - å avlese den summerende strømningsmåleren for å frembringe den målte fluidvolumverdien.
16. Fremgangsmåte i henhold til hvilket som helst av kravene 9-15, hvor fremgangsmåten ytterligere omfatter å vise resultatene av sammenlikningen av den første fluidverdien, den andre fluidverdien og, hvis til stede, den tredje fluidverdien på en monitorskjerm (DM).
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US11/366,078 US7836946B2 (en) | 2002-10-31 | 2006-03-02 | Rotating control head radial seal protection and leak detection systems |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20071181L NO20071181L (no) | 2007-09-03 |
NO340338B1 true NO340338B1 (no) | 2017-04-03 |
Family
ID=38068606
Family Applications (2)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20071181A NO340338B1 (no) | 2006-03-02 | 2007-03-02 | Komparatorsystem til bruk med en låsesammenstilling for å låse et roterende styrehode og metode for å sammenligne fluidverdier til og fra låsesammenstillingen |
NO20170414A NO20170414A1 (no) | 2006-03-02 | 2017-03-16 | System og fremgangsmåte tilpasset for bruk med et roterende styrehode |
Family Applications After (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20170414A NO20170414A1 (no) | 2006-03-02 | 2017-03-16 | System og fremgangsmåte tilpasset for bruk med et roterende styrehode |
Country Status (4)
Country | Link |
---|---|
US (5) | US7836946B2 (no) |
EP (4) | EP2639400B1 (no) |
CA (4) | CA2580177C (no) |
NO (2) | NO340338B1 (no) |
Families Citing this family (94)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7836946B2 (en) | 2002-10-31 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotating control head radial seal protection and leak detection systems |
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 |
US7699109B2 (en) * | 2006-11-06 | 2010-04-20 | Smith International | Rotating control device apparatus and method |
CA2867384C (en) | 2006-11-07 | 2016-06-07 | Charles R. Orbell | Method of drilling by installing multiple annular seals between a riser and a string |
AU2015202203B2 (en) * | 2007-04-03 | 2018-02-15 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Rotating control device docking station |
US7762320B2 (en) * | 2007-08-27 | 2010-07-27 | Williams John R | Heat exchanger system and method of use thereof and well drilling equipment comprising same |
US7717169B2 (en) * | 2007-08-27 | 2010-05-18 | Theresa J. Williams, legal representative | Bearing assembly system with integral lubricant distribution and well drilling equipment comprising same |
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 |
US10138700B1 (en) * | 2008-02-29 | 2018-11-27 | Pruitt Tool & Supply Co. | Dual rubber cartridge |
US9074443B2 (en) * | 2008-07-09 | 2015-07-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Apparatus and method for data transmission from a rotating control device |
US8978767B2 (en) * | 2008-08-19 | 2015-03-17 | Onesubsea, Llc | Subsea well intervention lubricator and method for subsea pumping |
US8322432B2 (en) | 2009-01-15 | 2012-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Subsea internal riser rotating control device system and method |
AU2015234310B2 (en) * | 2009-01-15 | 2017-03-30 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Subsea internal riser rotating control device system and method |
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 |
US20100259015A1 (en) * | 2009-04-08 | 2010-10-14 | Lannie Laroy Dietle | Hydrodynamic seal with improved exclusion and lubrication |
NO330179B1 (no) * | 2009-04-14 | 2011-02-28 | Aker Subsea As | Undersjøisk brønnhodesammenstilling med kjøling |
US8366114B1 (en) * | 2009-06-10 | 2013-02-05 | Gruner Daron M | Stuffing box cooling system |
US20120132429A1 (en) * | 2009-07-10 | 2012-05-31 | Dmitriy Ivanovich Aleksandrov | downhole device |
US8347983B2 (en) | 2009-07-31 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with a high pressure rotating control device |
CA2712543C (en) * | 2009-09-10 | 2011-11-01 | Enhanced Petroleum Services Partnership | Rotating control device, cool fluid circulation system and methods of operation |
US9845879B2 (en) | 2009-11-30 | 2017-12-19 | Kalsi Engineering, Inc. | High pressure dynamic sealing arrangement |
US9429238B2 (en) | 2009-11-30 | 2016-08-30 | Kalsi Engineering, Inc. | Dynamic backup ring assembly |
US9316319B2 (en) * | 2009-11-30 | 2016-04-19 | Kalsi Engineering, Inc. | Pressure-balanced floating seal housing assembly and method |
BR112012009248A2 (pt) * | 2010-02-25 | 2019-09-24 | Halliburton Emergy Services Inc | método para manter uma orientação substancialmente fixa de um dispositivo de controle de pressão em relação a uma plataforma movel metodo para controlar remotamente uma orientação de um dispositivo de controle de pressão em relação a uma plataforma movel e dispositivo de controle de pressão para uso em conjunção com uma plataforma |
US8733448B2 (en) * | 2010-03-25 | 2014-05-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electrically operated isolation valve |
US8347982B2 (en) | 2010-04-16 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | System and method for managing heave pressure from a floating rig |
US8833459B2 (en) * | 2010-06-15 | 2014-09-16 | Matthew Carl O'Malley | System and method for channeling fluids underwater to the surface |
US9175542B2 (en) | 2010-06-28 | 2015-11-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Lubricating seal for use with a tubular |
US9243730B1 (en) | 2010-09-28 | 2016-01-26 | Pruitt Tool & Supply Co. | Adapter assembly |
EA201101238A1 (ru) * | 2010-09-28 | 2012-05-30 | Смит Интернэшнл, Инк. | Переходный фланец для поворотного регулирующего устройства |
US9163473B2 (en) | 2010-11-20 | 2015-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote operation of a rotating control device bearing clamp and safety latch |
CN103221629B (zh) * | 2010-11-20 | 2016-02-03 | 哈利伯顿能源服务公司 | 旋转控制装置轴承夹的远程操作 |
US8739863B2 (en) | 2010-11-20 | 2014-06-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote operation of a rotating control device bearing clamp |
US9260934B2 (en) | 2010-11-20 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote operation of a rotating control device bearing clamp |
US9172217B2 (en) | 2010-11-23 | 2015-10-27 | Woodward, Inc. | Pre-chamber spark plug with tubular electrode and method of manufacturing same |
US9476347B2 (en) | 2010-11-23 | 2016-10-25 | Woodward, Inc. | Controlled spark ignited flame kernel flow in fuel-fed prechambers |
US8584648B2 (en) | 2010-11-23 | 2013-11-19 | Woodward, Inc. | Controlled spark ignited flame kernel flow |
US8757274B2 (en) | 2011-07-01 | 2014-06-24 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well tool actuator and isolation valve for use in drilling operations |
US8905150B1 (en) | 2011-08-22 | 2014-12-09 | Pruitt Tool & Supply Co. | Casing stripper attachment |
US8973652B1 (en) | 2011-08-22 | 2015-03-10 | Pruitt Tool & Supply Co. | Pipe wiper box |
DK2812526T3 (da) * | 2011-12-29 | 2017-11-13 | Weatherford Tech Holdings Llc | Ringformet tætning i en roterende styreanordning |
US9611712B2 (en) * | 2012-02-09 | 2017-04-04 | Onesubsea Ip Uk Limited | Lip seal |
WO2014006149A2 (en) * | 2012-07-06 | 2014-01-09 | Statoil Petroleum As | Dynamic annular sealing apparatus |
US9828817B2 (en) | 2012-09-06 | 2017-11-28 | Reform Energy Services Corp. | Latching assembly |
BR112015005026B1 (pt) | 2012-09-06 | 2021-01-12 | Reform Energy Services Corp. | conjunto de fixação e combinação |
CN103775018B (zh) * | 2012-10-25 | 2016-04-20 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种旋转密封总成 |
AU2013368414B2 (en) * | 2012-12-31 | 2016-07-07 | Halliburton Energy Services, Inc. | Electronically monitoring drilling conditions of a rotating control device during drilling operations |
US9856848B2 (en) | 2013-01-08 | 2018-01-02 | Woodward, Inc. | Quiescent chamber hot gas igniter |
WO2014145611A2 (en) | 2013-03-15 | 2014-09-18 | Weatherford/Lamb, Inc. | Purging fluid circuits in wellbore control devices |
US11993997B1 (en) * | 2013-03-15 | 2024-05-28 | Pruitt Tool & Supply Co. | Sealed lubricating head and top drive guide |
US10385646B1 (en) * | 2013-03-15 | 2019-08-20 | Pruitt Tool & Supply Co. | Sealed grease head and top drive guide |
US9765682B2 (en) | 2013-06-10 | 2017-09-19 | Woodward, Inc. | Multi-chamber igniter |
US8839762B1 (en) | 2013-06-10 | 2014-09-23 | Woodward, Inc. | Multi-chamber igniter |
CN103470219B (zh) * | 2013-09-22 | 2016-06-01 | 中国石油集团西部钻探工程有限公司 | 双胶芯旋转头冬季穿胶芯辅助加热装置 |
WO2015060877A1 (en) * | 2013-10-25 | 2015-04-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Automatic rotating control device oiling system |
GB2520533B (en) | 2013-11-22 | 2020-05-06 | Managed Pressure Operations | Pressure containment device |
US9957774B2 (en) | 2013-12-16 | 2018-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure staging for wellhead stack assembly |
CA2839151C (en) * | 2014-01-14 | 2017-12-12 | Strata Energy Services Inc. | Modular sealing elements for a bearing assembly |
GB2525396B (en) * | 2014-04-22 | 2020-10-07 | Managed Pressure Operations | Method of operating a drilling system |
GB2542036B (en) * | 2014-04-30 | 2020-10-07 | Weatherford Tech Holdings Llc | Sealing element mounting |
WO2015168429A2 (en) * | 2014-04-30 | 2015-11-05 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Bearing assembly cooling methods |
EP3149269B1 (en) * | 2014-05-29 | 2018-11-14 | Weatherford Technology Holdings, LLC | Rotating control device radial seal protection |
US9540898B2 (en) | 2014-06-26 | 2017-01-10 | Sunstone Technologies, Llc | Annular drilling device |
US10240426B2 (en) * | 2014-08-19 | 2019-03-26 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressurizing rotating control devices |
MY183573A (en) | 2014-08-21 | 2021-02-26 | Halliburton Energy Services Inc | Rotating control device |
US10077640B2 (en) | 2014-09-10 | 2018-09-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Tie-back seal assembly |
WO2016154056A1 (en) | 2015-03-20 | 2016-09-29 | Woodward, Inc. | Parallel prechamber ignition system |
US9653886B2 (en) | 2015-03-20 | 2017-05-16 | Woodward, Inc. | Cap shielded ignition system |
EP3277906B1 (en) * | 2015-03-31 | 2020-06-10 | Noble Drilling Services, Inc. | Method and system for lubricating riser slip joint and containing seal leakage |
WO2016172455A1 (en) * | 2015-04-23 | 2016-10-27 | Schlumberger Technology Corporation | Bearing pressure indicator |
US10066664B2 (en) * | 2015-08-18 | 2018-09-04 | Black Gold Rental Tools, Inc. | Rotating pressure control head system and method of use |
US9890689B2 (en) | 2015-10-29 | 2018-02-13 | Woodward, Inc. | Gaseous fuel combustion |
RU2695579C1 (ru) | 2016-01-05 | 2019-07-24 | Нобл Дриллинг Сёрвисиз Инк. | Исполнительный механизм плашки с приводом от двигателя, использующий давление, для устройства управления давлением в скважине |
US10094196B2 (en) * | 2016-02-26 | 2018-10-09 | Fa Solutions As | Rotating control device |
WO2017152190A1 (en) * | 2016-03-04 | 2017-09-08 | National Oilwell Varco, L.P. | Systems and methods for controlling flow from a wellbore annulus |
US10408000B2 (en) | 2016-05-12 | 2019-09-10 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Rotating control device, and installation and retrieval thereof |
US10167694B2 (en) | 2016-08-31 | 2019-01-01 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Pressure control device, and installation and retrieval of components thereof |
WO2018070997A1 (en) * | 2016-10-11 | 2018-04-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well site noise control |
US10330203B2 (en) | 2017-01-06 | 2019-06-25 | Kalsi Engineering Inc. | High pressure dynamic sealing device |
CN106837218B (zh) * | 2017-02-28 | 2023-03-24 | 中国海洋石油总公司 | 一种钻井顶部驱动装置液压推靠式橡胶密封冲管总成 |
US10865621B2 (en) | 2017-10-13 | 2020-12-15 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Pressure equalization for well pressure control device |
WO2019147884A1 (en) * | 2018-01-26 | 2019-08-01 | National Oilwell Varco, L.P. | Pressure control devices for sealing around tubular members |
US11753964B2 (en) * | 2018-10-29 | 2023-09-12 | Rtx Corporation | Oil-cooled carbon seal |
US10954739B2 (en) | 2018-11-19 | 2021-03-23 | Saudi Arabian Oil Company | Smart rotating control device apparatus and system |
US11136848B2 (en) | 2019-04-26 | 2021-10-05 | NTDrill Holdings, LLC | Rotating control device with cooling mandrel |
CN110203363A (zh) * | 2019-06-10 | 2019-09-06 | 山东华宇工学院 | 一种提高潜水艇深海航速的装置 |
CN110939401A (zh) * | 2020-01-02 | 2020-03-31 | 河北新铁虎石油机械有限公司 | 一种梅花式板型控压装置 |
US11746908B2 (en) | 2021-09-20 | 2023-09-05 | Flowserve Pte. Ltd. | Rotating shaft seal having an easily installed and easily removed internal cooling channel |
US11808111B2 (en) * | 2022-02-11 | 2023-11-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Rotating control device with integrated cooling for sealed bearings |
US11624255B1 (en) | 2022-04-18 | 2023-04-11 | Weatherford Technology Holdings, LLC. | Rotating control device with debris-excluding barrier |
US12012811B1 (en) * | 2022-12-16 | 2024-06-18 | Halliburton Energy Services, Inc. | Controlling surface pressure during well intervention |
Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3387851A (en) * | 1966-01-12 | 1968-06-11 | Shaffer Tool Works | Tandem stripper sealing apparatus |
Family Cites Families (493)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US517509A (en) * | 1894-04-03 | Stuffing-box | ||
US2176355A (en) | 1939-10-17 | Drumng head | ||
US2506538A (en) | 1950-05-02 | Means for protecting well drilling | ||
US282073A (en) | 1883-07-31 | Electric ore-separator | ||
US1157644A (en) | 1911-07-24 | 1915-10-19 | Terry Steam Turbine Company | Vertical bearing. |
US1503476A (en) | 1921-05-24 | 1924-08-05 | Hughes Tool Co | Apparatus for well drilling |
US1472952A (en) | 1922-02-13 | 1923-11-06 | Longyear E J Co | Oil-saving device for oil wells |
US1528560A (en) * | 1923-10-20 | 1925-03-03 | Herman A Myers | Packing tool |
US1546467A (en) | 1924-01-09 | 1925-07-21 | Joseph F Bennett | Oil or gas drilling mechanism |
US1700894A (en) * | 1924-08-18 | 1929-02-05 | Joyce | Metallic packing for alpha fluid under pressure |
US1560763A (en) | 1925-01-27 | 1925-11-10 | Frank M Collins | Packing head and blow-out preventer for rotary-type well-drilling apparatus |
US1708316A (en) * | 1926-09-09 | 1929-04-09 | John W Macclatchie | Blow-out preventer |
US1813402A (en) | 1927-06-01 | 1931-07-07 | Evert N Hewitt | Pressure drilling head |
US1776797A (en) | 1928-08-15 | 1930-09-30 | Sheldon Waldo | Packing for rotary well drilling |
US1769921A (en) | 1928-12-11 | 1930-07-08 | Ingersoll Rand Co | Centralizer for drill steels |
US1836470A (en) | 1930-02-24 | 1931-12-15 | Granville A Humason | Blow-out preventer |
US1942366A (en) * | 1930-03-29 | 1934-01-02 | Seamark Lewis Mervyn Cecil | Casing head equipment |
US1831956A (en) | 1930-10-27 | 1931-11-17 | Reed Roller Bit Co | Blow out preventer |
US2038140A (en) * | 1931-07-06 | 1936-04-21 | Hydril Co | Packing head |
US1902906A (en) * | 1931-08-12 | 1933-03-28 | Seamark Lewis Mervyn Cecil | Casing head equipment |
US2071197A (en) * | 1934-05-07 | 1937-02-16 | Burns Erwin | Blow-out preventer |
US2036537A (en) * | 1935-07-22 | 1936-04-07 | Herbert C Otis | Kelly stuffing box |
US2124015A (en) | 1935-11-19 | 1938-07-19 | Hydril Co | Packing head |
US2144682A (en) * | 1936-08-12 | 1939-01-24 | Macclatchie Mfg Company | Blow-out preventer |
US2163813A (en) | 1936-08-24 | 1939-06-27 | Hydril Co | Oil well packing head |
US2148844A (en) * | 1936-10-02 | 1939-02-28 | Hydril Co | Packing head for oil wells |
US2175648A (en) | 1937-01-18 | 1939-10-10 | Edmund J Roach | Blow-out preventer for casing heads |
US2126007A (en) | 1937-04-12 | 1938-08-09 | Guiberson Corp | Drilling head |
US2165410A (en) | 1937-05-24 | 1939-07-11 | Arthur J Penick | Blowout preventer |
US2170915A (en) | 1937-08-09 | 1939-08-29 | Frank J Schweitzer | Collar passing pressure stripper |
US2185822A (en) * | 1937-11-06 | 1940-01-02 | Nat Supply Co | Rotary swivel |
US2243439A (en) | 1938-01-18 | 1941-05-27 | Guiberson Corp | Pressure drilling head |
US2211122A (en) | 1938-03-10 | 1940-08-13 | J H Mcevoy & Company | Tubing head and hanger |
US2170916A (en) | 1938-05-09 | 1939-08-29 | Frank J Schweitzer | Rotary collar passing blow-out preventer and stripper |
US2243340A (en) | 1938-05-23 | 1941-05-27 | Frederic W Hild | Rotary blowout preventer |
US2303090A (en) | 1938-11-08 | 1942-11-24 | Guiberson Corp | Pressure drilling head |
US2222082A (en) | 1938-12-01 | 1940-11-19 | Nat Supply Co | Rotary drilling head |
US2199735A (en) | 1938-12-29 | 1940-05-07 | Fred G Beckman | Packing gland |
US2287205A (en) | 1939-01-27 | 1942-06-23 | Hydril Company Of California | Packing head |
US2233041A (en) * | 1939-09-14 | 1941-02-25 | Arthur J Penick | Blowout preventer |
US2313169A (en) * | 1940-05-09 | 1943-03-09 | Arthur J Penick | Well head assembly |
US2325556A (en) | 1941-03-22 | 1943-07-27 | Guiberson Corp | Well swab |
US2338093A (en) * | 1941-06-28 | 1944-01-04 | George E Failing Supply Compan | Kelly rod and drive bushing therefor |
US2480955A (en) | 1945-10-29 | 1949-09-06 | Oil Ct Tool Company | Joint sealing means for well heads |
US2529744A (en) | 1946-05-18 | 1950-11-14 | Frank J Schweitzer | Choking collar blowout preventer and stripper |
US2609836A (en) | 1946-08-16 | 1952-09-09 | Hydril Corp | Control head and blow-out preventer |
NL76600C (no) | 1948-01-23 | |||
US2628852A (en) * | 1949-02-02 | 1953-02-17 | Crane Packing Co | Cooling system for double seals |
US2649318A (en) | 1950-05-18 | 1953-08-18 | Blaw Knox Co | Pressure lubricating system |
US2862735A (en) | 1950-08-19 | 1958-12-02 | Hydril Co | Kelly packer and blowout preventer |
US2731281A (en) * | 1950-08-19 | 1956-01-17 | Hydril Corp | Kelly packer and blowout preventer |
GB713940A (en) | 1951-08-31 | 1954-08-18 | British Messier Ltd | Improvements in or relating to hydraulic accumulators and the like |
US2746781A (en) | 1952-01-26 | 1956-05-22 | Petroleum Mechanical Dev Corp | Wiping and sealing devices for well pipes |
US2760795A (en) | 1953-06-15 | 1956-08-28 | Shaffer Tool Works | Rotary blowout preventer for well apparatus |
US2760750A (en) | 1953-08-13 | 1956-08-28 | Shaffer Tool Works | Stationary blowout preventer |
US2846247A (en) | 1953-11-23 | 1958-08-05 | Guiberson Corp | Drilling head |
US2808229A (en) | 1954-11-12 | 1957-10-01 | Shell Oil Co | Off-shore drilling |
US2929610A (en) * | 1954-12-27 | 1960-03-22 | Shell Oil Co | Drilling |
US2853274A (en) | 1955-01-03 | 1958-09-23 | Henry H Collins | Rotary table and pressure fluid seal therefor |
US2808230A (en) | 1955-01-17 | 1957-10-01 | Shell Oil Co | Off-shore drilling |
US2846178A (en) | 1955-01-24 | 1958-08-05 | Regan Forge & Eng Co | Conical-type blowout preventer |
US2886350A (en) | 1957-04-22 | 1959-05-12 | Horne Robert Jackson | Centrifugal seals |
US2927774A (en) * | 1957-05-10 | 1960-03-08 | Phillips Petroleum Co | Rotary seal |
US2995196A (en) | 1957-07-08 | 1961-08-08 | Shaffer Tool Works | Drilling head |
US3032125A (en) | 1957-07-10 | 1962-05-01 | Jersey Prod Res Co | Offshore apparatus |
US2962096A (en) | 1957-10-22 | 1960-11-29 | Hydril Co | Well head connector |
US3029083A (en) | 1958-02-04 | 1962-04-10 | Shaffer Tool Works | Seal for drilling heads and the like |
US2904357A (en) | 1958-03-10 | 1959-09-15 | Hydril Co | Rotatable well pressure seal |
US3096999A (en) | 1958-07-07 | 1963-07-09 | Cameron Iron Works Inc | Pipe joint having remote control coupling means |
US3052300A (en) | 1959-02-06 | 1962-09-04 | Donald M Hampton | Well head for air drilling apparatus |
US3023012A (en) * | 1959-06-09 | 1962-02-27 | Shaffer Tool Works | Submarine drilling head and blowout preventer |
US3100015A (en) | 1959-10-05 | 1963-08-06 | Regan Forge & Eng Co | Method of and apparatus for running equipment into and out of wells |
US3033011A (en) | 1960-08-31 | 1962-05-08 | Drilco Oil Tools Inc | Resilient rotary drive fluid conduit connection |
US3134613A (en) | 1961-03-31 | 1964-05-26 | Regan Forge & Eng Co | Quick-connect fitting for oil well tubing |
US3209829A (en) | 1961-05-08 | 1965-10-05 | Shell Oil Co | Wellhead assembly for under-water wells |
US3128614A (en) | 1961-10-27 | 1964-04-14 | Grant Oil Tool Company | Drilling head |
US3216731A (en) | 1962-02-12 | 1965-11-09 | Otis Eng Co | Well tools |
US3225831A (en) | 1962-04-16 | 1965-12-28 | Hydril Co | Apparatus and method for packing off multiple tubing strings |
US3203358A (en) | 1962-08-13 | 1965-08-31 | Regan Forge & Eng Co | Fluid flow control apparatus |
US3176996A (en) | 1962-10-12 | 1965-04-06 | Barnett Leon Truman | Oil balanced shaft seal |
NL302722A (no) | 1963-02-01 | |||
US3259198A (en) | 1963-05-28 | 1966-07-05 | Shell Oil Co | Method and apparatus for drilling underwater wells |
US3288472A (en) | 1963-07-01 | 1966-11-29 | Regan Forge & Eng Co | Metal seal |
US3294112A (en) | 1963-07-01 | 1966-12-27 | Regan Forge & Eng Co | Remotely operable fluid flow control valve |
US3268233A (en) | 1963-10-07 | 1966-08-23 | Brown Oil Tools | Rotary stripper for well pipe strings |
US3485051A (en) | 1963-11-29 | 1969-12-23 | Regan Forge & Eng Co | Double tapered guidance method |
US3347567A (en) | 1963-11-29 | 1967-10-17 | Regan Forge & Eng Co | Double tapered guidance apparatus |
US3313358A (en) | 1964-04-01 | 1967-04-11 | Chevron Res | Conductor casing for offshore drilling and well completion |
US3289761A (en) | 1964-04-15 | 1966-12-06 | Robbie J Smith | Method and means for sealing wells |
US3313345A (en) | 1964-06-02 | 1967-04-11 | Chevron Res | Method and apparatus for offshore drilling and well completion |
US3360048A (en) | 1964-06-29 | 1967-12-26 | Regan Forge & Eng Co | Annulus valve |
US3285352A (en) | 1964-12-03 | 1966-11-15 | Joseph M Hunter | Rotary air drilling head |
US3372761A (en) * | 1965-06-30 | 1968-03-12 | Adrianus Wilhelmus Van Gils | Maximum allowable back pressure controller for a drilled hole |
US3302048A (en) * | 1965-09-23 | 1967-01-31 | Barden Corp | Self-aligning gas bearing |
US3397928A (en) | 1965-11-08 | 1968-08-20 | Edward M. Galle | Seal means for drill bit bearings |
US3401600A (en) | 1965-12-23 | 1968-09-17 | Bell Aerospace Corp | Control system having a plurality of control chains each of which may be disabled in event of failure thereof |
US3333870A (en) | 1965-12-30 | 1967-08-01 | Regan Forge & Eng Co | Marine conductor coupling with double seal construction |
US3405763A (en) | 1966-02-18 | 1968-10-15 | Gray Tool Co | Well completion apparatus and method |
US3424197A (en) * | 1966-03-25 | 1969-01-28 | Sumitomo Precision Prod Co | Indication apparatus of displacement by means of liquid pressure |
US3445126A (en) | 1966-05-19 | 1969-05-20 | Regan Forge & Eng Co | Marine conductor coupling |
US3421580A (en) * | 1966-08-15 | 1969-01-14 | Rockwell Mfg Co | Underwater well completion method and apparatus |
DE1282052B (de) | 1966-08-31 | 1968-11-07 | Knorr Bremse Gmbh | Anzeigeeinrichtung fuer den Anlegezustand von Schienenfahrzeugbremsen |
US3400938A (en) | 1966-09-16 | 1968-09-10 | Williams Bob | Drilling head assembly |
US3472518A (en) | 1966-10-24 | 1969-10-14 | Texaco Inc | Dynamic seal for drill pipe annulus |
US3443643A (en) | 1966-12-30 | 1969-05-13 | Cameron Iron Works Inc | Apparatus for controlling the pressure in a well |
FR1519891A (fr) | 1967-02-24 | 1968-04-05 | Entpr D Equipements Mecaniques | Perfectionnements apportés aux structures du genre des plates-formes pour travaux sous-marins |
US3481610A (en) | 1967-06-02 | 1969-12-02 | Bowen Tools Inc | Seal valve assembly |
US3492007A (en) * | 1967-06-07 | 1970-01-27 | Regan Forge & Eng Co | Load balancing full opening and rotating blowout preventer apparatus |
US3452815A (en) | 1967-07-31 | 1969-07-01 | Regan Forge & Eng Co | Latching mechanism |
US3493043A (en) * | 1967-08-09 | 1970-02-03 | Regan Forge & Eng Co | Mono guide line apparatus and method |
US3561723A (en) * | 1968-05-07 | 1971-02-09 | Edward T Cugini | Stripping and blow-out preventer device |
US3503460A (en) * | 1968-07-03 | 1970-03-31 | Byron Jackson Inc | Pipe handling and centering apparatus for well drilling rigs |
US3476195A (en) | 1968-11-15 | 1969-11-04 | Hughes Tool Co | Lubricant relief valve for rock bits |
US3603409A (en) | 1969-03-27 | 1971-09-07 | Regan Forge & Eng Co | Method and apparatus for balancing subsea internal and external well pressures |
US3529835A (en) | 1969-05-15 | 1970-09-22 | Hydril Co | Kelly packer and lubricator |
US3661409A (en) | 1969-08-14 | 1972-05-09 | Gray Tool Co | Multi-segment clamp |
US3587734A (en) | 1969-09-08 | 1971-06-28 | Shafco Ind Inc | Adapter for converting a stationary blowout preventer to a rotary blowout preventer |
US3638721A (en) * | 1969-12-10 | 1972-02-01 | Exxon Production Research Co | Flexible connection for rotating blowout preventer |
US3621912A (en) | 1969-12-10 | 1971-11-23 | Exxon Production Research Co | Remotely operated rotating wellhead |
US3638742A (en) * | 1970-01-06 | 1972-02-01 | William A Wallace | Well bore seal apparatus for closed fluid circulation assembly |
US3664376A (en) | 1970-01-26 | 1972-05-23 | Regan Forge & Eng Co | Flow line diverter apparatus |
US3631834A (en) * | 1970-01-26 | 1972-01-04 | Waukesha Bearings Corp | Pressure-balancing oil system for stern tubes of ships |
US3667721A (en) | 1970-04-13 | 1972-06-06 | Rucker Co | Blowout preventer |
US3583480A (en) | 1970-06-10 | 1971-06-08 | Regan Forge & Eng Co | Method of providing a removable packing insert in a subsea stationary blowout preventer apparatus |
US3677353A (en) | 1970-07-15 | 1972-07-18 | Cameron Iron Works Inc | Apparatus for controlling well pressure |
US3653350A (en) | 1970-12-04 | 1972-04-04 | Waukesha Bearings Corp | Pressure balancing oil system for stern tubes of ships |
US3800869A (en) | 1971-01-04 | 1974-04-02 | Rockwell International Corp | Underwater well completion method and apparatus |
US3971576A (en) | 1971-01-04 | 1976-07-27 | Mcevoy Oilfield Equipment Co. | Underwater well completion method and apparatus |
US3741296A (en) | 1971-06-14 | 1973-06-26 | Hydril Co | Replacement of sub sea blow out preventer packing units |
US3779313A (en) | 1971-07-01 | 1973-12-18 | Regan Forge & Eng Co | Le connecting apparatus for subsea wellhead |
US3724862A (en) | 1971-08-21 | 1973-04-03 | M Biffle | Drill head and sealing apparatus therefore |
US3872717A (en) * | 1972-01-03 | 1975-03-25 | Nathaniel S Fox | Soil testing method and apparatus |
US3815673A (en) | 1972-02-16 | 1974-06-11 | Exxon Production Research Co | Method and apparatus for controlling hydrostatic pressure gradient in offshore drilling operations |
US3827511A (en) | 1972-12-18 | 1974-08-06 | Cameron Iron Works Inc | Apparatus for controlling well pressure |
US3868832A (en) * | 1973-03-08 | 1975-03-04 | Morris S Biffle | Rotary drilling head assembly |
US3965987A (en) | 1973-03-08 | 1976-06-29 | Dresser Industries, Inc. | Method of sealing the annulus between a toolstring and casing head |
US3884482A (en) * | 1973-03-08 | 1975-05-20 | Borg Warner | Cooled seal cartridge |
JPS5233259B2 (no) | 1974-04-26 | 1977-08-26 | ||
JPS516083A (en) | 1974-07-03 | 1976-01-19 | Nippon Kokan Kk | Ryutaino morekenchisochi |
US3924678A (en) | 1974-07-15 | 1975-12-09 | Vetco Offshore Ind Inc | Casing hanger and packing running apparatus |
US3934887A (en) * | 1975-01-30 | 1976-01-27 | Dresser Industries, Inc. | Rotary drilling head assembly |
US3952526A (en) | 1975-02-03 | 1976-04-27 | Regan Offshore International, Inc. | Flexible supportive joint for sub-sea riser flotation means |
US4052703A (en) | 1975-05-05 | 1977-10-04 | Automatic Terminal Information Systems, Inc. | Intelligent multiplex system for subsurface wells |
US3992889A (en) | 1975-06-09 | 1976-11-23 | Regan Offshore International, Inc. | Flotation means for subsea well riser |
US3984990A (en) | 1975-06-09 | 1976-10-12 | Regan Offshore International, Inc. | Support means for a well riser or the like |
US3955622A (en) | 1975-06-09 | 1976-05-11 | Regan Offshore International, Inc. | Dual drill string orienting apparatus and method |
US4046191A (en) | 1975-07-07 | 1977-09-06 | Exxon Production Research Company | Subsea hydraulic choke |
US4063602A (en) | 1975-08-13 | 1977-12-20 | Exxon Production Research Company | Drilling fluid diverter system |
US3976148A (en) | 1975-09-12 | 1976-08-24 | The Offshore Company | Method and apparatus for determining onboard a heaving vessel the flow rate of drilling fluid flowing out of a wellhole and into a telescoping marine riser connecting between the wellhouse and the vessel |
US3999766A (en) | 1975-11-28 | 1976-12-28 | General Electric Company | Dynamoelectric machine shaft seal |
FR2356064A1 (fr) | 1976-02-09 | 1978-01-20 | Commissariat Energie Atomique | Dispositif d'etancheite pour sortie d'arbre de machine tournante |
US4098341A (en) | 1977-02-28 | 1978-07-04 | Hydril Company | Rotating blowout preventer apparatus |
US4183562A (en) * | 1977-04-01 | 1980-01-15 | Regan Offshore International, Inc. | Marine riser conduit section coupling means |
US4091881A (en) | 1977-04-11 | 1978-05-30 | Exxon Production Research Company | Artificial lift system for marine drilling riser |
US4099583A (en) | 1977-04-11 | 1978-07-11 | Exxon Production Research Company | Gas lift system for marine drilling riser |
US4109712A (en) | 1977-08-01 | 1978-08-29 | Regan Offshore International, Inc. | Safety apparatus for automatically sealing hydraulic lines within a sub-sea well casing |
US4149603A (en) | 1977-09-06 | 1979-04-17 | Arnold James F | Riserless mud return system |
US4216835A (en) | 1977-09-07 | 1980-08-12 | Nelson Norman A | System for connecting an underwater platform to an underwater floor |
US4157186A (en) | 1977-10-17 | 1979-06-05 | Murray Donnie L | Heavy duty rotating blowout preventor |
US4208056A (en) | 1977-10-18 | 1980-06-17 | Biffle Morris S | Rotating blowout preventor with index kelly drive bushing and stripper rubber |
US4154448A (en) | 1977-10-18 | 1979-05-15 | Biffle Morris S | Rotating blowout preventor with rigid washpipe |
US4222590A (en) | 1978-02-02 | 1980-09-16 | Regan Offshore International, Inc. | Equally tensioned coupling apparatus |
US4200312A (en) | 1978-02-06 | 1980-04-29 | Regan Offshore International, Inc. | Subsea flowline connector |
US4143881A (en) * | 1978-03-23 | 1979-03-13 | Dresser Industries, Inc. | Lubricant cooled rotary drill head seal |
US4143880A (en) * | 1978-03-23 | 1979-03-13 | Dresser Industries, Inc. | Reverse pressure activated rotary drill head seal |
CA1081686A (en) | 1978-05-01 | 1980-07-15 | Percy W. Schumacher, Jr. | Drill bit air clearing system |
US4336840A (en) | 1978-06-06 | 1982-06-29 | Hughes Tool Company | Double cylinder system |
US4249600A (en) * | 1978-06-06 | 1981-02-10 | Brown Oil Tools, Inc. | Double cylinder system |
US4384724A (en) | 1978-08-17 | 1983-05-24 | Derman Karl G E | Sealing device |
US4282939A (en) | 1979-06-20 | 1981-08-11 | Exxon Production Research Company | Method and apparatus for compensating well control instrumentation for the effects of vessel heave |
US4509405A (en) | 1979-08-20 | 1985-04-09 | Nl Industries, Inc. | Control valve system for blowout preventers |
US4304310A (en) | 1979-08-24 | 1981-12-08 | Smith International, Inc. | Drilling head |
US4285406A (en) | 1979-08-24 | 1981-08-25 | Smith International, Inc. | Drilling head |
US4281724A (en) | 1979-08-24 | 1981-08-04 | Smith International, Inc. | Drilling head |
US4293047A (en) | 1979-08-24 | 1981-10-06 | Smith International, Inc. | Drilling head |
US4480703A (en) | 1979-08-24 | 1984-11-06 | Smith International, Inc. | Drilling head |
US4291768A (en) | 1980-01-14 | 1981-09-29 | W-K-M Wellhead Systems, Inc. | Packing assembly for wellheads |
US4291772A (en) | 1980-03-25 | 1981-09-29 | Standard Oil Company (Indiana) | Drilling fluid bypass for marine riser |
US4313054A (en) * | 1980-03-31 | 1982-01-26 | Carrier Corporation | Part load calculator |
US4310058A (en) * | 1980-04-28 | 1982-01-12 | Otis Engineering Corporation | Well drilling method |
US4312404A (en) * | 1980-05-01 | 1982-01-26 | Lynn International Inc. | Rotating blowout preventer |
US4386667A (en) | 1980-05-01 | 1983-06-07 | Hughes Tool Company | Plunger lubricant compensator for an earth boring drill bit |
US4355784A (en) | 1980-08-04 | 1982-10-26 | Warren Automatic Tool Company | Method and apparatus for controlling back pressure |
US4326584A (en) | 1980-08-04 | 1982-04-27 | Regan Offshore International, Inc. | Kelly packing and stripper seal protection element |
US4363357A (en) | 1980-10-09 | 1982-12-14 | Hunter Joseph M | Rotary drilling head |
US4367795A (en) * | 1980-10-31 | 1983-01-11 | Biffle Morris S | Rotating blowout preventor with improved seal assembly |
US4361185A (en) | 1980-10-31 | 1982-11-30 | Biffle John M | Stripper rubber for rotating blowout preventors |
US4353420A (en) | 1980-10-31 | 1982-10-12 | Cameron Iron Works, Inc. | Wellhead apparatus and method of running same |
US4383577A (en) | 1981-02-10 | 1983-05-17 | Pruitt Alfred B | Rotating head for air, gas and mud drilling |
US4387771A (en) | 1981-02-17 | 1983-06-14 | Jones Darrell L | Wellhead system for exploratory wells |
US4398599A (en) | 1981-02-23 | 1983-08-16 | Chickasha Rentals, Inc. | Rotating blowout preventor with adaptor |
US4378849A (en) | 1981-02-27 | 1983-04-05 | Wilks Joe A | Blowout preventer with mechanically operated relief valve |
US4345769A (en) | 1981-03-16 | 1982-08-24 | Washington Rotating Control Heads, Inc. | Drilling head assembly seal |
US4335791A (en) | 1981-04-06 | 1982-06-22 | Evans Robert F | Pressure compensator and lubricating reservoir with improved response to substantial pressure changes and adverse environment |
US4349204A (en) | 1981-04-29 | 1982-09-14 | Lynes, Inc. | Non-extruding inflatable packer assembly |
US4337653A (en) | 1981-04-29 | 1982-07-06 | Koomey, Inc. | Blowout preventer control and recorder system |
JPS5825036Y2 (ja) | 1981-05-29 | 1983-05-28 | 塚本精機株式会社 | 回転掘削工具の圧力補償装置 |
US4423776A (en) * | 1981-06-25 | 1984-01-03 | Wagoner E Dewayne | Drilling head assembly |
US4457489A (en) | 1981-07-13 | 1984-07-03 | Gilmore Samuel E | Subsea fluid conduit connections for remote controlled valves |
US4439204A (en) * | 1981-09-11 | 1984-03-27 | Ciba-Geigy Corporation | Dye salts |
US4440239A (en) * | 1981-09-28 | 1984-04-03 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus for controlling the flow of drilling fluid in a wellbore |
US4413653A (en) | 1981-10-08 | 1983-11-08 | Halliburton Company | Inflation anchor |
US4424861A (en) * | 1981-10-08 | 1984-01-10 | Halliburton Company | Inflatable anchor element and packer employing same |
US4406333A (en) | 1981-10-13 | 1983-09-27 | Adams Johnie R | Rotating head for rotary drilling rigs |
US4441551A (en) | 1981-10-15 | 1984-04-10 | Biffle Morris S | Modified rotating head assembly for rotating blowout preventors |
US4526243A (en) | 1981-11-23 | 1985-07-02 | Smith International, Inc. | Drilling head |
US4497592A (en) * | 1981-12-01 | 1985-02-05 | Armco Inc. | Self-levelling underwater structure |
US4416340A (en) | 1981-12-24 | 1983-11-22 | Smith International, Inc. | Rotary drilling head |
US4615544A (en) | 1982-02-16 | 1986-10-07 | Smith International, Inc. | Subsea wellhead system |
US4488740A (en) | 1982-02-19 | 1984-12-18 | Smith International, Inc. | Breech block hanger support |
US4427072A (en) * | 1982-05-21 | 1984-01-24 | Armco Inc. | Method and apparatus for deep underwater well drilling and completion |
US4500094A (en) * | 1982-05-24 | 1985-02-19 | Biffle Morris S | High pressure rotary stripper |
FR2528106A1 (fr) | 1982-06-08 | 1983-12-09 | Chaudot Gerard | Systeme de production des gisements sous-marins de fluides, destine a permettre la production et d'augmenter la recuperation des fluides en place, avec regulation de debit |
US4440232A (en) | 1982-07-26 | 1984-04-03 | Koomey, Inc. | Well pressure compensation for blowout preventers |
US4448255A (en) | 1982-08-17 | 1984-05-15 | Shaffer Donald U | Rotary blowout preventer |
US4439068A (en) * | 1982-09-23 | 1984-03-27 | Armco Inc. | Releasable guide post mount and method for recovering guide posts by remote operations |
US4444401A (en) | 1982-12-13 | 1984-04-24 | Hydril Company | Flow diverter seal with respective oblong and circular openings |
US4456062A (en) | 1982-12-13 | 1984-06-26 | Hydril Company | Flow diverter |
US4444250A (en) | 1982-12-13 | 1984-04-24 | Hydril Company | Flow diverter |
US4502534A (en) * | 1982-12-13 | 1985-03-05 | Hydril Company | Flow diverter |
US4456063A (en) | 1982-12-13 | 1984-06-26 | Hydril Company | Flow diverter |
US4566494A (en) * | 1983-01-17 | 1986-01-28 | Hydril Company | Vent line system |
US4630680A (en) | 1983-01-27 | 1986-12-23 | Hydril Company | Well control method and apparatus |
US4478287A (en) | 1983-01-27 | 1984-10-23 | Hydril Company | Well control method and apparatus |
US4484753A (en) | 1983-01-31 | 1984-11-27 | Nl Industries, Inc. | Rotary shaft seal |
USD282073S (en) * | 1983-02-23 | 1986-01-07 | Arkoma Machine Shop, Inc. | Rotating head for drilling |
US4745970A (en) | 1983-02-23 | 1988-05-24 | Arkoma Machine Shop | Rotating head |
US4531593A (en) | 1983-03-11 | 1985-07-30 | Elliott Guy R B | Substantially self-powered fluid turbines |
US4529210A (en) | 1983-04-01 | 1985-07-16 | Biffle Morris S | Drilling media injection for rotating blowout preventors |
US4531580A (en) | 1983-07-07 | 1985-07-30 | Cameron Iron Works, Inc. | Rotating blowout preventers |
US4531591A (en) * | 1983-08-24 | 1985-07-30 | Washington Rotating Control Heads | Drilling head method and apparatus |
US4524832A (en) | 1983-11-30 | 1985-06-25 | Hydril Company | Diverter/BOP system and method for a bottom supported offshore drilling rig |
US4597447A (en) | 1983-11-30 | 1986-07-01 | Hydril Company | Diverter/bop system and method for a bottom supported offshore drilling rig |
US4531951A (en) | 1983-12-19 | 1985-07-30 | Cellu Products Company | Method and apparatus for recovering blowing agent in foam production |
US4832126A (en) | 1984-01-10 | 1989-05-23 | Hydril Company | Diverter system and blowout preventer |
US4828024A (en) | 1984-01-10 | 1989-05-09 | Hydril Company | Diverter system and blowout preventer |
US4546828A (en) | 1984-01-10 | 1985-10-15 | Hydril Company | Diverter system and blowout preventer |
US4553429A (en) * | 1984-02-09 | 1985-11-19 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus for monitoring fluid flow between a borehole and the surrounding formations in the course of drilling operations |
US4486025A (en) | 1984-03-05 | 1984-12-04 | Washington Rotating Control Heads, Inc. | Stripper packer |
US4533003A (en) | 1984-03-08 | 1985-08-06 | A-Z International Company | Drilling apparatus and cutter therefor |
US4553591A (en) | 1984-04-12 | 1985-11-19 | Mitchell Richard T | Oil well drilling apparatus |
US4575426A (en) * | 1984-06-19 | 1986-03-11 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus employing oleophilic brushes for oil spill clean-up |
US4595343A (en) | 1984-09-12 | 1986-06-17 | Baker Drilling Equipment Company | Remote mud pump control apparatus |
DE3433793A1 (de) | 1984-09-14 | 1986-03-27 | Samson Ag, 6000 Frankfurt | Umlaufender bohrkopf |
US4623020A (en) | 1984-09-25 | 1986-11-18 | Cactus Wellhead Equipment Co., Inc. | Communication joint for use in a well |
US4610319A (en) | 1984-10-15 | 1986-09-09 | Kalsi Manmohan S | Hydrodynamic lubricant seal for drill bits |
US4626135A (en) | 1984-10-22 | 1986-12-02 | Hydril Company | Marine riser well control method and apparatus |
US4618314A (en) | 1984-11-09 | 1986-10-21 | Hailey Charles D | Fluid injection apparatus and method used between a blowout preventer and a choke manifold |
US4646844A (en) * | 1984-12-24 | 1987-03-03 | Hydril Company | Diverter/bop system and method for a bottom supported offshore drilling rig |
US4712620A (en) | 1985-01-31 | 1987-12-15 | Vetco Gray Inc. | Upper marine riser package |
US4621655A (en) | 1985-03-04 | 1986-11-11 | Hydril Company | Marine riser fill-up valve |
CA1252384A (en) | 1985-04-04 | 1989-04-11 | Stephen H. Barkley | Wellhead connecting apparatus |
DK150665C (da) | 1985-04-11 | 1987-11-30 | Einar Dyhr | Drosselventil til regujlering af gennemstroemning og dermed bagtryk i |
US4611661A (en) | 1985-04-15 | 1986-09-16 | Vetco Offshore Industries, Inc. | Retrievable exploration guide base/completion guide base system |
US4690220A (en) | 1985-05-01 | 1987-09-01 | Texas Iron Works, Inc. | Tubular member anchoring arrangement and method |
US4651830A (en) * | 1985-07-03 | 1987-03-24 | Cameron Iron Works, Inc. | Marine wellhead structure |
DE3526283A1 (de) | 1985-07-23 | 1987-02-05 | Kleinewefers Gmbh | Durchbiegungssteuerbare und beheizbare walze |
US4660863A (en) | 1985-07-24 | 1987-04-28 | A-Z International Tool Company | Casing patch seal |
US4646826A (en) * | 1985-07-29 | 1987-03-03 | A-Z International Tool Company | Well string cutting apparatus |
US4630669A (en) * | 1985-08-15 | 1986-12-23 | Motorola, Inc. | Heat exchange apparatus for high temperature LPCVD equipment |
US4632188A (en) | 1985-09-04 | 1986-12-30 | Atlantic Richfield Company | Subsea wellhead apparatus |
US4719937A (en) * | 1985-11-29 | 1988-01-19 | Hydril Company | Marine riser anti-collapse valve |
US4722615A (en) * | 1986-04-14 | 1988-02-02 | A-Z International Tool Company | Drilling apparatus and cutter therefor |
US4754820A (en) | 1986-06-18 | 1988-07-05 | Drilex Systems, Inc. | Drilling head with bayonet coupling |
US4783084A (en) | 1986-07-21 | 1988-11-08 | Biffle Morris S | Head for a rotating blowout preventor |
US4865137A (en) | 1986-08-13 | 1989-09-12 | Drilex Systems, Inc. | Drilling apparatus and cutter |
US4727942A (en) * | 1986-11-05 | 1988-03-01 | Hughes Tool Company | Compensator for earth boring bits |
US5028056A (en) | 1986-11-24 | 1991-07-02 | The Gates Rubber Company | Fiber composite sealing element |
US4736799A (en) | 1987-01-14 | 1988-04-12 | Cameron Iron Works Usa, Inc. | Subsea tubing hanger |
US4759413A (en) | 1987-04-13 | 1988-07-26 | Drilex Systems, Inc. | Method and apparatus for setting an underwater drilling system |
US4765404A (en) | 1987-04-13 | 1988-08-23 | Drilex Systems, Inc. | Whipstock packer assembly |
US4749035A (en) | 1987-04-30 | 1988-06-07 | Cameron Iron Works Usa, Inc. | Tubing packer |
US4813495A (en) | 1987-05-05 | 1989-03-21 | Conoco Inc. | Method and apparatus for deepwater drilling |
US4825938A (en) | 1987-08-03 | 1989-05-02 | Kenneth Davis | Rotating blowout preventor for drilling rig |
US4807705A (en) * | 1987-09-11 | 1989-02-28 | Cameron Iron Works Usa, Inc. | Casing hanger with landing shoulder seal insert |
US4882830A (en) | 1987-10-07 | 1989-11-28 | Carstensen Kenneth J | Method for improving the integrity of coupling sections in high performance tubing and casing |
US4822212A (en) | 1987-10-28 | 1989-04-18 | Amoco Corporation | Subsea template and method for using the same |
US4844406A (en) | 1988-02-09 | 1989-07-04 | Double-E Inc. | Blowout preventer |
US4836289A (en) | 1988-02-11 | 1989-06-06 | Southland Rentals, Inc. | Method and apparatus for performing wireline operations in a well |
US4817724A (en) | 1988-08-19 | 1989-04-04 | Vetco Gray Inc. | Diverter system test tool and method |
US5035292A (en) | 1989-01-11 | 1991-07-30 | Masx Energy Service Group, Inc. | Whipstock starter mill with pressure drop tattletale |
US4909327A (en) * | 1989-01-25 | 1990-03-20 | Hydril Company | Marine riser |
US4971148A (en) | 1989-01-30 | 1990-11-20 | Hydril Company | Flow diverter |
US4962819A (en) | 1989-02-01 | 1990-10-16 | Drilex Systems, Inc. | Mud saver valve with replaceable inner sleeve |
US4955949A (en) | 1989-02-01 | 1990-09-11 | Drilex Systems, Inc. | Mud saver valve with increased flow check valve |
US5009265A (en) | 1989-09-07 | 1991-04-23 | Drilex Systems, Inc. | Packer for wellhead repair unit |
US4984636A (en) * | 1989-02-21 | 1991-01-15 | Drilex Systems, Inc. | Geothermal wellhead repair unit |
US5062450A (en) | 1989-02-21 | 1991-11-05 | Masx Energy Services Group, Inc. | Valve body for oilfield applications |
US5082020A (en) * | 1989-02-21 | 1992-01-21 | Masx Energy Services Group, Inc. | Valve body for oilfield applications |
US5040600A (en) | 1989-02-21 | 1991-08-20 | Drilex Systems, Inc. | Geothermal wellhead repair unit |
US4949796A (en) | 1989-03-07 | 1990-08-21 | Williams John R | Drilling head seal assembly |
DE3921756C1 (no) | 1989-07-01 | 1991-01-03 | Teldix Gmbh, 6900 Heidelberg, De | |
US4995464A (en) * | 1989-08-25 | 1991-02-26 | Dril-Quip, Inc. | Well apparatus and method |
US5147559A (en) | 1989-09-26 | 1992-09-15 | Brophey Robert W | Controlling cone of depression in a well by microprocessor control of modulating valve |
GB8925075D0 (en) * | 1989-11-07 | 1989-12-28 | British Petroleum Co Plc | Sub-sea well injection system |
US5022472A (en) | 1989-11-14 | 1991-06-11 | Masx Energy Services Group, Inc. | Hydraulic clamp for rotary drilling head |
US5212151A (en) | 1989-12-07 | 1993-05-18 | Sumitomo Electric Industries, Ltd. | Superconducting thin film having a matrix and foreign phases |
US4955436A (en) | 1989-12-18 | 1990-09-11 | Johnston Vaughn R | Seal apparatus |
US5076364A (en) | 1990-03-30 | 1991-12-31 | Shell Oil Company | Gas hydrate inhibition |
US5062479A (en) | 1990-07-31 | 1991-11-05 | Masx Energy Services Group, Inc. | Stripper rubbers for drilling heads |
US5048621A (en) | 1990-08-10 | 1991-09-17 | Masx Energy Services Group, Inc. | Adjustable bent housing for controlled directional drilling |
US5154231A (en) | 1990-09-19 | 1992-10-13 | Masx Energy Services Group, Inc. | Whipstock assembly with hydraulically set anchor |
US5137084A (en) | 1990-12-20 | 1992-08-11 | The Sydco System, Inc. | Rotating head |
US5101897A (en) | 1991-01-14 | 1992-04-07 | Camco International Inc. | Slip mechanism for a well tool |
US5072795A (en) | 1991-01-22 | 1991-12-17 | Camco International Inc. | Pressure compensator for drill bit lubrication system |
US5184686A (en) * | 1991-05-03 | 1993-02-09 | Shell Offshore Inc. | Method for offshore drilling utilizing a two-riser system |
US5195754A (en) * | 1991-05-20 | 1993-03-23 | Kalsi Engineering, Inc. | Laterally translating seal carrier for a drilling mud motor sealed bearing assembly |
US5145006A (en) | 1991-06-27 | 1992-09-08 | Cooper Industries, Inc. | Tubing hanger and running tool with preloaded lockdown |
US5178215A (en) * | 1991-07-22 | 1993-01-12 | Folsom Metal Products, Inc. | Rotary blowout preventer adaptable for use with both kelly and overhead drive mechanisms |
US5224557A (en) | 1991-07-22 | 1993-07-06 | Folsom Metal Products, Inc. | Rotary blowout preventer adaptable for use with both kelly and overhead drive mechanisms |
US5165480A (en) | 1991-08-01 | 1992-11-24 | Camco International Inc. | Method and apparatus of locking closed a subsurface safety system |
US5163514A (en) | 1991-08-12 | 1992-11-17 | Abb Vetco Gray Inc. | Blowout preventer isolation test tool |
US5215151A (en) | 1991-09-26 | 1993-06-01 | Cudd Pressure Control, Inc. | Method and apparatus for drilling bore holes under pressure |
US5213158A (en) | 1991-12-20 | 1993-05-25 | Masx Entergy Services Group, Inc. | Dual rotating stripper rubber drilling head |
US5182979A (en) * | 1992-03-02 | 1993-02-02 | Caterpillar Inc. | Linear position sensor with equalizing means |
US5230520A (en) | 1992-03-13 | 1993-07-27 | Kalsi Engineering, Inc. | Hydrodynamically lubricated rotary shaft seal having twist resistant geometry |
US5255745A (en) | 1992-06-18 | 1993-10-26 | Cooper Industries, Inc. | Remotely operable horizontal connection apparatus and method |
US5325925A (en) | 1992-06-26 | 1994-07-05 | Ingram Cactus Company | Sealing method and apparatus for wellheads |
US5251869A (en) | 1992-07-16 | 1993-10-12 | Mason Benny M | Rotary blowout preventer |
US5647444A (en) | 1992-09-18 | 1997-07-15 | Williams; John R. | Rotating blowout preventor |
US5662181A (en) * | 1992-09-30 | 1997-09-02 | Williams; John R. | Rotating blowout preventer |
US5322137A (en) | 1992-10-22 | 1994-06-21 | The Sydco System | Rotating head with elastomeric member rotating assembly |
US5335737A (en) | 1992-11-19 | 1994-08-09 | Smith International, Inc. | Retrievable whipstock |
US5305839A (en) | 1993-01-19 | 1994-04-26 | Masx Energy Services Group, Inc. | Turbine pump ring for drilling heads |
US5348107A (en) | 1993-02-26 | 1994-09-20 | Smith International, Inc. | Pressure balanced inner chamber of a drilling head |
US5320325A (en) | 1993-08-02 | 1994-06-14 | Hydril Company | Position instrumented blowout preventer |
US5375476A (en) | 1993-09-30 | 1994-12-27 | Wetherford U.S., Inc. | Stuck pipe locator system |
US5495872A (en) * | 1994-01-31 | 1996-03-05 | Integrity Measurement Partners | Flow conditioner for more accurate measurement of fluid flow |
US5431220A (en) | 1994-03-24 | 1995-07-11 | Smith International, Inc. | Whipstock starter mill assembly |
US5443129A (en) | 1994-07-22 | 1995-08-22 | Smith International, Inc. | Apparatus and method for orienting and setting a hydraulically-actuatable tool in a borehole |
US5607019A (en) * | 1995-04-10 | 1997-03-04 | Abb Vetco Gray Inc. | Adjustable mandrel hanger for a jackup drilling rig |
DE19517915A1 (de) | 1995-05-16 | 1996-11-21 | Elringklinger Gmbh | Verfahren zur Herstellung von elastomerbeschichteten Metallagendichtungen |
US5671812A (en) | 1995-05-25 | 1997-09-30 | Abb Vetco Gray Inc. | Hydraulic pressure assisted casing tensioning system |
DE69633923T2 (de) * | 1995-06-27 | 2005-11-03 | Kalsi Engineering, Inc., Sugar Land | Versetzung und torsionsfeste hydrodynamische wellendichtung |
US5755372A (en) | 1995-07-20 | 1998-05-26 | Ocean Engineering & Manufacturing, Inc. | Self monitoring oil pump seal |
US5588491A (en) | 1995-08-10 | 1996-12-31 | Varco Shaffer, Inc. | Rotating blowout preventer and method |
US6170576B1 (en) * | 1995-09-22 | 2001-01-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Mills for wellbore operations |
US5657820A (en) | 1995-12-14 | 1997-08-19 | Smith International, Inc. | Two trip window cutting system |
US5738358A (en) | 1996-01-02 | 1998-04-14 | Kalsi Engineering, Inc. | Extrusion resistant hydrodynamically lubricated multiple modulus rotary shaft seal |
US5829531A (en) * | 1996-01-31 | 1998-11-03 | Smith International, Inc. | Mechanical set anchor with slips pocket |
US5823541A (en) | 1996-03-12 | 1998-10-20 | Kalsi Engineering, Inc. | Rod seal cartridge for progressing cavity artificial lift pumps |
US5816324A (en) | 1996-05-03 | 1998-10-06 | Smith International, Inc. | Whipstock accelerator ramp |
US5678829A (en) | 1996-06-07 | 1997-10-21 | Kalsi Engineering, Inc. | Hydrodynamically lubricated rotary shaft seal with environmental side groove |
CA2263602A1 (en) | 1996-08-23 | 1998-02-26 | Miles F. Caraway | Rotating blowout preventor |
US5735502A (en) | 1996-12-18 | 1998-04-07 | Varco Shaffer, Inc. | BOP with partially equalized ram shafts |
US5848643A (en) | 1996-12-19 | 1998-12-15 | Hydril Company | Rotating blowout preventer |
US5901964A (en) | 1997-02-06 | 1999-05-11 | John R. Williams | Seal for a longitudinally movable drillstring component |
US6007105A (en) | 1997-02-07 | 1999-12-28 | Kalsi Engineering, Inc. | Swivel seal assembly |
US6109618A (en) | 1997-05-07 | 2000-08-29 | Kalsi Engineering, Inc. | Rotary seal with enhanced lubrication and contaminant flushing |
US6050348A (en) | 1997-06-17 | 2000-04-18 | Canrig Drilling Technology Ltd. | Drilling method and apparatus |
US6213228B1 (en) | 1997-08-08 | 2001-04-10 | Dresser Industries Inc. | Roller cone drill bit with improved pressure compensation |
US6536520B1 (en) | 2000-04-17 | 2003-03-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Top drive casing system |
US6016880A (en) * | 1997-10-02 | 2000-01-25 | Abb Vetco Gray Inc. | Rotating drilling head with spaced apart seals |
US5944111A (en) | 1997-11-21 | 1999-08-31 | Abb Vetco Gray Inc. | Internal riser tensioning system |
US6273193B1 (en) | 1997-12-16 | 2001-08-14 | Transocean Sedco Forex, Inc. | Dynamically positioned, concentric riser, drilling method and apparatus |
US6017168A (en) * | 1997-12-22 | 2000-01-25 | Abb Vetco Gray Inc. | Fluid assist bearing for telescopic joint of a RISER system |
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 |
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 |
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 |
US6230824B1 (en) | 1998-03-27 | 2001-05-15 | Hydril Company | Rotating subsea diverter |
US6325159B1 (en) * | 1998-03-27 | 2001-12-04 | Hydril Company | Offshore drilling system |
US6102673A (en) | 1998-03-27 | 2000-08-15 | Hydril Company | Subsea mud pump with reduced pulsation |
US6244359B1 (en) | 1998-04-06 | 2001-06-12 | Abb Vetco Gray, Inc. | Subsea diverter and rotating drilling head |
US6129152A (en) | 1998-04-29 | 2000-10-10 | Alpine Oil Services Inc. | Rotating bop and method |
US6494462B2 (en) | 1998-05-06 | 2002-12-17 | Kalsi Engineering, Inc. | Rotary seal with improved dynamic interface |
US6209663B1 (en) | 1998-05-18 | 2001-04-03 | David G. Hosie | Underbalanced drill string deployment valve method and apparatus |
US6767016B2 (en) | 1998-05-20 | 2004-07-27 | Jeffrey D. Gobeli | Hydrodynamic rotary seal with opposed tapering seal lips |
US6334619B1 (en) * | 1998-05-20 | 2002-01-01 | Kalsi Engineering, Inc. | Hydrodynamic packing assembly |
NO308043B1 (no) | 1998-05-26 | 2000-07-10 | Agr Subsea As | Anordning for å fjerne borekaks og gasser i forbindelse med boring |
US6227547B1 (en) | 1998-06-05 | 2001-05-08 | Kalsi Engineering, Inc. | High pressure rotary shaft sealing mechanism |
GB9818098D0 (en) * | 1998-08-19 | 1998-10-14 | Corac Group Plc | Improvements in or relating to bearings |
US6076606A (en) | 1998-09-10 | 2000-06-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Through-tubing retrievable whipstock system |
US6202745B1 (en) * | 1998-10-07 | 2001-03-20 | Dril-Quip, Inc | Wellhead apparatus |
US6112810A (en) | 1998-10-31 | 2000-09-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | Remotely controlled assembly for wellbore flow diverter |
US6343654B1 (en) * | 1998-12-02 | 2002-02-05 | Abb Vetco Gray, Inc. | Electric power pack for subsea wellhead hydraulic tools |
GB2344606B (en) | 1998-12-07 | 2003-08-13 | Shell Int Research | Forming a wellbore casing by expansion of a tubular member |
US7159669B2 (en) | 1999-03-02 | 2007-01-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Internal riser rotating control head |
DE60031959T2 (de) | 1999-03-02 | 2007-09-20 | Weatherford/Lamb, Inc., Houston | Im riser angebrachter rotierender kontrollkopf |
EP1175574A1 (en) | 1999-04-26 | 2002-01-30 | Kalsi Engineering, Inc. | Rotary seal with improved dynamic interface |
US6685194B2 (en) * | 1999-05-19 | 2004-02-03 | Lannie Dietle | Hydrodynamic rotary seal with varying slope |
GC0000342A (en) * | 1999-06-22 | 2007-03-31 | Shell Int Research | Drilling system |
US6504982B1 (en) * | 1999-06-30 | 2003-01-07 | Alcatel | Incorporation of UV transparent perlescent pigments to UV curable optical fiber materials |
US6413297B1 (en) | 2000-07-27 | 2002-07-02 | Northland Energy Corporation | Method and apparatus for treating pressurized drilling fluid returns from a well |
US6315813B1 (en) | 1999-11-18 | 2001-11-13 | Northland Energy Corporation | Method of treating pressurized drilling fluid returns from a well |
US6450262B1 (en) | 1999-12-09 | 2002-09-17 | Stewart & Stevenson Services, Inc. | Riser isolation tool |
US6354385B1 (en) * | 2000-01-10 | 2002-03-12 | Smith International, Inc. | Rotary drilling head assembly |
US6561520B2 (en) | 2000-02-02 | 2003-05-13 | Kalsi Engineering, Inc. | Hydrodynamic rotary coupling seal |
US6457529B2 (en) | 2000-02-17 | 2002-10-01 | Abb Vetco Gray Inc. | Apparatus and method for returning drilling fluid from a subsea wellbore |
AT410582B (de) | 2000-04-10 | 2003-06-25 | Hoerbiger Ventilwerke Gmbh | Dichtring-packung |
US7325610B2 (en) | 2000-04-17 | 2008-02-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for handling and drilling with tubulars or casing |
US6547002B1 (en) * | 2000-04-17 | 2003-04-15 | Weatherford/Lamb, Inc. | High pressure rotating drilling head assembly with hydraulically removable packer |
US6520253B2 (en) * | 2000-05-10 | 2003-02-18 | Abb Vetco Gray Inc. | Rotating drilling head system with static seals |
AT410356B (de) * | 2000-05-17 | 2003-04-25 | Voest Alpine Bergtechnik | Einrichtung zum abdichten eines bohrloches und zum ausbringen von bohrklein bzw. gelöstem abbaumaterial |
CA2311036A1 (en) * | 2000-06-09 | 2001-12-09 | Oil Lift Technology Inc. | Pump drive head with leak-free stuffing box, centrifugal brake and polish rod locking clamp |
US6375895B1 (en) | 2000-06-14 | 2002-04-23 | Att Technology, Ltd. | Hardfacing alloy, methods, and products |
US6581681B1 (en) | 2000-06-21 | 2003-06-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Bridge plug for use in a wellbore |
US6454007B1 (en) | 2000-06-30 | 2002-09-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for casing exit system using coiled tubing |
US6536525B1 (en) * | 2000-09-11 | 2003-03-25 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for forming a lateral wellbore |
US6386291B1 (en) | 2000-10-12 | 2002-05-14 | David E. Short | Subsea wellhead system and method for drilling shallow water flow formations |
GB2368079B (en) | 2000-10-18 | 2005-07-27 | Renovus Ltd | Well control |
GB0026598D0 (en) | 2000-10-31 | 2000-12-13 | Coupler Developments Ltd | Improved drilling methods and apparatus |
US6554016B2 (en) * | 2000-12-12 | 2003-04-29 | Northland Energy Corporation | Rotating blowout preventer with independent cooling circuits and thrust bearing |
US20020112888A1 (en) | 2000-12-18 | 2002-08-22 | Christian Leuchtenberg | Drilling system and method |
CA2344627C (en) | 2001-04-18 | 2007-08-07 | Northland Energy Corporation | Method of dynamically controlling bottom hole circulating pressure in a wellbore |
US6851476B2 (en) * | 2001-08-03 | 2005-02-08 | Weather/Lamb, Inc. | Dual sensor freepoint tool |
US7389183B2 (en) | 2001-08-03 | 2008-06-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method for determining a stuck point for pipe, and free point logging tool |
US7383876B2 (en) | 2001-08-03 | 2008-06-10 | Weatherford/Lamb, Inc. | Cutting tool for use in a wellbore tubular |
US6725951B2 (en) | 2001-09-27 | 2004-04-27 | Diamond Rotating Heads, Inc. | Erosion resistent drilling head assembly |
US6655460B2 (en) | 2001-10-12 | 2003-12-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus to control downhole tools |
US6896076B2 (en) | 2001-12-04 | 2005-05-24 | Abb Vetco Gray Inc. | Rotating drilling head gripper |
US6896048B2 (en) | 2001-12-21 | 2005-05-24 | Varco I/P, Inc. | Rotary support table |
EP1488073B2 (en) | 2002-02-20 | 2012-08-01 | @Balance B.V. | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
US6904981B2 (en) | 2002-02-20 | 2005-06-14 | Shell Oil Company | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
US6720764B2 (en) | 2002-04-16 | 2004-04-13 | Thomas Energy Services Inc. | Magnetic sensor system useful for detecting tool joints in a downhold tubing string |
US6732804B2 (en) | 2002-05-23 | 2004-05-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Dynamic mudcap drilling and well control system |
US8955619B2 (en) | 2002-05-28 | 2015-02-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Managed pressure drilling |
GB0213069D0 (en) | 2002-06-07 | 2002-07-17 | Stacey Oil Tools Ltd | Rotating diverter head |
EP1375817B1 (en) | 2002-06-24 | 2006-03-08 | Services Petroliers Schlumberger | Underbalance drilling downhole choke |
WO2004008075A2 (en) | 2002-07-17 | 2004-01-22 | The Timken Company | Apparatus and method for absolute angular position sensing |
US6945330B2 (en) | 2002-08-05 | 2005-09-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Slickline power control interface |
US6886631B2 (en) | 2002-08-05 | 2005-05-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Inflation tool with real-time temperature and pressure probes |
US7077212B2 (en) | 2002-09-20 | 2006-07-18 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method of hydraulically actuating and mechanically activating a downhole mechanical apparatus |
US7451809B2 (en) | 2002-10-11 | 2008-11-18 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for utilizing a downhole deployment valve |
US7178600B2 (en) | 2002-11-05 | 2007-02-20 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and methods for utilizing a downhole deployment valve |
US7086481B2 (en) | 2002-10-11 | 2006-08-08 | Weatherford/Lamb | Wellbore isolation apparatus, and method for tripping pipe during underbalanced drilling |
US7255173B2 (en) | 2002-11-05 | 2007-08-14 | Weatherford/Lamb, Inc. | Instrumentation for a downhole deployment valve |
US7350590B2 (en) | 2002-11-05 | 2008-04-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Instrumentation for a downhole deployment valve |
US7219729B2 (en) | 2002-11-05 | 2007-05-22 | Weatherford/Lamb, Inc. | Permanent downhole deployment of optical sensors |
US7028777B2 (en) | 2002-10-18 | 2006-04-18 | Dril-Quip, Inc. | Open water running tool and lockdown sleeve assembly |
US7836946B2 (en) | 2002-10-31 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotating control head radial seal protection and leak detection systems |
US7779903B2 (en) | 2002-10-31 | 2010-08-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Solid rubber packer for a rotating control device |
US7487837B2 (en) | 2004-11-23 | 2009-02-10 | Weatherford/Lamb, Inc. | Riser rotating control device |
US7040394B2 (en) | 2002-10-31 | 2006-05-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Active/passive seal rotating control head |
US7413018B2 (en) | 2002-11-05 | 2008-08-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus for wellbore communication |
CA2517895C (en) * | 2003-03-05 | 2009-12-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Casing running and drilling system |
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 |
EP1519003B1 (en) | 2003-09-24 | 2007-08-15 | Cooper Cameron Corporation | Removable seal |
US7032691B2 (en) | 2003-10-30 | 2006-04-25 | Stena Drilling Ltd. | Underbalanced well drilling and production |
CA2490128C (en) | 2003-12-17 | 2008-11-18 | Smith International, Inc. | Rotating drilling head drive |
US20050151107A1 (en) | 2003-12-29 | 2005-07-14 | Jianchao Shu | Fluid control system and stem joint |
US7040384B2 (en) | 2004-01-27 | 2006-05-09 | Molex Incorporated | Heat dissipation device |
US7174956B2 (en) | 2004-02-11 | 2007-02-13 | Williams John R | Stripper rubber adapter |
US7237618B2 (en) | 2004-02-20 | 2007-07-03 | Williams John R | Stripper rubber insert assembly |
US7240727B2 (en) | 2004-02-20 | 2007-07-10 | Williams John R | Armored stripper rubber |
US7198098B2 (en) | 2004-04-22 | 2007-04-03 | Williams John R | Mechanical connection system |
US7243958B2 (en) | 2004-04-22 | 2007-07-17 | Williams John R | Spring-biased pin connection system |
US20060037782A1 (en) | 2004-08-06 | 2006-02-23 | Martin-Marshall Peter S | Diverter heads |
US7380590B2 (en) | 2004-08-19 | 2008-06-03 | Sunstone Corporation | Rotating pressure control head |
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 |
DE602005024757D1 (de) | 2004-11-30 | 2010-12-30 | Weatherford Lamb | Nicht-explosiver Zweikomponenteninitiator |
US7296628B2 (en) | 2004-11-30 | 2007-11-20 | Mako Rentals, Inc. | Downhole swivel apparatus and method |
NO324170B1 (no) | 2005-02-21 | 2007-09-03 | Agr Subsea As | Anordning og fremgangsmåte for å frembringe en fluidtett tetning mot en borestang og mot omliggende omgivelser i en havbunninstallasjon |
NO324167B1 (no) | 2005-07-13 | 2007-09-03 | Well Intervention Solutions As | System og fremgangsmate for dynamisk tetting rundt en borestreng. |
NO326166B1 (no) | 2005-07-18 | 2008-10-13 | Siem Wis As | Trykkakkumulator for a etablere nodvendig kraft til a betjene og operere eksternt utstyr, samt anvendelase derav |
US7347261B2 (en) | 2005-09-08 | 2008-03-25 | Schlumberger Technology Corporation | Magnetic locator systems and methods of use at a well site |
US7836973B2 (en) | 2005-10-20 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Annulus pressure control drilling systems and methods |
WO2007047800A2 (en) | 2005-10-20 | 2007-04-26 | Transocean Sedco Forex Ventures Ltd. | Apparatus and method for managed pressure drilling |
US7836976B2 (en) | 2005-10-20 | 2010-11-23 | Allied Construction Products, L.L.C. | Underground piercing tool |
GB2449010B (en) | 2006-02-09 | 2011-04-20 | Weatherford Lamb | Managed temperature drilling system and method |
US7281464B2 (en) | 2006-02-16 | 2007-10-16 | Ross Operating Valve Company | Inlet monitor and latch for a crust breaking system |
US7392860B2 (en) | 2006-03-07 | 2008-07-01 | Johnston Vaughn R | Stripper rubber on a steel core with an integral sealing gasket |
CA2596094C (en) * | 2006-08-08 | 2011-01-18 | Weatherford/Lamb, Inc. | Improved milling of cemented tubulars |
US7699109B2 (en) | 2006-11-06 | 2010-04-20 | Smith International | Rotating control device apparatus and method |
US8082988B2 (en) | 2007-01-16 | 2011-12-27 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus and method for stabilization of downhole tools |
US20080236819A1 (en) | 2007-03-28 | 2008-10-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Position sensor for determining operational condition of downhole tool |
EP2535508B1 (en) | 2007-04-04 | 2015-04-22 | Weatherford Technology Holdings, LLC | Downhole deployment valves |
NO326492B1 (no) | 2007-04-27 | 2008-12-15 | Siem Wis As | Tetningsarrangement for dynamisk tetning rundt en borestreng |
US7743823B2 (en) | 2007-06-04 | 2010-06-29 | Sunstone Technologies, Llc | Force balanced rotating pressure control device |
NO327556B1 (no) | 2007-06-21 | 2009-08-10 | Siem Wis As | Anordning og fremgangsmate for a opprettholde hovedsakelig konstant trykk pa og stromning av borevaeske i en borestreng |
NO327281B1 (no) | 2007-07-27 | 2009-06-02 | Siem Wis As | Tetningsarrangement, samt tilhorende fremgangsmate |
DK2532828T3 (en) | 2007-07-27 | 2016-12-19 | Weatherford Tech Holdings Llc | SYSTEMS AND METHODS FOR DRILLING WITH CONTINUOUS FLOW Gennevilliers |
US7559359B2 (en) | 2007-08-27 | 2009-07-14 | Williams John R | Spring preloaded bearing assembly and well drilling equipment comprising same |
US7789172B2 (en) | 2007-08-27 | 2010-09-07 | Williams John R | Tapered bearing assembly cover plate and well drilling equipment comprising same |
US7717170B2 (en) | 2007-08-27 | 2010-05-18 | Williams John R | Stripper rubber pot mounting structure and well drilling equipment comprising same |
US7726416B2 (en) | 2007-08-27 | 2010-06-01 | Theresa J. Williams, legal representative | Bearing assembly retaining apparatus and well drilling equipment comprising same |
US7766100B2 (en) | 2007-08-27 | 2010-08-03 | Theresa J. Williams, legal representative | Tapered surface bearing assembly and well drilling equiment comprising same |
US7762320B2 (en) | 2007-08-27 | 2010-07-27 | Williams John R | Heat exchanger system and method of use thereof and well drilling equipment comprising same |
US7635034B2 (en) | 2007-08-27 | 2009-12-22 | Theresa J. Williams, legal representative | Spring load seal assembly and well drilling equipment comprising same |
US7798250B2 (en) | 2007-08-27 | 2010-09-21 | Theresa J. Williams, legal representative | Bearing assembly inner barrel and well drilling equipment comprising same |
US7717169B2 (en) | 2007-08-27 | 2010-05-18 | Theresa J. Williams, legal representative | Bearing assembly system with integral lubricant distribution and well drilling equipment comprising same |
US7789132B2 (en) | 2007-08-29 | 2010-09-07 | Theresa J. Williams, legal representative | Stripper rubber retracting connection system |
US7669649B2 (en) | 2007-10-18 | 2010-03-02 | Theresa J. Williams, legal representative | Stripper rubber with integral retracting retention member connection apparatus |
US7997345B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-08-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Universal marine diverter converter |
US8286734B2 (en) | 2007-10-23 | 2012-10-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Low profile rotating control device |
US8844652B2 (en) * | 2007-10-23 | 2014-09-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Interlocking low profile rotating control device |
US7802635B2 (en) | 2007-12-12 | 2010-09-28 | Smith International, Inc. | Dual stripper rubber cartridge with leak detection |
US7708089B2 (en) | 2008-02-07 | 2010-05-04 | Theresa J. Williams, legal representative | Breech lock stripper rubber pot mounting structure and well drilling equipment comprising same |
US7878242B2 (en) | 2008-06-04 | 2011-02-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Interface for deploying wireline tools with non-electric string |
US9074443B2 (en) | 2008-07-09 | 2015-07-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Apparatus and method for data transmission from a rotating control device |
US7997336B2 (en) * | 2008-08-01 | 2011-08-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and apparatus for retrieving an assembly from a wellbore |
US8322432B2 (en) | 2009-01-15 | 2012-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Subsea internal riser rotating control device system and method |
US8347983B2 (en) * | 2009-07-31 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with a high pressure rotating control device |
-
2006
- 2006-03-02 US US11/366,078 patent/US7836946B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2007
- 2007-03-02 CA CA2580177A patent/CA2580177C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-03-02 CA CA2756093A patent/CA2756093C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-03-02 CA CA2756090A patent/CA2756090C/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-03-02 NO NO20071181A patent/NO340338B1/no not_active IP Right Cessation
- 2007-03-02 EP EP13169033.1A patent/EP2639400B1/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-03-02 EP EP20070103416 patent/EP1830034A3/en not_active Withdrawn
- 2007-03-02 EP EP13169036.4A patent/EP2631419A1/en not_active Withdrawn
- 2007-03-02 EP EP13169038.0A patent/EP2636841B1/en not_active Expired - Fee Related
- 2007-03-02 CA CA2729427A patent/CA2729427C/en not_active Expired - Fee Related
-
2010
- 2010-10-22 US US12/910,374 patent/US7934545B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2011
- 2011-03-25 US US13/071,800 patent/US8113291B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2012
- 2012-02-08 US US13/368,957 patent/US8353337B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2013
- 2013-01-14 US US13/740,705 patent/US8714240B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2017
- 2017-03-16 NO NO20170414A patent/NO20170414A1/no not_active Application Discontinuation
Patent Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3387851A (en) * | 1966-01-12 | 1968-06-11 | Shaffer Tool Works | Tandem stripper sealing apparatus |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2729427A1 (en) | 2007-09-02 |
NO20170414A1 (no) | 2007-09-03 |
NO20071181L (no) | 2007-09-03 |
US20060144622A1 (en) | 2006-07-06 |
CA2756090A1 (en) | 2007-09-02 |
US20110168382A1 (en) | 2011-07-14 |
US20130192896A1 (en) | 2013-08-01 |
CA2580177A1 (en) | 2007-09-02 |
EP2636841A1 (en) | 2013-09-11 |
US8353337B2 (en) | 2013-01-15 |
EP2639400A1 (en) | 2013-09-18 |
US20110036629A1 (en) | 2011-02-17 |
US7836946B2 (en) | 2010-11-23 |
CA2756093A1 (en) | 2007-09-02 |
CA2580177C (en) | 2012-01-03 |
EP1830034A3 (en) | 2007-11-07 |
EP2631419A1 (en) | 2013-08-28 |
US8714240B2 (en) | 2014-05-06 |
US20120138366A1 (en) | 2012-06-07 |
EP2636841B1 (en) | 2015-07-22 |
EP1830034A2 (en) | 2007-09-05 |
US8113291B2 (en) | 2012-02-14 |
CA2756093C (en) | 2014-05-13 |
EP2639400B1 (en) | 2018-12-12 |
CA2729427C (en) | 2013-09-10 |
US7934545B2 (en) | 2011-05-03 |
CA2756090C (en) | 2014-06-10 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO20170414A1 (no) | System og fremgangsmåte tilpasset for bruk med et roterende styrehode | |
US7040394B2 (en) | Active/passive seal rotating control head | |
US9540898B2 (en) | Annular drilling device | |
NO311233B1 (no) | Trykkutjevningsplugg for horisontalt undervanns ventiltre | |
US8499854B2 (en) | Rotating control device, cool fluid circulation system and methods of operation | |
NO329687B1 (no) | Fremgangsmate og anordning for a trykkregulere en bronn | |
NO338803B1 (no) | Lavfriksjonspakning belastet med nyttelast | |
NO813121L (no) | Nedsenkbar pumpeinstallasjon. | |
NO20191035A1 (no) | Borestrengventil og tilhørende fremgangsmåte | |
US20200370987A1 (en) | Hydrostatic Pressure Test Method and Apparatus | |
NO322915B1 (no) | Apparat og fremgangsmate for a opprettholde jevnt trykk i et ekspanderbart bronnverktoy | |
NO20140214A1 (no) | Overflatekontrollert sikkerhetsventil for bruk under overflaten | |
US11781398B2 (en) | Rotating control device system | |
NO315760B1 (no) | Overvåkingssystem for en höytrykksfluidström- koplingsinnretning | |
NO334008B1 (no) | System for aktiv tettebarriere i forbindelse med boring i vann- eller hydrokarbonførende brønner |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: WEATHERFORD TECHNOLOGY HOLDINGS, US |
|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |