NO342580B1 - Apparat samt system for styring av trykk inne i et stigerør under boreoperasjoner - Google Patents
Apparat samt system for styring av trykk inne i et stigerør under boreoperasjoner Download PDFInfo
- Publication number
- NO342580B1 NO342580B1 NO20081928A NO20081928A NO342580B1 NO 342580 B1 NO342580 B1 NO 342580B1 NO 20081928 A NO20081928 A NO 20081928A NO 20081928 A NO20081928 A NO 20081928A NO 342580 B1 NO342580 B1 NO 342580B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- riser
- concentric
- fluid
- annulus
- concentric riser
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 64
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 199
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 15
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims description 5
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 23
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 6
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 6
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 6
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 5
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 2
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000004941 influx Effects 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 1
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B17/00—Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
- E21B17/01—Risers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
- E21B21/082—Dual gradient systems, i.e. using two hydrostatic gradients or drilling fluid densities
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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
Abstract
Et boresystem som anvender et hovedrør med flere fluidinnløps- og fluidutløpskanaler og et konsentrisk, indre rør med flere tetninger for å tette av ringrommet mellom det konsentriske, indre røret og hovedrøret. Fluidinnløps- og fluidutløpskanalene samvirker med ringromstetningene for selektivt å åpne og lukke for effektiv styring av trykk inne i rørene.
Description
APPARAT SAMT SYSTEM FOR STYRING AV TRYKK INNE I ET STIGERØR UNDER BOREOPERASJONER
KRYSSREFERANSE TIL BESLEKTEDE SØKNADER
[0001] Denne søknaden er beslektet med den provisoriske patentsøknaden 60/728,542, innlevert 20. oktober 2005 med tittelen “Apparatus and Method for Managed Pressure Drilling”.
TEKNISK OMRÅDE
[0002] Denne oppfinnelsen vedrører en ny fremgangsmåte og anordning for offshore boreoperasjoner. Spesielt vedrører denne oppfinnelsen en fremgangsmåte og en anordning for å anvende et konsentrisk, marint høytrykks stigerør ved offshoreboring på dypt vann. Videre vedrører denne oppfinnelsen håndtering av fluid i et stigerør ved uventet innstrømning av hydrokarboner, ferskvann, naturgass eller annet trykksatt fluid som kan treffes på under boreoperasjoner.
BAKGRUNN FOR OPPFINNELSEN
[0003] Frem til i dag har et antall metoder for å bore etter hydrokarboner vært foreslått for bedre å kontrollere trykk inne i eller som påføres en brønnboring under boreaktiviteter. Generelt omfatter disse metodene to kategorier av trykkontroll i brønnboringer. I den første kategorien anvendes et sirkuleringssystem som danner en “lukket sløyfe”. Dette oppnås vanligvis ved å sette inn en rotasjonsstyringsanordning (“RCD - Rotating Control Device”) tilsvarende den beskrevet av Williams m. fl. i US-patentet 5,662,181. RCD-anordningen plasseres oppå en tradisjonell utblåsningssikring. I dette systemet styrer RCD-anordningen strømningen av boreslam fra inne i og opp brønnboringen slik at boreslam kan overvåkes og pumpehastigheten dermed kan reguleres. I den andre kategorien anvendes forskjellige metoder med bruk av flere søyler av borefluid med forskjellig tetthet for å manipulere trykkgradienten i borefluidet inne i brønnboringen, eller et pumpesystem anvendes for å drive brønnfluider fra brønnen. Fluidtettheten påvirker trykkgradienten i fluidet inne i brønnboringen, og bidrar til å drive fluider fra brønnen.
[0004] Som følge av begrensninger på de fysiske egenskapene til eksisterende marine stigerør, kan ikke dagens trykkstyringsmetoder anvendes uten at kostnadene og/eller tidsbruken øker betydelig. For eksempel anvender fremgangsmåten og anordningen omtalt i patentet 6,273,193 (Hermann m. fl.) et konsentrisk indre stigerør og tilhørende elementer (støtter, tetningsmekanismer, etc.). Imidlertid krever fremgangsmåten og anordningen til Hermann m. fl. at det marine stigerørsystemet tas nesten helt fra hverandre før det konsentriske stigerøret kan installeres. Demontering av det marine stigerørsystemet øker tidsbruken og kostnadene i forbindelse med boreoperasjonen betydelig. I systemet til Hermann m. fl. er heller ikke den øvre enden av det marine stigerørsystemet fast festet til undersiden av riggen. Dette gir stigerøret mulighet til å bevege seg vekk fra brønnens senterlinje, noe som vil kunne forårsake eksentrisk sidebelastning på ringromstetningselementer i brønnboringen. Videre anvender fremgangsmåten til Hermann m. fl. den øvre ringformede utblåsningssikringen i den eksisterende BOP-enheten for å tette av og isolere ringrommet mellom den nedre enden av det konsentriske stigerøret og den nedre enden av det marine stigerøret, slik at den ikke kan benyttes til sin primære brønnkontrollfunksjon.
[0005] Patentet 6,263,982 til Hannegan m. fl. beskriver en fremgangsmåte og en anordning der en RCD-anordning er anordnet oppå et marint stigerør på tilsvarende måte som i fremgangsmåten og anordningen til Hermann m.fl.
Fremgangsmåten og anordningen til Hannegan har tilsvarende begrensninger med hensyn til tidsbruken og kostnadene i forbindelse med installering og drift av systemet. Uten et konsentrisk stigerør vil videre sprengtrykkapasiteten til de tradisjonelle marine stigerørene begrense det maksimale ringromstrykket som kan påføres.
[0006] Foreliggende oppfinnelse løser disse problemene ved å sette et tradisjonelt marint stigerør som enkelt kan innrettes og om-innrettes, i stand til å støtte boring med to gradienter og ringromsboring.
KORT OPPSUMMERING AV OPPFINNELSEN
[0007] Foreliggende oppfinnelse vedrører en støttekropp for et konsentrisk stigerør, et konsentrisk stigerørssystem og et boresystem som styrer trykk inne i et stigerør under boreoperasjoner. Spesifikt anvender boresystemet et marint hovedstigerør med flere fluidinnløps- og fluidutløpskanaler, et konsentrisk indre stigerør støttet inne i det marine hovedstigerøret, en stigerørrotasjonsstyringsanordning samt flere ringromstetninger anordnet inne i ringrommet mellom det marine hovedstigerøret og det konsentriske indre stigerøret. Disse elementene samvirker for å styre fluidtettheten i stigerøret og for å styre innstrømning av unormalt trykksatte fluider i stigerøret. Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer en effektiv metode for å hindre utblåsning og andre potensielt katastrofale konsekvenser ved boring gjennom formasjoner som inneholder vann, naturgass, lommer av frossen metangass eller andre underjordiske fluidreservoarer.
[0008] En foretrukket utførelsesform av trykkstyringssystemet ifølge foreliggende oppfinnelse er en støttekropp for et konsentrisk stigerør som omfatter en rørformet kropp, innrettet til å plasseres helt over en stigerøroppspenningsring, nevnte rørformede kropp omfatter et konsentrisk stigerør fluidinnløp og et ringformet konsentrisk stigerør fluidinnløp, en stigerørringromstetning inne i den rørformede kroppen som er innrettet for å danne forseglende inngrep med en konsentrisk rørstruktur når tetningen blir aktivert, en konsentrisk stigerør-ringromstetning inne i den rørformede kroppen nedenfor stigerør-ringromstetningen og nevnte konsentriske stigerør fluid innløp og ovenfor nevnte ringformede konsentriske stigerørs fluid innløp, som er innrettet for å danne forseglende inngrep med en konsentrisk stigerørstruktur når den blir aktivert, og en konsentrisk stigerørstøtte inne i den rørformede kroppen nedenfor den konsentriske stigerør-ringromstetningen som er innrettet for å danne støttende inngrep med en konsentrisk stigerørstruktur.
[0009] Den rørformede kroppen til støttekroppen kan omfatte et konsentrisk stigerør-fluidutløp ovenfor det ringformede konsentriske stigerør-fluidinnløpet. Fluidinnløpene og -utløpene kan være åpne, lukkede eller delvis åpne. Videre kan innløpene og utløpene omfatte minst én strømningsmåler.
[0010] Den konsentriske stigerør-støttekroppen ifølge den foretrukne utførelsesformen kan også omfatte en bunn som er innrettet for å kobles til et marint stigerør og en topp som er innrettet for å kobles til et teleskopledd, eller kombinasjoner av dette. Støttekroppen kan også omfatte flere konsentriske stigerør-fluidkanaler nedenfor stigerør-ringromstetningen, der kanalene kan omfatte ventiler som kan være uavhengig styrt eller bli styrt som én enkelt ventil, eller kombinasjoner av dette. Fluidkanalene kan også være innrettet som fluidinnløp og fluidutløp.
[0011] En foretrukket utførelsesform av trykkstyringssystemet omfatter et konsentrisk stigerørsystem omfattende et stigerør, en stigerørstøtte koblet til stigerøret, et teleskopledd koblet til stigerøret og anordnet over nevnte stigerørstøtte, en konsentrisk stigerør-støttekropp anordnet mellom stigerørteleskopleddet og stigerørstøtten, og hvor nevnte konsentriske stigerørsstøttekropp omfatter et flertall av konsentriske stigerørs fluid kanaler og en ringformet konsentrisk kanal i avstand nedenfor nevnte flertall av konsentriske stigerørs fluid kanalene; og
og et konsentrisk stigerør inne i stigerøret og den konsentriske stigerørstøttekroppen.
Det konsentriske stigerøret kan være dimensjonert slik at det dannes et ringrom mellom det konsentriske stigerøret og stigerøret. Den konsentriske stigerørringromstetningen kan være innrettet for å danne forseglende inngrep det konsentriske stigerøret når tetningen blir aktivert. Den konsentriske stigerørringromstetningen er innrettet for å hindre at fluid i ringrommet mellom stigerøret og det konsentriske stigerøret strømmer forbi den konsentriske stigerør-ringromstetningen når tetningen er aktivert.
[0012] Det konsentriske stigerørsystemet kan også omfatte en stigerørrotasjonsstyringsanordning anordnet inne i stigerøret og ovenfor det konsentriske stigerøret. Stigerør-rotasjonsstyringsanordningen kan omfatte en rørdel dimensjonert slik at det dannes et ringrom mellom denne rørdelen og stigerøret og en tetning operativt anordnet inne i og/eller utenpå rørdelen.
[0013] Det foretrukne konsentriske stigerørsystemet kan også omfatte en konsentrisk stigerør-støttekropp som omfatter en stigerør-ringromstetning som er innrettet for å danne forseglende inngrep med rørdelen i stigerørrotasjonsstyringsanordningen når tetningen blir aktivert. Den konsentriske stigerør-støttekroppen kan også omfatte flere konsentriske stigerør-fluidkanaler og en konsentrisk stigerør-ringromskanal i en avstand nedenfor de flere konsentriske stigerør-fluidkanalene.
[0014] Det konsentriske stigerørsystemet kan også omfatte strømningsmålingsutstyr koblet til minst én av de flere konsentriske stigerør-fluidkanaler. Strømningsmålingsutstyret kan være innrettet for å måle strømningsmengde og trykk inne i den minst ene av de flere konsentriske stigerør-fluidkanalene. Det konsentriske stigerørsystemet kan også omfatte en nedre konsentrisk stigerørringromstetning anordnet inne i stigerøret og innrettet for å danne forseglende inngrep med det konsentriske stigerøret når den blir aktivert. Den nedre konsentriske stigerør-ringromstetningen er anordnet nær ved bunnen av det konsentriske stigerøret.
[0015] En annen foretrukket utførelsesform er et boresystem som omfatter en boreplattform, et hovedboringsstigerør koblet til boreplattformen, der hovedboringsstigerøret omfatter flere lengder av stigerørseksjoner sammenkoblet ved hovedsakelig motstående ender, en stigerørsoppspenningsring koblet til nevnte hovedboringsstigerør; en utblåsningssikring koblet til hovedboringsstigerøret, en ringromstetning anordnet inne i nevnte hovedboringsstigerør over nevnte stigerør oppspenningsring, hvori nevnte stigerør ringromstetning er innrettet til å isolere trykket inne i nevnte hovedboringsstigerør og nedenfor nevnte stigerør ringromstetning; en konsentrisk ringromstetning inne i hovedboringsstigerøret over nevnte stigerør oppspenningsring, hvori nevnte konsentriske stigerørs ringromstetning er innrettet til å isolere trykket inne i nevnte hovedboring stigerør og
en eller flere stigerør fluid innløps- og utløps- kanaler koblet til nevnte hovedboring stigerør, hvori nevnte ene eller flere stigerør fluid innløp og utløp er innrettet til å motta og slippe ut fluid;
et konsentrisk stigerør inne i nevnte hovedboring stigerør, hvori nevnte konsentriske indre stigerør omfatter flere lengder av stigerørseksjoner koblet sammen ved hovedsakelig motstående ende; og et fluidbehandlingsutstyr og et borerør, hvori nevnte borefluidbehandlingsutstyret er innrettet for å motta fluid fra nevnte konsentriske, indre stigerør og nevnte konsentriske indre stigerør er innrettet for å motta fluid fra nevnte borerør.
[0016] Boresystemet kan også omfatte én eller flere stigerør-fluidinnløpskanaler koblet til hovedstigerøret, der stigerør-fluidinnløpskanalene er innrettet for å motta fluid. Boresystemet kan også omfatte én eller flere stigerørfluidutløpskanaler koblet til hovedstigerøret, der stigerør-fluidutløpskanalene er innrettet for å slippe ut fluid.
[0017] Det konsentriske stigerøret i boresystemet kan være innrettet for å motta fluid fra et borerør og mate ut fluidet til borefluidbehandlingsutstyr. Minst én av ringromstetningene i boresystemet kan måle trykket i ringrommet mellom hovedstigerøret og det konsentriske stigerøret og nedenfor ringromstetningen. Ringromstetningene kan være innrettet for å åpne og lukke seg ved innstrømning av fluid i hovedstigerøret eller det konsentriske stigerøret, slik at trykket inne i stigerøret styres. Stigerør-fluidinnløpskanalen kan være innrettet for å slippe inn fluid i ringrommet mellom hovedstigerøret og det konsentriske stigerøret, idet det konsentriske stigerøret er innrettet for å motta fluid fra ringrommet mellom hovedstigerøret og det konsentriske stigerøret og mate ut fluid til fluid-behandlingsutstyret.
[0018] Boresystemet kan også omfatte en stigerør-fluidinnløpskanal som er innrettet for å slippe inn fluid i ringrommet mellom hovedstigerøret og det konsentriske stigerøret, idet det konsentriske stigerøret er innrettet for å motta fluid fra ringrommet mellom hovedstigerøret og det indre konsentriske stigerøret og en stigerør-rotasjonstetning er innrettet for å lukke slik at fluid blir ført ut gjennom den ene eller de flere fluidutløpskanalene.
[0019] Det beskrives også en fremgangsmåte for å styre trykk og/eller fluidtetthet i stigerøret. Den foretrukne fremgangsmåten omfatter det å pumpe inn et fluid med en første tetthet gjennom et borerør, pumpe inn et fluid med en andre tetthet gjennom et ringrom mellom et stigerør og et konsentrisk stigerør, blande de to fluidene nedenfor det konsentriske stigerøret, og returnere det blandede fluidet mot toppen av stigerøret i ringrommet mellom borerøret og det konsentriske stigerøret.
[0020] Fremgangsmåten kan videre omfatte det trinn å trekke inn det blandede fluidet gjennom en port i fluidkommunikasjon med toppen av det konsentriske stigerøret. Fremgangsmåten kan også omfatte det trinn å måle relevante fluidstrømningsparametere for det blandede fluidet etter hvert som det trekkes inn fra porten i fluidkommunikasjon med toppen av det konsentriske stigerøret. Fremgangsmåten kan også omfatte de trinn å måle relevante fluidstrømningsparametere for fluidet med den første tettheten, måle relevante fluidstrømningsparametere for fluidet med den andre tettheten og sammenlikne parameterne for fluidene med den første og den andre tettheten med tettheten til det blandede fluidet. Sammenlikningen kan resultere i styring av en utblåsningssikring som reaksjon på trinnet med å sammenlikne fluidene.
Styringen kan omfatte det å endre den andre tettheten basert på brønnparametere. Den foretrukne fremgangsmåten kan også omfatte det å tette av ringrommet mellom et stigerør og stigerør-rotasjonsanordningen før trinnet med å pumpe inn fluidet med den andre tettheten.
[0021] Det foregående har gitt en nokså generell oversikt over særtrekkene og de tekniske fordelene med foreliggende oppfinnelse for at den følgende detaljerte beskrivelsen av oppfinnelsen skal forstås bedre. Ytterligere særtrekk ved og fordeler med oppfinnelsen vil bli beskrevet i den følgende beskrivelsen, som danner gjenstand for patentkravene. Fagmannen vil forstå at idéene og den konkrete utførelsesformen beskrevet lett kan anvendes som grunnlag for å modifisere eller konstruere andre innretninger for å utføre de samme funksjonene ifølge foreliggende oppfinnelse. Fagmannen vil også forstå at slike ekvivalente konstruksjoner ikke fjerner seg fra oppfinnelsens ramme og idé, som angitt i de vedføyde kravene. De oppfinneriske særtrekkene som antas å kjennetegne oppfinnelsen, både når det gjelder dens oppbygning og bruksmåte, sammen med ytterligere mål og fordeler, vil forstås bedre fra den følgende beskrivelsen når den leses sammen med de vedlagte figurene. Det må imidlertid forstås at figurene kun er gitt for å illustrere og beskrive, og ikke er ment som en avgrensning av rammen til foreliggende oppfinnelse.
KORT BESKRIVELSE AV FIGURENE
[0022] Figur 1 viser et tradisjonelt stigerørboringssystem;
[0023] Figur 2 viser en støttekropp for et konsentrisk stigerør anordnet på et marint stigerør;
[0024] Figur 3 viser et konsentrisk stigerør og en stigerørrotasjonsstyringsanordning;
[0025] Figur 4 viser en konsentrisk stigerør-støttekropp som støtter et konsentrisk stigerør og en stigerør-rotasjonsanordning;
[0026] Figur 5 viser et konsentrisk stigerørboringssystem som kjører i en tradisjonell åpen sløyfe-modus med styring av ringromstrykk;
[0027] Figur 6 viser et konsentrisk stigerørboringssystem som kjører i en åpen sløyfe-modus med to gradienter;
[0028] Figur 7 viser et konsentrisk stigerørboringssystem som kjører i en lukket sløyfe-modus med styring av ringromstrykk;
[0029] Figur 8 viser et konsentrisk stigerørboringssystem som kjører i lukket sløyfe-modus med styring av ringromstrykk;
[0030] Figur 9 viser et konsentrisk stigerørboringssystem som kjører i lukket sløyfe-modus med ringromstrykk med to gradienter;
DETALJERT BESKRIVELSE AV OPPFINNELSEN
[0031] Figur 1 viser et tradisjonelt stigerørboringssystem. Et tradisjonelt stigerørsystem omfatter et marint stigerør 100, et stigerøroppspenningssystem 110, en utblåsningssikring 120, et teleskopledd 130, hjelpeoppdrift 140 og hjelpelinjer 150.
[0032] Figur 2 viser en foretrukket utførelse av oppfinnelsen. Spesifikt viser figur 2 et marint stigerør 100 og et stigerør-teleskopledd 130. Et stigerøroppspenningssystem 110 støtter og opprettholder en konstant strekk i det marine stigerøret 100. Bunnen av det marine stigerøret 100 er koblet til en undersjøisk utblåsningssikring 120. Den undersjøiske utblåsningssikringen 120 er koblet til et brønnhode (ikke vist). Den konsentriske stigerør-støttekroppen 200 befinner seg ovenfor stigerøroppspennings-systemet 110. Den konsentriske stigerør-støttekroppen 200 står i inngrep med det marine stigerøret 100 og teleskopleddet 130. Selv om figur 2 ikke viser lengder av det marine stigerøret ovenfor den konsentriske stigerør-støttekroppen 200, vil fagmannen lett innse at en slik anordning er mulig. Det som er viktig er imidlertid sammenhengen mellom den konsentriske stigerør-støttekroppen 200 og stigerøroppspenningssystemet 110. I den foretrukne utførelsesformen er den konsentriske stigerør-støttekroppen 200 anordnet ovenfor stigerøroppspenningssystemet 110. Selv om en foretrukket utførelsesform omfatter den konsentriske stigerør-støttekroppen 200, kan komponenter i oppfinnelsen være innlemmet direkte i én eller flere stigerørseksjoner. I denne utførelsen kan systemet tilveiebringe funksjonaliteten beskrevet her uten en konsentrisk stigerør-støttekropp 200.
[0033] Den konsentriske stigerør-støttekroppen 200 omfatter også en støtte 210 for et konsentrisk stigerør. Den konsentriske stigerør-støtten 210 posisjonerer og støtter det konsentriske stigerøret 300 (figur 3) inne i det marine stigerøret 100.
[0034] Den konsentriske stigerør-støttekroppen 200 omfatter også en stigerørringromstetning 220. Stigerør-ringromstetningen 220 befinner seg ovenfor toppen av det konsentriske stigerøret 300 (se figurene 3 og 4). I en foretrukket utførelsesform befinner stigerør-ringromstetningen 220 seg ovenfor toppen av det konsentriske stigerøret 300 og det konsentriske stigerør-fluidutløpet 230 og ved en del av stigerør-rotasjonsstyringsanordningen 310 se figurene 3 og 4. Stigerør-ringromstetningen 220 kan være åpen, lukket eller delvis åpen.
[0035] Den konsentriske stigerør-støttekroppen 200 omfatter også en konsentrisk stigerør-ringromstetning 240. Den konsentriske stigerørringromstetningen 240 befinner seg nedenfor toppen av det konsentriske stigerøret 300. I en foretrukket utførelsesform befinner den konsentriske stigerør-ringromstetningen 240 seg nedenfor fluidinnløpet 250, fluidutløpet 230 og bunnen av rotasjonsstyringsanordningen 310. Den konsentriske stigerørringromstetningen 240 kan være åpen, lukket eller delvis åpen.
[0036] Et konsentrisk stigerørboringssystem kan også omfatte en nedre konsentrisk stigerørtetning 260. I en foretrukket utførelsesform befinner den nedre konsentriske stigerørtetningen 260 seg ved bunnen av det konsentriske stigerøret 300 (figur 4). Den nedre konsentriske stigerør-tetningen 260 kan være åpen, lukket eller delvis åpen. I drift kan den konsentriske stigerørringromstetningen 240 og den nedre konsentriske stigerørtetningen 260 lukkes for å isolere det marine stigerøret 100 fra høytrykksfluid i borestrengen 270 (figur 7).
[0037] Tetningene og den konsentriske stigerør-støtten 210 er vist utenfor det marine stigerøret for å bedre oversikten. Fagmannen vil vite at tetningene og støtten befinner seg inne i det marine stigerøret. Videre er tetningene og støtten beskrevet som enkeltkomponenter, selv om fagmannen vil forstå at disse komponentene i praksis kan være én eller flere. For eksempel kan det være to eller flere stigerør-ringromstetninger 220. Videre kan noen av komponentene ikke være separate komponenter som beskrevet, men kan være kombinert i enheter. For eksempel kan den konsentriske stigerør-ringromstetningen 240 og den konsentriske stigerør-støtten 210 være kombinert i én enhet som utfører begge funksjonene.
[0038] Den konsentriske stigerør-støttekroppen 200 kan også omfatte en fluidtilførselsenhet (ikke vist) som forsyner fluider så som smøre-, kjøle- og styringsfluider til stigerør-rotasjonsstyringsanordningen 310.
Fluidtilførselsenheten er fortrinnsvis anordnet nær ved stigerørrotasjonsstyringsanordningen 310.
[0039] Den konsentriske stigerør-støttekroppen 200 omfatter også et konsentrisk stigerør-fluidinnløp 250 og et konsentrisk stigerør-fluidutløp 230. Som vil bli forklart i forbindelse med figur 4, er fluidinnløpet 250 og fluidutløpet 230 innrettet for å stå i en samvirkende forbindelse med stigerørrotasjonsstyringsanordningen 310 (figur 3). Videre omfatter den konsentriske stigerør-støttekroppen 200 et ringformet fluidinnløp 280. Selv om ett innløp og ett utløp er vist, vil fagmannen forstå at antallet innløp og utløp kan variere. For eksempel kan det i noen systemer være nyttig å ha to eller flere konsentriske stigerør-fluidinnløp 250. Innløp og utløp som står i kommunikasjon med det samme ringrommet er i alminnelighet ombyttelige. For eksempel kan fluid strømme inn i systemet gjennom det konsentriske stigerør-fluidutløpet 230.
[0040] Innløpene og utløpene omfatter ventiler som kan være åpne, lukkede eller delvis åpne. I de fleste anvendelser er ventilene enten åpne eller lukkede. Videre er innløp vist med målere 290. Selv om målere kun er vist i forbindelse med innløp vil fagmannen forstå at målere kan anvendes i både innløp og utløp.
[0041] Figur 3 viser det konsentriske stigerøret 300 og stigerørrotasjonsstyringsanordningen 310. Det konsentriske stigerøret 300 er fortrinnsvis en streng av høytrykksbestandige rørstrukturer innrettet for å stå konsentrisk inne i det marine stigerøret 100 (figur 4). I en foretrukket utførelsesform er det konsentriske stigerøret 300 i en nedre ende koblet til et innvendig røroppheng (ikke vist) og den nedre konsentriske stigerør-ringromstetningen 260. Når den er aktivert, hindrer den nedre tetningen 260 sirkulasjon av fluid ovenfor den nedre konsentriske stigerør-ringromstetningen 260 i ringrommet mellom det marine stigerøret 100 og det konsentriske stigerøret 300. I en foretrukket utførelsesform er det konsentriske stigerøret 300 dimensjonert for bruk i et marint stigerør 100 med diameter 53,34 cm (21 tommer).
[0042] Figur 3 viser også stigerør-rotasjonsstyringsanordningen 330. I en foretrukket utførelsesform er rotasjonsstyringsanordningen 330 anordnet inne i det marine stigerøret 100 og teleskopleddet 130, ovenfor det konsentriske stigerøret 300.
[0043] Stigerør-rotasjonsstyringsanordningen 310 omfatter en RCD-tetning 320 og en RCD-rørseksjon 330. RCD-rørseksjonen 330 kan eventuelt være dimensjonert for forseglende inngrep med stigerør-ringromstetningen 220. I én utførelsesform har RCD-rørseksjonen 330 samme størrelse som det konsentriske stigerøret 300. Når den er lukket, hindrer RCD-tetningen 320 strømning av fluid mellom RCD-rørseksjonen 330 og borerøret 270. Når rotasjonsstyringsanordningen 310 er lukket, kan returfluider bli trukket ut fra det marine stigerøret 100 gjennom det konsentriske stigerør-fluidutløpet 230 (figur 7). Det konsentriske stigerør-fluidutløpet 230 er innrettet for å trekke ut gass fra det marine stigerøret 100 og ut i atmosfæren eller til riggens strupemanifold, der fluidet kan bli behandlet av avbrenningsbommer, ventilasjonsrør eller annet bore-behandlingsutstyr (ikke vist). Det skal bemerkes at rotasjonsstyringsanordningen 310 kan installeres og aktiveres i løpet av veldig kort tid. De konsentriske stigerør-fluidutløpene 230 kan også åpnes og lukkes på kort tid.
Muligheten til rask aktivering av rotasjonsstyringsanordningen 310 og åpning og lukking av de konsentriske stigerør-fluidutløpene 230 gjør at en operatør raskt kan kontrollere og styre bunnhullstrykk.
[0044] Figur 4 viser en foretrukket utførelsesform med den relative plasseringen av den konsentriske stigerør-støttekroppen 200 i forhold til det konsentriske stigerøret 300 og stigerør-rotasjonsstyringsanordningen 310. Selv om det ikke er vist er en fluidtilførselsenhet fortrinnsvis koblet til rotasjonsstyringsanordningen 310 og stigerør-ringromstetningen 220. Med denne anordningen kan fluider bli forsynt gjennom fluidtilførselsenheten (ikke vist) til rotasjonsstyringsanordningen 310 som nødvendig for drift av rotasjonsstyringsanordningen 310.
[0045] I drift blir den konsentriske stigerør-støttekroppen 200 fortrinnsvis installert samtidig med installasjonen av det marine stigerøret 100. Når det marine stigerøret 100 er på plass (omfattende den konsentriske stigerørstøttekroppen 200, kan det bli aktivert som et tradisjonelt stigerørsystem. I operasjoner der operatøren ønsker å anvende trykkstyringssystemet beskrevet her, blir det konsentriske stigerøret 300 satt sammen og ført inn i det marine stigerøret 100. Den anvendte lengden av konsentriske stigerør avhenger av stigerørets lengde. Det konsentriske stigerøret 300 bør rage ovenfor den konsentriske stigerør-ringromstetningen 240 og nedenfor den nedre konsentriske stigerør-tetningen 260. Bunnen av det konsentriske stigerøret bør ende ovenfor BOP 120.
[0046] Stigerør-rotasjonsstyringsanordningen 310 er anordnet inne i den øvre kroppen til den konsentriske stigerør-støttekroppen 200. Stigerørrotasjonsstyringsanordningen 310 bør være anordnet slik at RCD-tetningen 320 befinner seg ovenfor stigerør-ringromstetningen 220 og RCD-rørseksjonen 330 står langt nok inn i det marine stigerøret 100 til å danne inngrep med stigerørringromstetningen 220. I en typisk installasjon rager bunnen av RCD-rørseksjonen 330 nedenfor stigerør-ringromstetningen 220.
[0047] Det skal bemerkes at stigerøroppspenningssystemet 110 ikke er vist i figurene 4 til 9 for å bedre oversikten. Imidlertid omfatter en foretrukket utførelsesform stigerøroppspenningssystemet 110 beskrevet over og illustrert i figur 2.
[0048] Figur 5 viser det konsentriske stigerørboringssystemet i åpen sløyfedriftsmodus med komponenter ovenfor den konsentriske stigerør-støttekroppen 200 fjernet for å bedre oversikten. Den konsentriske stigerør-støttekroppen 200 er vist med uaktiverte åpne tetninger 220, 240 og 260, et lukket konsentrisk stigerør-fluidinnløp 250, et lukket konsentrisk stigerør-fluidutløp 230 og en uvirksom konsentrisk stigerør-støtte 210. Med denne anordningen blir borefluid pumpet gjennom borerøret 270 av fluidpumpe-utstyr (ikke vist). Fluidet strømmer ned borerøret 270, gjennom borekronen (ikke vist) og opp ringrommet mellom borerøret 270 og det marine stigerøret 100.
Borefluidbehandlingsutstyr (ikke vist) mottar returfluid fra toppen av det marine stigerøret 100.
[0049] Figur 6 viser det konsentriske stigerørsystemet i åpen sløyfe-modus med boring med to gradienter. I denne utførelsesformen er det konsentriske stigerøret 300 anordnet inne i det marine stigerøret 100. Den konsentriske stigerør-ringromstetningen 240 er aktivert slik at borefluid ikke kan strømme til overflaten i ringrommet mellom det marine stigerøret 100 og det konsentriske stigerøret 300. Den konsentriske stigerør-støttekroppen 200 er vist med uaktivert stigerør-ringromstetning 220 og uten stigerørrotasjonsstyringsanordningen 310. Selv om stigerørrotasjonsstyringsanordningen 310 er ikke vist i figur 6, kan den være installert – eller hvis den er installert, ikke være nødvendig å fjerne – for drift i åpen sløyfe-modus med boring med to gradienter. Dersom de er installert, blir ikke stigerørringromstetningen 220 og RCD-tetningen 320 aktivert. Fluid kan strømme forbi den uaktiverte stigerør-ringromstetningen 220 og/eller den uaktiverte RCD-tetningen 320 og ut toppen av det marine stigerøret 100.
[0050] Denne åpen sløyfe-modusen med to gradienter gjør det mulig å pumpe borefluid gjennom det ringformede konsentriske stigerør-fluidinnløpet 280 og inn i ringrommet mellom det marine stigerøret 100 og det konsentriske stigerøret 300. I modus med to gradienter har fluidet som pumpes gjennom det ringformede konsentriske stigerør-fluidinnløpet 280, en annen tetthet egenvekt enn fluidet som sirkuleres ned gjennom borestrengen 270. Når borefluid fra det ringformede fluidinnløpet 280 kommer til bunnen av det konsentriske stigerøret 300, blandes det med fluidet som sirkuleres gjennom borerøret 270. De blandede fluidene sirkulerer så opp ringrommet mellom borestrengen 270 og det konsentriske stigerøret 300. Fluidstrømningens retning er angitt med piler.
[0051] Denne utførelsen har en rekke fordeler fremfor tidligere foreslått utstyr som anvender fluidfortynningsbasert boring med to gradienter. For eksempel vil innpumping av fortynningsfluid i ringrommet mellom det konsentriske stigerøret 300 og det marine stigerøret 100 redusere pumpetrykket og muliggjøre bruk av mindre kraftige slampumper enn det som ellers ville ha vært nødvendig for å overvinne friksjonstap dersom fortynningsfluidet ble pumpet inn i bunnen av stigerøret via en ekstra trykksettingslinje (ikke vist) i stigerøret. Videre har denne utførelsen den ytterligere fordel at den reduserer det totale volumet av fortynningsfluid nødvendig i systemet for å oppnå den ønskede to-gradient slamvekten i stigerøret, noe som også reduserer behovet for store lagringstanker og annet overflateutstyr.
[0052] Utførelsesformen vist i figur 6 er spesielt nyttig i større brønn-seksjoner der typisk høye slamstrømningsmengder er nødvendig for å opprettholde en høy nok strømningshastighet i ringrommet til å fjerne borespon fra brønnboringen. Selv om sirkuleringsmengden for tradisjonelle togradientsystemer med åpen sløyfe er omtrent 4560 liter (1200 gallon per minutt), er den i utførelsesformen vist i figur 5 mye større. Ved anvendelse av et 2 til 1 fortynningsforhold for å oppnå en gitt togradient slamvekt og et vanlig marint stigerør med diameter 53,34 cm (21 tommer), kan for eksempel den kombinerte fortynningsprosenten og tilbakestrømningsmengden av brønnboringsfluid være så høy som 13680 liter per minutt (3600 gallon per minutt). Følgelig tilveiebringer denne utførelsesformen betydelig større tilbakestrømningsmengder enn kjente metoder med to gradienter.
[0053] Figur 7 viser det konsentriske stigerørboringssystemet innrettet for driftsmodus med styring av ringromstrykk. I ringromstrykk-styringsmodus er stigerør-rotasjonsstyringsanordningen 310 og stigerør-ringromstetningen 220 lukket. Fluid blir pumpet ned gjennom borerøret 270 og ut av det konsentriske stigerør-fluidutløpet 230. I den viste utførelsesformen er ringromstetningene 240 og 260 er lukket. Dette isolerer ringrommet mellom det marine stigerøret 100 og det konsentriske stigerøret 300. Alternativt kan tetningene 240 og 260 forbli åpne dersom fluidtrykket på det marine stigerøret 100 ikke er noe problem.
[0054] Fluid som føres ut gjennom det konsentriske stigerør-fluidutløpet 230 blir undersøkt for å finne informasjon som er relevant for boreoperasjonen. For eksempel vil sammenlikning av fluidet som pumpes inn i brønnboringen med fluidet som pumpes ut det konsentriske stigerør-fluidutløpet 230, fortelle en operatør om fluid fra formasjonen siver inn i brønnboringen eller om borefluid trenger inn i brønnboringen. Av spesiell interesse er informasjon om fluidtrykket. En trykkøkning kan varsle en operatør om mulige farlige trykkspark.
[0055] Figur 8 viser det konsentriske stigerørboringssystemet mens det kjører i modus med ringromstrykkforbindelse. Denne modusen anvendes fortrinnsvis for å opprettholde et styrt bunnhullstrykk mens tradisjonell sirkulering gjennom borestrengen 270 er avbrutt.
[0056] I denne modusen mottar det marine stigerøret 100 fluid gjennom det konsentriske stigerør-fluidinnløpet 250 og fører fluidet ut gjennom det konsentriske stigerør-fluidutløpet 230. Følgelig er fluidinnløpet 250 og fluidutløpet 230 åpne, og ringromstetningene 220, 240 og 260 er lukkede.
Denne anordningen isolerer ringrommet mellom det marine stigerøret 100 og det konsentriske stigerøret 300 mellom tetningene 240 og 260. Fluid som føres ut gjennom det konsentriske stigerør-fluidutløpet 230, kan bli analysert som beskrevet i forbindelse med figur 7.
[0057] Selv om det ikke er vist i figur 8 kan ringromstrykkforbindelsesmodus også anvendes uten det konsentriske stigerøret 300. I dette tilfellet isoleres ringrommet mellom det marine stigerøret 100 og borerøret 270 mellom tetningene 240 og 260. Det marine stigerøret 100 er innrettet for å motta fluid gjennom det konsentriske stigerør-fluidinnløpet 250 og føre ut fluidet gjennom det konsentriske stigerør-fluidutløpet 230. Følgelig er fluidinnløpet 250 og fluidutløpet 230 åpne, og ringromstetningene 220, 240 og 260 er lukkede.
Returfluidet fra hovedstigerøret 100 kan da eventuelt bli ført til en strømningsmålingsanordning eller en strupemanifold (ikke vist).
[0058] Figur 9 viser det konsentriske stigerørboringssystemet drevet i en modus med to gradienter og styring av ringromstrykk. Fluid mottas inn i begge ringrommene mellom det marine stigerøret 100 og det konsentriske stigerøret 300 og borerøret 270, som beskrevet i forbindelse med figur 6. Ringrommet mellom det konsentriske stigerøret 300 og borerøret 220 mottar de blandede fluidene og sirkulerer dem oppover til det konsentriske stigerør-fluidutløpet 230. Fluid som føres ut gjennom det konsentriske stigerør-fluidutløpet 230, blir analysert som beskrevet i forbindelse med figur 7.
[0059] Denne kombinasjonen av togradient- og ringromsmetoder gir en rekke fordeler. For det første tilveiebringer de et lukket sirkuleringssystem. Følgelig kan returstrømningen måles og styres på en nøyaktig måte. For det andre kan boreoperatører skape og variere to gradienter slik at trykket sammenfaller bedre med det naturlige brønntrykkprofilet.
[0060] Gasspermeabiliteten (N2, produsert gass) til de elastomere elementene i utblåsningssikringen og stigerøret er viktig. Følgelig omfatter en foretrukket utførelsesform elastomere komponenter/gummikomponenter som ikke er utsatt for svikt forårsaket av luftemulgert borefluid eller gass skapt ved et brått trykkfall. Slike elastomere komponenter/gummi-komponenter omfatter for eksempel tetningselementer i utblåsnings-sikringens lukkeventilstempel, dekseltetninger i utblåsningssikringen og elastomere elementer i bøyeledd.
Claims (22)
1. Støttekropp for et konsentrisk stigerør, omfattende:
en rørformet kropp (200) innrettet til å plasseres helt over en stigerøroppspenningsring (110), nevnte rørformede kropp (200) omfatter et konsentrisk stigerør fluidinnløp (250) og et ringformet konsentrisk stigerør fluidinnløp (280);
en stigerør-ringromstetning (220) inne i nevnte rørformede kropp (200) innrettet for å danne forseglende inngrep med en konsentrisk rørstruktur (330) når den blir aktivert;
k a r a k t e r i s e r t v e d at støttekroppen videre omfatter
en konsentrisk stigerør-ringromstetning (240) inne i nevnte rørformede kropp (200) nedenfor nevnte stigerør-ringromstetning (220) og nevnte konsentriske stigerør fluid innløp (250) og over nevnte ringformede konsentriske stigerørs fluid innløp (280) innrettet for å danne forseglende inngrep med en konsentrisk stigerørstruktur (300) når den blir aktivert; og
en konsentrisk stigerør-støtte (210) inne i nevnte rørformede kropp (200) nedenfor nevnte konsentriske stigerør-ringromstetning (240).
2. Støttekropp (200) ifølge krav 1, der nevnte rørformede kropp omfatter et konsentrisk stigerør-fluidutløp (230) ovenfor nevnte ringformede konsentriske stigerør-fluidinnløp (280).
3. Støttekropp (200) ifølge krav 2, der nevnte konsentriske stigerørfluidinnløp (250), nevnte konsentriske stigerør-fluidutløp (230), og nevnte ringformede konsentriske stigerør-fluidinnløp (280) har ventiler som kan åpnes og lukkes.
4. Støttekropp (200) ifølge krav 2 eller 3, der nevnte konsentriske stigerørfluidinnløp (250), nevnte konsentriske stigerør-fluidutløp (230) og nevnte ringformede konsentriske stigerør-fluidinnløp (280) har strømningsmålere.
5. Støttekropp (200) ifølge hvilket som helst av kravene 1-4, der bunnen av nevnte rørformede kropp er innrettet for inngrep med et marint stigerør (100).
6. Støttekropp (200) ifølge hvilket som helst av kravene 1-5, der toppen av nevnte rørformede kropp er innrettet for inngrep med et teleskopledd (130).
7. Konsentrisk stigerørsystem, omfattende:
et stigerør (100);
en stigerørstøtte (210) koblet til nevnte stigerør (100);
et stigerør teleskopledd (130) koblet til nevnte stigerør (100) og anordnet over nevnte stigerørstøtte (210);
k a r a k t e r i s e r t v e d at en konsentrisk stigerørstøttekropp (200) er anordnet mellom nevnte teleskopledd (130) og nevnte stigerørstøtte (210), hvori nevnte konsentriske stigerørstøttekropp (200) omfatter et flertall av konsentriske stigerørs fluid kanaler (250, 230) og en ringformet konsentrisk kanal (280) i avstand nedenfor nevnte flertall av konsentriske stigerørs fluid kanalene (250, 230); og
et konsentrisk stigerør (300) inne i nevnte stigerør (100) og nevnte konsentriske stigerør-støttekropp (200).
8. Konsentrisk stigerørsystem ifølge krav 7, der nevnte konsentriske stigerør (300) er dimensjonert for å skape et ringrom mellom nevnte konsentriske stigerør (300) og nevnte stigerør (100).
9. Konsentrisk stigerørsystem ifølge krav 7 eller 8, der nevnte konsentriske stigerør-støttekropp (200) omfatter en konsentrisk stigerørringromstetning (240) som danner forseglende inngrep med nevnte konsentriske stigerør (300) når den blir aktivert.
10. Konsentrisk stigerørsystem ifølge krav 9, der nevnte konsentriske stigerør-ringromstetning (240) hindrer fluid i ringrommet mellom nevnte stigerør (100) og nevnte konsentriske stigerør (300) i å strømme forbi nevnte konsentrisk stigerør-ringromstetning (240) når den er aktivert.
11. Konsentrisk stigerørsystem ifølge hvilket som helst av kravene 7-10, videre omfattende en stigerør-rotasjonsstyringsanordning (310) inne i nevnte stigerør (100) og ovenfor nevnte konsentriske stigerør (300).
12. Konsentrisk stigerørsystem ifølge 11, der nevnte stigerørrotasjonsstyringsanordning (310) omfatter en rørseksjon (330) og en tetning (320) inne i nevnte rørseksjon (330).
13. Konsentrisk stigerørsystem ifølge 12, der nevnte rørseksjon (330) er dimensjonert for å skape et ringrom mellom nevnte rørseksjon (330) og nevnte stigerør (100).
14. Konsentrisk stigerørsystem ifølge hvilket krav 12 eller 13, der nevnte konsentriske stigerør-støttekropp (200) omfatter en stigerør
ringromstetning (220) som danner forseglende inngrep med nevnte rørseksjon (330) når den blir aktivert.
15. Konsentrisk stigerørsystem ifølge krav 14, der nevnte stigerørringromstetning (220) hindrer fluid i ringrommet mellom nevnte stigerør (100) og nevnte rørseksjon (330) i å strømme forbi nevnte stigerørringromstetning (220) når den er aktivert.
16. Konsentrisk stigerørsystem ifølge hvilket som helst av kravene 7-15, hvori stigerørssystemet videre omfattende strømningsmålingsutstyr koblet til minst én av nevnte flere konsentriske stigerør-fluidkanaler.
17. Konsentrisk stigerørsystem ifølge krav 16, der nevnte strømningsmålingsutstyr måler strømningsvolum og trykk inne i den minst ene av nevnte flere konsentriske stigerør-fluidkanaler.
18. Konsentrisk stigerørsystem ifølge hvilket som helst av kravene 8-17, hvori stigerørsystemet videre omfattende en nedre konsentrisk stigerørringromstetning (260) anordnet inne i nevnte stigerør (100) og innrettet for å danne forseglende inngrep med nevnte konsentriske stigerør (300) når den blir aktivert.
19. Konsentrisk stigerørsystem ifølge krav 18, der nevnte nedre konsentriske stigerør-ringromstetning (260) er anordnet nær ved bunnen av nevnte konsentriske stigerør (300).
20. Boresystem, omfattende:
en boreplattform;
et hovedboringsstigerør (100) koblet til nevnte boreplattform, der nevnte hovedboringsstigerør (100) omfatter flere lengder av stigerørseksjoner koblet sammen ved hovedsakelig motstående ender;
en stigerørsoppspenningsring (110) koblet til nevnte hovedboringsstigerør (100);
en utblåsningssikring (120) koblet til nevnte hovedboringsstigerør (100); k a r a k t e r i s e r t v e d at boresystemet videre omfatter en ringromstetning (220) anordnet inne i nevnte hovedboringsstigerør (100) over nevnte stigerør oppspenningsring (110), hvori nevnte stigerør ringromstetning (220) er innrettet til å isolere trykket inne i nevnte hovedboringsstigerør (100) nedenfor nevnte stigerør ringromstetning (220);
en konsentrisk ringromstetning (240) inne i hovedboringsstigerøret (100) over nevnte stigerør oppspenningsring (110), hvori nevnte konsentriske stigerørs ringromstetning (240) er innrettet til å isolere trykket inne i nevnte hovedboring stigerør (100);
en eller flere stigerør fluid innløp og utløp (230, 250, 280) koblet til nevnte hovedboring stigerør (100), hvori nevnte ene eller flere stigerør fluid innløp og utløp (230, 250, 280) er innrettet til å motta og slippe ut fluid;
et konsentrisk stigerør (300) inne i nevnte hovedboring stigerør (100), hvori nevnte konsentriske indre stigerør (300) omfatter flere lengder av stigerørseksjoner koblet sammen ved hovedsakelig motstående ende; og et fluidbehandlingsutstyr og et borerør, hvori nevnte borefluidbehandlingsutstyret er innrettet for å motta fluid fra nevnte konsentriske, indre stigerør (300) og nevnte konsentriske indre stigerør (300) er innrettet for å motta fluid fra nevnte borerør.
21. Boresystem ifølge krav 20, der nevnte fluidinnløpskanal er innrettet for å slippe inn fluid i ringrommet mellom nevnte hovedstigerør (100) og nevnte konsentriske stigerør (300), og der nevnte konsentriske stigerør (300) er innrettet for å motta fluid fra ringrommet mellom nevnte hovedstigerør (100) og nevnte konsentriske stigerør og føre ut fluid til nevnte fluidbehandlingsutstyr.
22. Boresystem ifølge krav 20 eller 21, der nevnte fluidinnløpskanal er innrettet for å slippe inn fluid i ringrommet mellom nevnte hovedstigerør (100) og nevnte konsentriske stigerør (300), og der nevnte konsentriske stigerør (300) er innrettet for å motta fluid fra ringrommet mellom nevnte hovedstigerør (100) og nevnte konsentriske, indre stigerør, og der en stigerør-rotasjonstetning er innrettet for å lukke slik at fluid blir ført ut gjennom nevnte én eller flere fluidutløpskanaler til nevnte
borefluidbehandlingsutstyr.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US72854205P | 2005-10-20 | 2005-10-20 | |
PCT/US2006/040799 WO2007047800A2 (en) | 2005-10-20 | 2006-10-20 | Apparatus and method for managed pressure drilling |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20081928L NO20081928L (no) | 2008-05-19 |
NO342580B1 true NO342580B1 (no) | 2018-06-18 |
Family
ID=37963259
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20081928A NO342580B1 (no) | 2005-10-20 | 2008-04-23 | Apparat samt system for styring av trykk inne i et stigerør under boreoperasjoner |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US7866399B2 (no) |
EP (2) | EP2813664B1 (no) |
BR (2) | BR122017010168B1 (no) |
MY (1) | MY144810A (no) |
NO (1) | NO342580B1 (no) |
WO (1) | WO2007047800A2 (no) |
Families Citing this family (57)
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 |
EP2813664B1 (en) * | 2005-10-20 | 2018-08-22 | Transocean Sedco Forex Ventures Ltd. | Apparatus and method for managed pressure drilling |
GB0613393D0 (en) * | 2006-07-06 | 2006-08-16 | Enovate Systems Ltd | Improved workover riser compensator system |
US7699109B2 (en) * | 2006-11-06 | 2010-04-20 | Smith International | Rotating control device apparatus and method |
WO2008058209A2 (en) | 2006-11-07 | 2008-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Offshore universal riser system |
GB0706745D0 (en) * | 2007-04-05 | 2007-05-16 | Technip France Sa | An apparatus for venting an annular space between a liner and a pipeline of a subsea riser |
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 |
US7886849B2 (en) * | 2008-02-11 | 2011-02-15 | Williams Danny T | System for drilling under-balanced wells |
EP2444588A3 (en) * | 2008-04-10 | 2012-08-01 | Weatherford/Lamb, Inc. | Landing string compensator |
NO330288B1 (no) * | 2008-06-20 | 2011-03-21 | Norocean As | Slippforbindelse med justerbar forspenning |
US8322432B2 (en) | 2009-01-15 | 2012-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | 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 |
US8347983B2 (en) | 2009-07-31 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with a high pressure rotating control device |
CN102575501B (zh) * | 2009-09-10 | 2015-05-20 | Bp北美公司 | 用于在双梯度环境中将井眼流入物循环出来的系统和方法 |
US8746348B2 (en) * | 2010-02-18 | 2014-06-10 | Chevron U.S.A. Inc. | Apparatus, system and method for releasing fluids from a subsea riser |
GB2478119A (en) | 2010-02-24 | 2011-08-31 | Managed Pressure Operations Llc | A drilling system having a riser closure mounted above a telescopic joint |
EP2483513B1 (en) * | 2010-02-25 | 2015-08-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure control device with remote orientation relative to a rig |
US8347982B2 (en) | 2010-04-16 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | System and method for managing heave pressure from a floating rig |
US8353351B2 (en) * | 2010-05-20 | 2013-01-15 | Chevron U.S.A. Inc. | System and method for regulating pressure within a well annulus |
US9175542B2 (en) | 2010-06-28 | 2015-11-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Lubricating seal for use with a tubular |
US8960302B2 (en) * | 2010-10-12 | 2015-02-24 | Bp Corporation North America, Inc. | Marine subsea free-standing riser systems and methods |
US9163473B2 (en) | 2010-11-20 | 2015-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote operation of a rotating control device bearing clamp and safety latch |
US9260934B2 (en) | 2010-11-20 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote operation of a rotating control device bearing clamp |
US8739863B2 (en) | 2010-11-20 | 2014-06-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote operation of a rotating control device bearing clamp |
NO334739B1 (no) | 2011-03-24 | 2014-05-19 | Moss Maritime As | System for trykkontrollert boring eller for brønnoverhaling av en hydrokarbonbrønn og en fremgangsmåte for oppkobling av et system for trykkontrollert boring eller for brønnoverhaling av en hydrokarbonbrønn |
GB2490156A (en) | 2011-04-21 | 2012-10-24 | Managed Pressure Operations | Slip joint for a riser in an offshore drilling system |
GB201108415D0 (en) * | 2011-05-19 | 2011-07-06 | Subsea Technologies Group Ltd | Connector |
US8807218B2 (en) | 2011-08-10 | 2014-08-19 | Gas Technology Institute | Telescopic laser purge nozzle |
US9080427B2 (en) | 2011-12-02 | 2015-07-14 | General Electric Company | Seabed well influx control system |
WO2013096437A1 (en) | 2011-12-19 | 2013-06-27 | Cameron International Corporation | Offshore well drilling system with nested drilling risers |
US9328575B2 (en) * | 2012-01-31 | 2016-05-03 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Dual gradient managed pressure drilling |
US9316054B2 (en) | 2012-02-14 | 2016-04-19 | Chevron U.S.A. Inc. | Systems and methods for managing pressure in a wellbore |
CN103470201B (zh) | 2012-06-07 | 2017-05-10 | 通用电气公司 | 流体控制系统 |
US9133670B2 (en) | 2012-07-26 | 2015-09-15 | Cameron International Corporation | System for conveying fluid from an offshore well |
BR112015005026B1 (pt) | 2012-09-06 | 2021-01-12 | Reform Energy Services Corp. | conjunto de fixação e combinação |
US9828817B2 (en) | 2012-09-06 | 2017-11-28 | Reform Energy Services Corp. | Latching assembly |
EP2906771A2 (en) * | 2012-10-15 | 2015-08-19 | National Oilwell Varco, L.P. | Dual gradient drilling system |
US9109420B2 (en) | 2013-01-30 | 2015-08-18 | Rowan Deepwater Drilling (Gibraltar) Ltd. | Riser fluid handling system |
US10294746B2 (en) * | 2013-03-15 | 2019-05-21 | Cameron International Corporation | Riser gas handling system |
GB2521373A (en) | 2013-12-17 | 2015-06-24 | Managed Pressure Operations | Apparatus and method for degassing drilling fluid |
GB2521374A (en) | 2013-12-17 | 2015-06-24 | Managed Pressure Operations | Drilling system and method of operating a drilling system |
US9540898B2 (en) | 2014-06-26 | 2017-01-10 | Sunstone Technologies, Llc | Annular drilling device |
BR112017001282B1 (pt) * | 2014-08-21 | 2022-03-03 | Halliburton Energy Services, Inc | Sistema de perfuração, dispositivo de controle rotativo e método para acessar um furo de poço |
WO2016062314A1 (en) * | 2014-10-24 | 2016-04-28 | Maersk Drilling A/S | Apparatus and methods for control of systems for drilling with closed loop mud circulation |
CN106285498B (zh) * | 2015-05-29 | 2018-10-16 | 中国石油天然气股份有限公司 | 储气库注采管柱及使用其的方法 |
GB201614974D0 (en) | 2016-09-02 | 2016-10-19 | Electro-Flow Controls Ltd | Riser gas handling system and method of use |
WO2018231729A1 (en) * | 2017-06-12 | 2018-12-20 | Ameriforge Group Inc. | Dual gradient drilling system and method |
BR112020002864B1 (pt) * | 2017-08-11 | 2023-12-19 | Schlumberger Technology B.V. | Aparelho que inclui um tubo e método que inclui retornar a lama de um poço para dentro de um riser |
US11118421B2 (en) | 2020-01-14 | 2021-09-14 | Saudi Arabian Oil Company | Borehole sealing device |
US11401771B2 (en) | 2020-04-21 | 2022-08-02 | Schlumberger Technology Corporation | Rotating control device systems and methods |
US11187056B1 (en) | 2020-05-11 | 2021-11-30 | Schlumberger Technology Corporation | Rotating control device system |
US11274517B2 (en) | 2020-05-28 | 2022-03-15 | Schlumberger Technology Corporation | Rotating control device system with rams |
US11732543B2 (en) | 2020-08-25 | 2023-08-22 | Schlumberger Technology Corporation | Rotating control device systems and methods |
Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4216834A (en) * | 1976-10-28 | 1980-08-12 | Brown Oil Tools, Inc. | Connecting assembly and method |
US6273193B1 (en) * | 1997-12-16 | 2001-08-14 | Transocean Sedco Forex, Inc. | Dynamically positioned, concentric riser, drilling method and apparatus |
Family Cites Families (110)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1610372A (en) * | 1925-08-24 | 1926-12-14 | Ingersoll Rand Co | Submarine hammer-drill unit |
US3032125A (en) * | 1957-07-10 | 1962-05-01 | Jersey Prod Res Co | Offshore apparatus |
US3191388A (en) * | 1962-11-08 | 1965-06-29 | California Research Corp | Slender column support for offshore platforms |
US3313345A (en) * | 1964-06-02 | 1967-04-11 | Chevron Res | Method and apparatus for offshore drilling and well completion |
US3380520A (en) * | 1966-02-08 | 1968-04-30 | Offshore Co | Drilling and production platform |
US3434550A (en) * | 1966-06-06 | 1969-03-25 | Mobil Oil Corp | Method and apparatus for lightening the load on a subsea conductor pipe |
US3497020A (en) * | 1968-05-20 | 1970-02-24 | Archer W Kammerer Jr | System for reducing hydrostatic pressure on formations |
US3603409A (en) * | 1969-03-27 | 1971-09-07 | Regan Forge & Eng Co | Method and apparatus for balancing subsea internal and external well pressures |
US3791442A (en) * | 1971-09-28 | 1974-02-12 | Regan Forge & Eng Co | Coupling means for a riser string run from a floating vessel to a subsea well |
US3981369A (en) * | 1974-01-18 | 1976-09-21 | Dolphin International, Inc. | Riser pipe stacking system |
US4060130A (en) * | 1976-06-28 | 1977-11-29 | Texaco Trinidad, Inc. | Cleanout procedure for well with low bottom hole pressure |
ES450616A1 (es) * | 1976-08-11 | 1977-07-16 | Fayren Jose Marco | Instalacion para la explotacion de yacimientos petroliferos marinos. |
US4176722A (en) * | 1978-03-15 | 1979-12-04 | Global Marine, Inc. | Marine riser system with dual purpose lift and heave compensator mechanism |
US4188156A (en) * | 1978-06-01 | 1980-02-12 | Cameron Iron Works, Inc. | Riser |
US4210208A (en) * | 1978-12-04 | 1980-07-01 | Sedco, Inc. | Subsea choke and riser pressure equalization system |
US4428433A (en) * | 1981-09-28 | 1984-01-31 | Hughes Tool Company | Telescopic joint upper tube retainer method |
JPS59177494A (ja) * | 1983-03-29 | 1984-10-08 | 工業技術院長 | ライザ用テレスコピツクジヨイント |
US4556340A (en) | 1983-08-15 | 1985-12-03 | Conoco Inc. | Method and apparatus for production of subsea hydrocarbons using a floating vessel |
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 |
US4626135A (en) | 1984-10-22 | 1986-12-02 | Hydril Company | Marine riser well control method and apparatus |
US4653597A (en) * | 1985-12-05 | 1987-03-31 | Atlantic Richfield Company | Method for circulating and maintaining drilling mud in a wellbore |
US4668126A (en) * | 1986-02-24 | 1987-05-26 | Hydril Company | Floating drilling rig apparatus and method |
US4813495A (en) * | 1987-05-05 | 1989-03-21 | Conoco Inc. | Method and apparatus for deepwater drilling |
FR2619155B1 (fr) | 1987-08-07 | 1989-12-22 | Forex Neptune Sa | Procede d'analyse dynamique des venues de fluides dans les puits d'hydrocarbures |
FR2619156B1 (fr) * | 1987-08-07 | 1989-12-22 | Forex Neptune Sa | Procede de controle des venues de fluides dans les puits d'hydrocarbures |
US5662181A (en) * | 1992-09-30 | 1997-09-02 | Williams; John R. | Rotating blowout preventer |
US5314022A (en) * | 1992-10-22 | 1994-05-24 | Shell Oil Company | Dilution of drilling fluid in forming cement slurries |
GB2299355B (en) * | 1993-12-20 | 1997-06-11 | Shell Int Research | Dual concentric string high pressure riser |
US5586609A (en) | 1994-12-15 | 1996-12-24 | Telejet Technologies, Inc. | Method and apparatus for drilling with high-pressure, reduced solid content liquid |
US5524710A (en) * | 1994-12-21 | 1996-06-11 | Cooper Cameron Corporation | Hanger assembly |
US5513706A (en) * | 1995-05-08 | 1996-05-07 | Mobil Oil Corporation | Method for improving formation stability surrounding a deviated wellbore |
US5720356A (en) * | 1996-02-01 | 1998-02-24 | Gardes; Robert | Method and system for drilling underbalanced radial wells utilizing a dual string technique in a live well |
US6045296A (en) * | 1996-07-09 | 2000-04-04 | Abb Vetco Gray Inc. | Tension ring for riser |
ATE293203T1 (de) * | 1996-10-15 | 2005-04-15 | Coupler Developments Ltd | Bohrverfahren mit kontinuierlicher zirkulation |
US5873420A (en) * | 1997-05-27 | 1999-02-23 | Gearhart; Marvin | Air and mud control system for underbalanced drilling |
US6263981B1 (en) * | 1997-09-25 | 2001-07-24 | Shell Offshore Inc. | Deepwater drill string shut-off valve system and method for controlling mud circulation |
US6276455B1 (en) * | 1997-09-25 | 2001-08-21 | Shell Offshore Inc. | Subsea gas separation system and method for offshore drilling |
US6216799B1 (en) * | 1997-09-25 | 2001-04-17 | Shell Offshore Inc. | Subsea pumping system and method for deepwater drilling |
US6923273B2 (en) * | 1997-10-27 | 2005-08-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well system |
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 |
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 |
US6904982B2 (en) * | 1998-03-27 | 2005-06-14 | Hydril Company | Subsea mud pump and control system |
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 |
US6230824B1 (en) * | 1998-03-27 | 2001-05-15 | Hydril Company | Rotating subsea diverter |
DE19821554B4 (de) * | 1998-05-14 | 2006-02-16 | Hilti Ag | Bohrgerät mit Schlagwerk |
US6415877B1 (en) * | 1998-07-15 | 2002-07-09 | Deep Vision Llc | Subsea wellbore drilling system for reducing bottom hole pressure |
US7270185B2 (en) * | 1998-07-15 | 2007-09-18 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system and method for controlling equivalent circulating density during drilling of wellbores |
US6315061B1 (en) * | 1998-09-04 | 2001-11-13 | Halliburton Energy Services, Inc. | Brine-based drilling fluids for ballast tank storage |
US6173781B1 (en) | 1998-10-28 | 2001-01-16 | Deep Vision Llc | Slip joint intervention riser with pressure seals and method of using the same |
CA2363132C (en) * | 1999-03-02 | 2008-02-12 | Weatherford/Lamb, Inc. | Internal riser rotating control head |
US7159669B2 (en) * | 1999-03-02 | 2007-01-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Internal riser rotating control head |
NO312915B1 (no) * | 1999-08-20 | 2002-07-15 | Agr Subsea As | Fremgangsmåte og anordning for behandling av borefluid og borekaks |
US6308787B1 (en) * | 1999-09-24 | 2001-10-30 | Vermeer Manufacturing Company | Real-time control system and method for controlling an underground boring machine |
US6450262B1 (en) * | 1999-12-09 | 2002-09-17 | Stewart & Stevenson Services, Inc. | Riser isolation tool |
US6401823B1 (en) * | 2000-02-09 | 2002-06-11 | Shell Oil Company | Deepwater drill string shut-off |
US6457529B2 (en) * | 2000-02-17 | 2002-10-01 | Abb Vetco Gray Inc. | Apparatus and method for returning drilling fluid from a subsea wellbore |
US6547002B1 (en) * | 2000-04-17 | 2003-04-15 | Weatherford/Lamb, Inc. | High pressure rotating drilling head assembly with hydraulically removable packer |
US6530437B2 (en) * | 2000-06-08 | 2003-03-11 | Maurer Technology Incorporated | Multi-gradient drilling method and system |
US6739408B2 (en) * | 2000-10-30 | 2004-05-25 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for preparing variable density drilling muds |
US6474422B2 (en) * | 2000-12-06 | 2002-11-05 | Texas A&M University System | Method for controlling a well in a subsea mudlift drilling system |
US6394195B1 (en) * | 2000-12-06 | 2002-05-28 | The Texas A&M University System | Methods for the dynamic shut-in of a subsea mudlift drilling system |
US6499540B2 (en) | 2000-12-06 | 2002-12-31 | Conoco, Inc. | Method for detecting a leak in a drill string valve |
US20020112888A1 (en) * | 2000-12-18 | 2002-08-22 | Christian Leuchtenberg | Drilling system and method |
US7456135B2 (en) * | 2000-12-29 | 2008-11-25 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling using flat rheology drilling fluids |
US6966392B2 (en) * | 2001-02-15 | 2005-11-22 | Deboer Luc | Method for varying the density of drilling fluids in deep water oil and gas drilling applications |
US7992655B2 (en) * | 2001-02-15 | 2011-08-09 | Dual Gradient Systems, Llc | Dual gradient drilling method and apparatus with multiple concentric drill tubes and blowout preventers |
US6926101B2 (en) * | 2001-02-15 | 2005-08-09 | Deboer Luc | System and method for treating drilling mud in oil and gas well drilling applications |
US6843331B2 (en) * | 2001-02-15 | 2005-01-18 | De Boer Luc | Method and apparatus for varying the density of drilling fluids in deep water oil drilling applications |
US7093662B2 (en) * | 2001-02-15 | 2006-08-22 | Deboer Luc | System for drilling oil and gas wells using a concentric drill string to deliver a dual density mud |
US6536540B2 (en) * | 2001-02-15 | 2003-03-25 | De Boer Luc | Method and apparatus for varying the density of drilling fluids in deep water oil drilling applications |
US7090036B2 (en) * | 2001-02-15 | 2006-08-15 | Deboer Luc | System for drilling oil and gas wells by varying the density of drilling fluids to achieve near-balanced, underbalanced, or overbalanced drilling conditions |
US6802379B2 (en) * | 2001-02-23 | 2004-10-12 | Exxonmobil Upstream Research Company | Liquid lift method for drilling risers |
US6579832B2 (en) * | 2001-03-02 | 2003-06-17 | Intevep S.A. | Method for treating drilling fluid using nanoparticles |
CA2344627C (en) * | 2001-04-18 | 2007-08-07 | Northland Energy Corporation | Method of dynamically controlling bottom hole circulating pressure in a wellbore |
WO2003023181A1 (en) * | 2001-09-10 | 2003-03-20 | Ocean Riser Systems As | Arrangement and method for regulating bottom hole pressures when drilling deepwater offshore wells |
US6745857B2 (en) * | 2001-09-21 | 2004-06-08 | National Oilwell Norway As | Method of drilling sub-sea oil and gas production wells |
US20030111799A1 (en) * | 2001-12-19 | 2003-06-19 | Cooper Cameron Corporation | Seal for riser assembly telescoping joint |
US7306042B2 (en) | 2002-01-08 | 2007-12-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method for completing a well using increased fluid temperature |
US7027968B2 (en) * | 2002-01-18 | 2006-04-11 | Conocophillips Company | Method for simulating subsea mudlift drilling and well control operations |
NO315807B3 (no) * | 2002-02-08 | 2008-12-15 | Blafro Tools As | Fremgangsmate og anordning ved arbeidsrorkopling |
US6904981B2 (en) * | 2002-02-20 | 2005-06-14 | Shell Oil Company | Dynamic annular pressure control apparatus and method |
US6732804B2 (en) * | 2002-05-23 | 2004-05-11 | Weatherford/Lamb, Inc. | Dynamic mudcap drilling and well control system |
US20040065440A1 (en) * | 2002-10-04 | 2004-04-08 | Halliburton Energy Services, Inc. | Dual-gradient drilling using nitrogen injection |
DE10261834A1 (de) | 2002-12-20 | 2004-07-08 | Phenion Gmbh & Co. Kg | Hochdurchsatz-geeignetes Screening-Verfahren zur Identifikation von Wirkstoffen |
US8034749B2 (en) | 2002-12-31 | 2011-10-11 | Baker Hughes Incorporated | Aerogels effective to reduce drilling fluid density |
US7108066B2 (en) * | 2004-01-27 | 2006-09-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Variable density treatment fluids and methods of using such fluids in subterranean formations |
US7482309B2 (en) * | 2003-11-24 | 2009-01-27 | Halliburton Energy Services, Inc. | Methods of drilling wellbores using variable density fluids comprising coated elastic particles |
AU2003904183A0 (en) * | 2003-08-08 | 2003-08-21 | Woodside Energy Limited | Method for completion or work-over of a sub-sea well using a horizontal christmas tree |
CA2534502C (en) * | 2003-08-19 | 2011-12-20 | Shell Canada Limited | Drilling system and method |
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 |
US7044343B2 (en) * | 2003-10-21 | 2006-05-16 | Robert Anue | Gravity flow water filtration backpack |
US7032691B2 (en) * | 2003-10-30 | 2006-04-25 | Stena Drilling Ltd. | Underbalanced well drilling and production |
WO2005100737A1 (en) * | 2004-04-16 | 2005-10-27 | Vetco Aibel As | System and method for rigging up well workover equipment |
WO2007145731A2 (en) * | 2006-06-07 | 2007-12-21 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compressible objects combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
US8088716B2 (en) * | 2004-06-17 | 2012-01-03 | Exxonmobil Upstream Research Company | Compressible objects having a predetermined internal pressure combined with a drilling fluid to form a variable density drilling mud |
US20050284641A1 (en) | 2004-06-24 | 2005-12-29 | Baker Hughes Incorporated | Controlled variable density fluid for wellbore operations |
US7237613B2 (en) * | 2004-07-28 | 2007-07-03 | Vetco Gray Inc. | Underbalanced marine drilling riser |
US7377323B2 (en) * | 2005-01-20 | 2008-05-27 | Cameron International Corporation | Blowout preventer stack landing assist tool |
US7219739B2 (en) * | 2005-03-07 | 2007-05-22 | Halliburton Energy Services, Inc. | Heave compensation system for hydraulic workover |
US7314087B2 (en) * | 2005-03-07 | 2008-01-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Heave compensation system for hydraulic workover |
US7658228B2 (en) * | 2005-03-15 | 2010-02-09 | Ocean Riser System | High pressure system |
US7407019B2 (en) * | 2005-03-16 | 2008-08-05 | Weatherford Canada Partnership | Method of dynamically controlling open hole pressure in a wellbore using wellhead pressure control |
US7836973B2 (en) * | 2005-10-20 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Annulus pressure control drilling systems and methods |
EP2813664B1 (en) * | 2005-10-20 | 2018-08-22 | Transocean Sedco Forex Ventures Ltd. | Apparatus and method for managed pressure drilling |
MY144145A (en) * | 2006-01-05 | 2011-08-15 | At Balance Americas Llc | Method for determining formation fluid entry into or drilling fluid loss from a borehole using a dynamic annular pressure control system |
US7699109B2 (en) * | 2006-11-06 | 2010-04-20 | Smith International | Rotating control device apparatus and method |
WO2008058209A2 (en) | 2006-11-07 | 2008-05-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Offshore universal riser system |
-
2006
- 2006-10-20 EP EP14178732.5A patent/EP2813664B1/en active Active
- 2006-10-20 EP EP06826235.1A patent/EP1951986B1/en active Active
- 2006-10-20 WO PCT/US2006/040799 patent/WO2007047800A2/en active Application Filing
- 2006-10-20 BR BR122017010168-4A patent/BR122017010168B1/pt active IP Right Grant
- 2006-10-20 US US11/584,186 patent/US7866399B2/en active Active
- 2006-10-20 MY MYPI20081184A patent/MY144810A/en unknown
- 2006-10-20 BR BRPI0617695-0A patent/BRPI0617695B1/pt active IP Right Grant
-
2008
- 2008-04-23 NO NO20081928A patent/NO342580B1/no unknown
-
2011
- 2011-01-06 US US12/985,867 patent/US8631874B2/en active Active
Patent Citations (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4216834A (en) * | 1976-10-28 | 1980-08-12 | Brown Oil Tools, Inc. | Connecting assembly and method |
US6273193B1 (en) * | 1997-12-16 | 2001-08-14 | Transocean Sedco Forex, Inc. | Dynamically positioned, concentric riser, drilling method and apparatus |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
BRPI0617695A2 (pt) | 2011-08-02 |
WO2007047800A3 (en) | 2007-09-20 |
EP1951986A4 (en) | 2014-06-25 |
EP2813664B1 (en) | 2018-08-22 |
NO20081928L (no) | 2008-05-19 |
EP2813664A2 (en) | 2014-12-17 |
US20110108282A1 (en) | 2011-05-12 |
WO2007047800A2 (en) | 2007-04-26 |
EP1951986A2 (en) | 2008-08-06 |
BR122017010168B1 (pt) | 2018-06-26 |
US8631874B2 (en) | 2014-01-21 |
MY144810A (en) | 2011-11-15 |
EP2813664A3 (en) | 2015-12-23 |
BRPI0617695B1 (pt) | 2017-08-01 |
US20070095540A1 (en) | 2007-05-03 |
US7866399B2 (en) | 2011-01-11 |
EP1951986B1 (en) | 2018-05-02 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO342580B1 (no) | Apparat samt system for styring av trykk inne i et stigerør under boreoperasjoner | |
US6732804B2 (en) | Dynamic mudcap drilling and well control system | |
US7237623B2 (en) | Method for pressurized mud cap and reverse circulation drilling from a floating drilling rig using a sealed marine riser | |
US9506305B2 (en) | Drilling method for drilling a subterranean borehole | |
EP2281103B1 (en) | Systems and methods for subsea drilling | |
CA2516277C (en) | Dynamic annular pressure control apparatus and method | |
US8408297B2 (en) | Remote operation of an oilfield device | |
NO339557B1 (no) | Borerigg | |
US10920507B2 (en) | Drilling system and method | |
NO338632B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for styring av strømning av formasjonsfluid inn i et produksjonsrør i et borehull | |
BR112014018184A2 (pt) | Perfuração com pressão controlada por gradiente duplo | |
NO330148B1 (no) | Fremgangsmate og apparat for a variere tettheten til boreslam ved anvendelse av dypvanns oljeboring. | |
BR112019026145A2 (pt) | sistema de perfuração de gradiente duplo, gradiente duplo sem riser e gradiente duplo sem riser distribuído e método de perfuração de gradiente duplo | |
NO341948B1 (no) | System og fremgangsmåte for regulering av ringromstrykk i et borehull under anvendelse av gassløft i borefluidreturledning | |
EA010191B1 (ru) | Способ бурения поглощающей формации | |
US8955604B2 (en) | Receptacle sub | |
GB2541755A (en) | Method of operating a drilling system | |
US8783379B2 (en) | Fluid transfer device usable in managed pressure and dual-gradient drilling | |
US11365594B2 (en) | Non-stop circulation system for maintaining bottom hole pressure | |
US11585171B2 (en) | Managed pressure drilling systems and methods | |
AU2015202203A1 (en) | Rotating control device docking station |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: ZACCO NORWAY AS, POSTBOKS 2003 VIKA, 0125 OSLO, NO |
|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: PROTECTOR INTELLECTUAL PROPERTY CONSULTANTS AS, PO |