NO345267B1 - Apparat og fremgangsmåte for behandling av fluider fra en brønn - Google Patents
Apparat og fremgangsmåte for behandling av fluider fra en brønn Download PDFInfo
- Publication number
- NO345267B1 NO345267B1 NO20091983A NO20091983A NO345267B1 NO 345267 B1 NO345267 B1 NO 345267B1 NO 20091983 A NO20091983 A NO 20091983A NO 20091983 A NO20091983 A NO 20091983A NO 345267 B1 NO345267 B1 NO 345267B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- treatment
- fluids
- module
- processing module
- manifold
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 125
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 20
- 238000011282 treatment Methods 0.000 claims description 105
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 74
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 61
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 17
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 17
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 12
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 11
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 9
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 6
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 6
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 5
- 210000000867 larynx Anatomy 0.000 claims description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 3
- 238000006243 chemical reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000004064 recycling Methods 0.000 claims description 3
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims description 3
- 238000013461 design Methods 0.000 description 10
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 10
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 8
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 6
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 4
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 4
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 3
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 2
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 2
- 235000004507 Abies alba Nutrition 0.000 description 1
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 1
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 1
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000007654 immersion Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000000638 solvent extraction Methods 0.000 description 1
- -1 steam Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000002912 waste gas Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/035—Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
- E21B33/038—Connectors used on well heads, e.g. for connecting blow-out preventer and riser
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/068—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells
- E21B33/076—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells specially adapted for underwater installations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/35—Arrangements for separating materials produced by the well specially adapted for separating solids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/36—Underwater separating arrangements
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Description
KRYSSREFERANSE TIL REALTERTE SØKNAD
[0001] Denne søknad krever prioritet fra GB provisorisk søknad nr. GB0625191.2, med tittelen "Apparatus and Method", innlevert 18. desember 2006, som herved er innlemmet ved referanse.
OMRÅDE FOR OPPFINNELSEN
[0002] Den foreliggende oppfinnelse angår apparat og fremgangsmåter for behandling av brønnfluider. Utførelser av oppfinnelsen kan benyttes for gjenvinning og injeksjon av brønnfluider. Noen utførelser angår spesielt, men ikke utelukkende gjenvinning og injeksjon, inn i enten den samme, eller en annen brønn.
BAKGRUNN
[0003] Hensikten med dette avsnitt er å introdusere leseren for forskjellige aspekter av fagområdet som kan relateres til forskjellige aspekter av den foreliggende oppfinnelse, som beskrevet og/eller krevd nedenfor. Denne omtale antas å være nyttig for å gi leseren bakgrunnsinformasjon for å tilrettelegge for en bedre forståelse av de forskjellige aspekter av den foreliggende oppfinnelse. Følgelig skal det forstås at disse angivelser skal leses i dette lys, og ikke som adgang til tidligere kjent teknikk.
[0004] Som det vil verdsettes, har olje og naturgass en dyptgående virkning på moderne økonomier og samfunn. For å møte kravet for slike naturressurser, investerer mange firmaer betydelig med tid og penger på å søke for å utvinne olje, naturgass og andre underjordiske ressurser fra jorden. Spesielt når en ønsket ressurs er oppdaget under jordoverflaten, er bore- og produksjonssystemer anvendt for adkomst til og ta ut ressursen. Disse systemer kan lokaliseres på land eller til havs avhengig av stedet for en ønsket ressurs. Videre, innbefatter slike systemer generelt en brønnhodesammenstilling gjennom hvilken gjenvinningen utføres. Disse brønnhodesammenstillinger innbefatter generelt et stort spekter av komponenter og/eller ledninger, slik som ventiltre, forskjellige styringslinjer, fôringsrør, ventiler og lignende som styrer boring og/eller utvinningsoperasjoner.
[0005] Undersjøiske manifolder slik som ventiltrær (noen ganger kalt juletrær) er velkjent innen området for olje- og gassbrønner, og omfatter generelt en sammenstilling av rør, ventiler og rørutrustninger installert i et brønnhode etter komplettering av boring og installasjon av produksjonsrøret for å styre strømmingen av olje og gass fra brønnen. Undersjøiske ventiltrær har typisk minst to boringer hvor én av hvilken kommuniserer med produksjonsrøret (produksjonsboringen), og det andre av hvilken kommuniserer med ringrommet (ringromsboringen).
[0006] Typiske utforminger av konvensjonelle trær har et sideutløp (en produksjonsvinggren) for produksjonsboringen lukket ved en produksjonsvingventil for fjerning av produksjonsfluider fra produksjonsboringen. Ringromsboringen har også typisk en ringromsgren med en respektiv ringromsventil. Toppen av produksjonsboringen og toppen av ringromsboringen er vanligvis avstengt ved hjelp av en ventiltrekappe som typisk avtetter de forskjellige boringer i ventiltreet, og tilveiebringer hydrauliske kanaler for drift av de forskjellige ventiler i ventiltreet ved hjelp av intervensjonsutstyr, eller fjernt fra en installasjon på land.
[0007] Brønner og ventiler er ofte aktive for en lang tid, og brønner fra ti år siden kan fremdeles også være i bruk i dag. Teknologien har imidlertid gått fremover en stor del under denne tid, f.eks. er undersjøisk behandling av fluider nå ønskelig. Slik behandling (prosessering) kan innbefatte tilføring av kjemikalier, separering av vann og sand fra hydrokarbonene etc.
[0008] Konvensjonelle behandlingsfremgangsmåter innbefatter transportering av fluider over lange distanser for fjernbehandling, og noen fremgangsmåter og apparater innbefatter lokalisert behandling av brønnfluider, ved å benytte pumper for å øke strømningsmengdene av brønnfluidene, kjemikalie-doseringsapparater, strømningsmålere og andre typer av behandlingsapparater.
[0009] Et problem med lokalisering av behandlingsapparatet lokalt på ventiltreet er at behandlingsapparatet kan være stort og kan blokkere brønnboringen. Derfor kan intervensjonsoperasjoner som krever adkomst til brønnboringen kreve fjerning av behandlingsapparatet før adkomst til brønnen kan oppnås.
[0010] WO2005/083228 A1 angår et forbindelsessystem for å forbinde strømningsgrensesnittutstyret til en undervannsmanifold. Forbindelsessystemet angår spesielt et forbindelsesapparat tilpasset for å lande en ledningsinnretning på en undervannsmanifold i et første trinn av forbindelsen og å forbinde en ledningsinnretning til forbindelsesapparatet til et strupelegeme av manifolden i et andre trinn av forbindelsen.
[0011] US2005/0028984 A1 angår en fremgangsmåte og sammenstilling for utvinning av fluidet fra, eller injisering av fluider inn i, en brønn med et ventiltre. Fluidene strømmer typisk mellom første og andre strømningsbaner i en kontinuerlig bane. Sammenstillingen kan være lokalisert innen hovedboringen, eller en sidepassasje av ventiltreet. Utførelse av oppfinnelsen tillater fluidene og mates til et behandlingsapparat (for eksempel en pumpe eller kjemisk injeksjonsapparat) for behandling, før de returneres til ventiltreet. Sammenstillingen kan valgfritt innbefatte en pumpe lokalisert på innsiden av ventiltrelegemet.
[0012] US2004/0200620 A1 angår et undervannssystem for å behandle et fluid som kommer fra en eller flere undervannsbrønner. Systemet omfatter en fluidbehandlingskrets og en fundamentmodul anordnet med i det minste en mottaker for å motta en innsatsmodul som omfatter et apparat som danner del av fluidbehandlingskretsen. Mottakeren omfatter et hulrom for å romme innsatsmodulen. Innsatsmodulen er anordnet med en flens, som er tilpasset for å bære på en tilsvarende flens av mottakeren når innsatsmodulen er montert deri. En vanntett tetning er anordnet mellom flensene for på den måten å tette rommet mellom mottakeren og delen av innsatsmodulen mottatt deri fra det omgivende sjøvann.
SAMMENFATNING AV OPPFINNELSEN
[0013] Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås ved et system for en undervannsbrønn, omfattende:
en manifold med en sentral spindel;
et første strupelegeme for å motta en strømning av fluider fra en produksjonsboring til undervannsbrønnen og å fremskaffe strømningen av fluider til en produksjonsstrømningsbane;
en første behandlingsmodul utformet for å behandle fluid fra produksjonsboringen, hvori den første behandlingsmodul omfatter:
en forlengelsesledning med en forbindelse som er koblbar med den sentrale spindelen til manifolden;
en behandlingsanordning;
en behandlingsinngang; og
en behandlingsutgang;
behandlingsinngangen til den første behandlingsmodulen omfatter en ledning for å tilveiebringe strømningen av fluider fra strupelegeme til behandlingsanordningen av den første behandlingsmodulen;
hvori den første behandlingsmodulen har et sentralt aksialt rom for forlengelsesledningen, behandlingsanordningen er forskjøvet fra den sentrale akse; og
behandlingsutgangen til den første behandlingsmodulen omfatter et andre strupelegeme for å motta behandlet fluid fra behandlingsanordningen og en ledning gjennom hvilken behandlet fluid er returnert til det første strupelegemet; og kjennetegnet ved at
den første behandlingsmodulen er konfigurert for å bli koplet til en andre behandlingsmodul konfigurert for å behandle fluid fra undervannsbrønnen, og den første behandlingsmodulen omfatter en andre behandlingsinngang og en andre behandlingsutgang, hver omfatter en strømningsbane konfigurert for å kople til den andre behandlingsmodulen.
[0014] Foretrukne utførelsesformer av systemet er videre utdypet i kravene 2 til og med 17.
[0015] Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås videre ved en fremgangsmåte for å behandle brønnfluider, omfattende:
avdeling av fluider fra en boring til en manifold til en behandlingsmodul, hvori behandlingsmodulen er koplet til en spindel av manifolden;
behandling av fluidene i behandlingsmodulen; og
returnering av de behandlete fluidene til en strømningsbane for gjenvinning, kjennetegnet ved at
fluider fra boringen er ført gjennom et første strupelegeme og gjennom en ledning til en behandlingsinngang av behandlingsmodulen; og
de behandlede fluider føres fra behandlingsmodulen gjennom et andre strupelegeme og gjennom en ledning til det første strupelegemet før returnering til strømningsbanen for gjenvinning.
[0016] En foretrukket utførelsesform av fremgangsmåten er videre utdypet i krav 19.
[0017] Ifølge et første aspekt av den foreliggende oppfinnelse er det fremskaffet et apparat for behandlingen (prosesseringen) av fluider fra en olje- eller gassbrønn, apparatet omfatter en behandlingsanordning, og en brønnboringsforlengelsesledning.
[0018] Apparatet er typisk modulært og brønnborings-forlengelsesledningen strekker seg gjennom modulen. Brønnborings-forlengelsesledningen omfatter typisk forseglet rør som valgfritt strekker seg i det minste delvis gjennom en senterakse av apparatet, og behandlingsanordningen er anordnet rundt senteraksen, atskilt fra brønnborings-forlengelsesledningen.
[0019] Apparatet kan bygges i moduler, med en første del av modulen f.eks., en nedre overflate, som er tilpasset for å feste seg til et grensesnitt av en manifold slik som et ventiltre, og en annen del, f.eks. en røroverflate, som er tilpasset for å feste seg til en ytterligere modul. Den andre del (f.eks. den øvre overflate) kan typisk være anordnet på den samme måte som manifoldgrensesnittet, slik at ytterligere moduler kan festes til den første modul, som typisk har de samme forbindelsene og fotavtrykket til manifoldens grensesnitt. Således, kan moduler tilpasset for å forbindes til manifoldgrensesnittet på den samme måte som den første modulen, forbindes isteden til den første eller til påfølgende moduler på samme måte, som tillater stabling av separate moduler på manifolden, som hver forbindes til modulen under som om den ble forbundet til manifoldens grensesnitt.
[0020] Brønnborings-forlengelsesledningen er typisk rett og er innrettet med brønnboringen, selv om noen utførelser av oppfinnelsen innbefatter versjoner hvor brønnborings-forlengelsesledningen avviker fra aksen til selv brønnboringen.
Utførelser med rette forlengelsesledninger i aksiell innretning med brønnboringen har fordelen av at brønnboringen kan være tilgjengelig i en rett linje, og plugger eller andre gjenstander i brønnboringen, kanskje under treet, kan trekkes gjennom modulene via forlengelsesledningen uten å fjerne eller justere modulene. Utførelser hvor brønnborings-forlengelsesledningen avviker fra aksen til brønnboringen, har en tendens til å være mer kompakte og tilpassbare for større stykker av behandlingsutstyr. Brønnboringen kan være produksjonsboringen, eller en produksjonsstrømningsledning.
[0021] Den øvre overflaten av modulen vil typisk ha fluid og/eller kraftledningskoplinger i de samme steder som de respektive koplinger er anbrakt i den nedre overflate, men typisk vil de øvre overflatekoplinger være tilpasset for å passe sammen med de nedre overflatekoplinger, slik at de øvre overflatekoplinger kan passe sammen med de nedre overflatekoplinger på den nedre overflate av modulen over. Derfor, der hvor den øvre overflate har en hann-kopling, kan den nedre overflate typisk ha en hunn-kopling, eller vice versa.
[0022] Modulen kan typisk ha bærekonstruksjoner slik som søyler som er tilpasset for å overføre laster over modulen til harde punkter på manifolden. I visse utførelser, kan vekten av behandlingsmodulene bæres av brønnboringsspindelen.
[0023] I noen utførelser kan behandlingsanordningen være forbundet direkte i brønnboringsspindelen. For eksempel, kan ledninger som forbinder direkte til spindelen føre fluider som skal behandles til behandlingsanordningen. Behandlingsanordningen kan valgfritt være forbundet til en gren av manifolden, typisk til en vinggren av et ventiltre. Behandlingsanordningen kan typisk ha et innløp som trekker produksjonsfluidet fra et avlederelement lokalisert i en strupeledning til grenen av manifolden, og kan returnere fluidene til avlederelementet via et utløp, etter behandling.
[0024] Avlederelementet kan ha en strømningsavleder for å dele strupeledningen i to separate fluidstrømningsbaner innen strupeledningen, f.eks. strupelegemet, og strømningsavlederen kan være anordnet for å styre strømmen av fluider gjennom strupelegemet slik at fluidene fra brønnen som skal behandles er avledet gjennom en strømningsbane og er gjenvunnet gjennom en annen, for overføring til en strømningsledning, eller valgfritt tilbake inn i brønnen. Strømningsavlederen har valgfritt en separator for å dele grenboringen i to separate områder.
[0025] Olje- eller gassbrønnen er typisk en undersjøisk brønn, men oppfinnelsen er likeledes anvendbar for overflate (dekks) -brønner. Manifolden kan være en samlingsmanifold ved krysningen av flere strømningsledninger som fører produksjonsfluider fra, eller transporterer injeksjonsfluider til et antall av forskjellige brønner. Alternativt kan manifolden være tilegnet en enkel brønn; f.eks. kan manifolden omfatte et ventiltre.
[0026] Ved "gren" mener vi enhver gren til manifolden, andre enn en produksjonsboring til et ventiltre. Vinggrenen er typisk en lateral gren til ventiltreet, og kan være en produksjon eller en ringromsvinggren forbundet til henholdsvis en produksjonsboring eller en ringromsboring.
[0027] Strømningsavlederen er valgfritt festet til et strupelegeme. "Strupelegemet" kan bety huset som forblir etter at manifoldens standard strupeventil har blitt fjernet. Strupeventilen kan være en strupeventil til et ventiltre, eller en strupeventil til enhver annen type av manifold.
[0028] Strømningsavlederen kan være lokalisert i en gren av manifolden (eller en grenforlengelse) i rekke med en strupeventil. For eksempel i en utførelse hvor manifolden omfatter et ventiltreet, kan strømningsavlederen være lokalisert mellom strupeventilen og produksjonsvingvinkelen eller mellom strupeventilen og grenutløpet. Ytterligere alternative utførelser kan ha strømningsavlederen lokalisert i rørverk koplet til manifolden, istedenfor innen selve manifolden. Slike utførelser tillater strømningsavlederen til å benyttes i tillegg til en strupeventil, istedenfor å erstatte strupeventilen.
[0029] Utførelser hvor strømningsavlederen er tilpasset for å forbindes til en gren av et tre betyr at ventiltrekappen ikke må fjernes for å tilpasse strømningsavlederen. Utførelser av oppfinnelsen kan lett igjentilpasses på eksisterende ventiltrær. Strømningsavlederen er fortrinnsvis lokalisert innen en boring i grenen til manifolden. En innvendig passasje av strømningsavlederen er valgfritt i kommunikasjon med det indre av strupelegemet, eller annen del av manifoldgrenen.
[0030] Oppfinnelsen sørger for fordelen med at fluider kan avledes fra deres vanlige bane mellom brønnboringen og utløpet av vinggrenen. Fluidene kan være produserte fluider som gjenvinnes og som forflytter seg fra brønnboringen til utløpet av et ventiltre. Alternativt kan fluidene være injeksjonsfluider som forflytter seg i den omvendte retning inn i brønnboringen. Ettersom strupeventilen er standard utstyr, er det velkjente og sikre teknikker for fjerning og erstatning av strupeventilen, ettersom den slippes ut. De samme prøvede og testede teknikker kan benyttes for å fjerne strupeventilen fra strupelegemet og for å klemme strømningsavlederen på strupelegemet, uten risikoen for at brønnfluider lekker ut i sjøen. Dette muliggjør at nytt rørverk kan forbindes til strupelegemet og således muliggjør sikker omruting av de produserte fluider, uten å måtte gjennomgå den betydelige risiko med å frakople og gjenkople noen av de eksisterende rør (f.eks. utløps-samlestokk).
[0031] Noen utførelser tillater fluidkommunikasjon mellom brønnboringen og strømningsavlederen. Andre utførelser tillater at brønnboringen atskilles fra et område av strømningsavlederen. Strupelegemet kan være et produksjonsstrupelegeme eller et ringroms-strupelegeme. En første ende av strømningsavlederen er fortrinnsvis anordnet med en klemme for festing til et strupelegeme eller annen del av manifoldgrenen. Strømningsavlederen har valgfritt et hus som er sylindrisk og den innvendige passasje strekker seg typisk aksielt gjennom huset mellom motstående ender av huset. Alternativt, er én ende av den innvendige passasje i en side av huset.
[0032] Strømningsavlederen innbefatter typisk separasjonsinnretning for å tilveiebringe to separate områder innen strømningsavlederen. Hver av disse områder har typisk et respektivt innløp og utløp slik at fluid kan strømme gjennom begge av disse områder uavhengig. Huset innbefatter valgfritt et aksielt innføringsparti.
[0033] Det aksielle innføringsparti er typisk i formen av en ledning. Enden av ledningen strekker seg typisk utover enden av huset. Ledningen avdeler fortrinnsvis den indre passasje i et første område omfattende boringen av ledningen og et andre område omfattende ringrommet mellom huset og ledningen. Ledningen er valgfritt tilpasset for å tette innen innsiden av grenen (f.eks. innsiden av strupelegemet) for å forhindre fluidkommunikasjon mellom ringrommet og boringen til ledningen.
[0034] Det aksiale innføringspartiet er alternativt i formen av en spindel. Det aksiale innføringspartiet er valgfritt anordnet med en plugg tilpasset for å blokkere et utløp av ventiltreet, eller annen type av manifolden. Pluggen er fortrinnsvis tilpasset for å passe innen og avtette innsiden av en passasje som fører til et utløp av en gren av manifolden. Avledersammenstillingen tilveiebringer valgfritt innretning for avdeling av fluidet fra et første parti av en første strømningsbane til en andre strømningsbane, og innretning for avledning av fluidene fra en andre strømningsbane til et andre parti av den første strømningsbane. Minst en del av den første strømningsbane omfatter fortrinnsvis en gren av manifolden. De første og andre partier av den første strømningsbane kan omfatte boringen og ringrommet til en ledning.
[0035] Avlederelementet er valgfritt og i visse utførelser kan behandlingsanordningen føre fluid fra en boring i brønnen og returnere de til den samme eller en annen boring, eller til en gren, uten å innbefatte en strømningsavleder som har mer enn én strømningsbane. Fluidene kan f.eks. føres gjennom en glatt enkel boringsledning fra en muffe på et ventiltre til behandlingsapparatet, og tilbake inn i en annen muffe på det samme eller et annet ventiltre, gjennom en glatt, enkel boringsledning.
[0036] I henhold til et andre aspekt av den foreliggende oppfinnelse, er det fremskaffet en manifold med apparat i henhold til det første aspektet av oppfinnelsen. Behandlingsanordningen er typisk valgt fra i det minste én av: en pumpe; en prosessfluidturbin; injeksjonsapparat for injisering av gass eller damp; kjemisk injeksjonsapparat; et kjemisk reaksjonskar; trykkreguleringsapparat; et fluidstigerør; måleapparat; temperaturmåleapparat; strømningsmengde-måleapparat; sammensetningsmåleapparat; konsistensmåleapparat; gass-separasjonsapparat; vannseparasjonsapparat; faststoff-separasjonsapparat og hydrokarbonseparasjonsapparat.
[0037] Strømningsavlederen tilveiebringer valgfritt en barriere for å separere et grenutløp fra et greninnløp. Barrieren kan separere et grenutløp fra en produksjonsboring til et ventiltre. Barrieren omfatter valgfritt en plugg, som er typisk lokalisert på innsiden av strupelegemet (eller annen del av manifoldgrenen) for å blokkere grenutløpet. Pluggen er valgfritt festet til huset ved en spindel som strekker seg aksialt gjennom den innvendige passasje av huset.
[0038] Barrieren omfatter alternativt en ledning for avledersammenstillingen som er i inngrep med strupelegemet eller annen del av grenen. Manifolden er fremskaffet valgfritt med en ledning som forbinder de første og andre områder. Et første sett av fluider er valgfritt gjenvunnet fra en første brønn via en første avledersammenstilling og kombinert med andre fluider i en felles ledning, og de kombinerte fluider er så avledet inn i en eksportlinje via en andre avledersammenstilling forbundet til en andre brønn.
[0039] I henhold til et fjerde aspekt av den foreliggende oppfinnelse er det fremskaffet en fremgangsmåte for behandling av brønnfluider, fremgangsmåten omfatter trinnene med: forbinding av et behandlingsapparat til en manifold, hvori behandlingsapparatet har en behandlingsanordning og en brønnboringsforlengelsesledning; og hvor brønnborings-forlengelsesledningen er forbundet til brønnboringen av manifolden; avdeling av fluidene fra en første del av brønnboringen til manifolden til behandlingsanordningen; behandling av fluidene i behandlingsanordningen; og returnering av de behandlede fluider til en andre del av brønnboringen til manifolden.
[0040] Fremgangsmåten for gjenvinning av fluider fra en brønn, omfatter typisk det endelige trinnet med å avlede fluider til et utløp til den første strømningsbane for gjenvinning derfra. Alternativt eller i tillegg er fremgangsmåten for injisering av fluider inn i brønn. Fluidene kan føres i begge retninger gjennom avledersammenstillingen.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0041] Forskjellige egenskaper, aspekter og fordeler med den foreliggende oppfinnelse vil bedre forstås når den følgende detaljerte beskrivelse leses med referanse til de vedføyde figurer hvor like henvisningstall representerer like deler ut gjennom figurene, hvori:
[0042] Fig.1 er et planriss av et typisk horisontalt produksjonsventiltre;
[0043] Fig.2 er et sideriss av fig.1-ventiltreet;
[0044] Fig.3 er et planriss av fig.1-ventiltreet med en første behandlingsmodul på plass;
[0045] Fig.4 er et sideriss av fig.3-arrangementet;
[0046] Fig.5 er et sideriss av fig.3-arrangementet med en ytterligere fluidbehandlingsmodul på plass;
[0047] Fig.6 er et planriss av et typisk vertikalproduksjons-ventiltre.
[0048] Fig.7 er et sideriss av fig.6-treet.
[0049] Fig.8 er et sideriss av fig.6-treet med første og andre fluidbehandlingsmoduler på plass;
[0050] Fig.9 er et skjematisk diagram som viser strømningsbanene til fig.5-arrangementet;
[0051] Fig.10 er et skjematisk diagram som viser strømningsbanene til fig.8-arrangementet.
[0052] Fig.11 viser et planriss av en ytterligere utforming av brønnhodet;
[0053] Fig.12 viser et sideriss av fig.11-brønnhodet, med en behandlingsmodul; og
[0054] Fig.13 viser et frontvendende riss av fig.11-brønnhodet.
DETALJERT BESKRIVELSE AV SPESIFIKKE UTFØRELSER
[0055] Én eller flere spesifikke utførelser av den foreliggende oppfinnelse vil beskrives nedenfor. Disse beskrevne utførelser er kun eksemplifiserende for den foreliggende oppfinnelse. I tillegg, som en anstrengelse på å tilveiebringe en nøyaktig beskrivelse av disse eksemplifiserende utførelser, kan alle trekk i en aktuell implementasjon ikke beskrives i beskrivelsen. Det skal verdsettes at i utviklingen av enhver slik aktuell implementasjon, som i ethvert ingeniør- eller utformingsprosjekt, må et antall implementasjons-spesifikke avgjørelser gjøres for å oppnå utviklerens spesifikke mål, slik som oppfyllelse med systemrelaterte og forretningsrelaterte begrensninger, som kan variere fra én implementasjon til en annen. Dessuten, skal det verdsettes at en slik utviklingsanstrengelse kan være kompleks og tidskrevende, men vil ikke desto mindre være et rutineforetakende for utforming, fabrikasjon og fremstilling for de som er normalt faglært og som har fordelen av denne omtale.
[0056] Nå med referanse til tegningene, omfatter en typisk produksjonsmanifold på et offshore olje- og gassbrønnhode et ventiltre med en produksjonsboring 1 som fører fra produksjonsrøret (ikke vist) og som fører produksjonsfluider fra et perforert område av produksjonsfôringsrøret i et reservoar (ikke vist). En ringromsboring 2 (se fig.7) fører til ringrommet mellom fôringsrøret og produksjonsrøret. En ventiltrekappe forsegler typisk produksjonsboringen 1, og tilveiebringer et antall av hydrauliske styringskanaler ved hjelp av hvilke en fjern plattform eller intervensjonsfartøy kan kommunisere med og operere ventiler i ventiltreet. Kappen er fjernbar fra ventiltreet for å eksponere produksjonsboringen i tilfelle av at intervensjon er påkrevet og verktøy behøver å innføres i brønnboringen. I det moderne horisontale ventiltreet vist på figurene 1 -5, er en produksjonsboring 1 med stor diameter anordnet for å mate produksjonsfluider direkte til en produksjonsvinggren 10 fra hvilken de gjenvinnes.
[0057] Strømmingen av fluider gjennom produksjons- og ringromsboringene bestemmes av forskjellige ventiler vist i det skjematiske arrangementet i fig.9 og 10. Produksjonsboringen 1 har en gren 10 som er lukket av en produksjonsvingventil PWV. En produksjonskroneventil PSV lukker produksjonsboringen 1 over grenen 10, og en produksjons-masterventil PMV lukker produksjonsboringen 1 under grenen 10.
[0058] Ringromsboringen 2 er lukket av en ringroms-masterventil AMV under et ringromsutløp styrt av en ringroms-vingventil AWV. En ringroms-kroneventil ASV lukker den øvre ende av ringromsboringen 2.
[0059] Alle ventiler i ventiltreet er typisk hydraulisk styrt ved hjelp av hydrauliske styringskanaler som går gjennom kappen og legemet av apparatet eller via slanger som påkrevet, i samsvar med signaler generert fra overflaten eller fra et intervensjonsfartøy.
[0060] Når produksjonsfluider skal gjenvinnes fra produksjonsboringen 1, er PMV åpnet, er PSV lukket, og PWV er åpnet for å åpne grenen 10 som fører til en produksjons-strømningsledning eller rørledning 20. PSV og ASV er generelt kun åpnet hvis intervensjon er påkrevet.
[0061] Vinggrenen 10 har et strupelegeme 15a i hvilket en produksjonsstrupeventil 16 er anbrakt, for å styre strømmingen av fluider gjennom strupelegemet og ut gjennom produksjonsstrømningsledningen 20.
[0062] Manifolden på produksjonsboringen 1 omfatter typisk en første plate 25a og en andre plate 25b atskilt fra hverandre i vertikalt forhold til hverandre ved bæresøyler 14a, slik at den andre platen 25b er opplagret av søylene 14a direkte over den første plate 25a. Rommet mellom den første platen 25a og den andre platen 25b er opptatt av fluidledningene til vinggrenen 10, og av strupelegemet 15. Strupelegemet 15a er vanligvis montert på den første platen 25a, over denne, vil den andre platen 25b vanligvis ha en utskåret seksjon for å tilrettelegge adkomst til strupeventilen 16 under bruk.
[0063] Den første platen 25a og den andre platen 25b har hver senteråpninger som er aksialt innrettet med hverandre og med produksjonsboringen 1 for å tillate passasje av senterspindelen 5 til brønnboringen, som stikker frem mellom platene 25 og strekker seg gjennom den øvre overflate av den andre plate for å tillate adkomst til brønnboringen fra ovenfor brønnhodet for intervensjonsformål. Den øvre ende av senterspindelen er valgfritt avstengt med ventiltrekappen eller et restdeksel (fjernet på tegningene) for å avtette brønnboringen under normal operasjon.
[0064] Nå med referanse til fig.3 og 4, har den konvensjonelle strupeventil 16 blitt fjernet fra strupelegemet 15a, og blitt erstattet av en fluidavleder som tar fluid fra vinggrenen 10 og avleder disse gjennom et ringrom av strupelegemet til en ledning 18a som mater dem til en første behandlingsmodul 35b. Den andre plate 25b kan valgfritt virke som en plattform for montering av den første behandlingsmodul 35b. Et annet sett av søyler 14b er montert på den andre plate 25b direkte over det første sett av søyler 14a, og de andre søyler 14b opplagrer en tredje plate 25c over den andre platen 25b på den samme måte som de første søyler 14a opplagrer den andre plate 25b over den første plate 25a. Den første behandlingsmodul 35b, anbrakt på den andre plate 25b, har valgfritt et fundament som hviler på fotsett direkte i innretning med søylene 14 for å overføre laster effektivt til de harde punkter av ventiltreet. Laster kan valgfritt føres gjennom spindelen av brønnboringen, og søylene og føttene kan utelates.
[0065] Den første behandlingsmodulen inneholder en behandlingsanordning for behandling av produksjonsfluidene fra vinggrenen 10. Mange forskjellige typer av behandlingsanordninger kan benyttes her. For eksempel kan behandlingsanordningen omfatte en pumpe eller prosessfluidturbin, for å øke trykket av produksjonsfluidene. Alternativt, eller i tillegg kan behandlingsapparatet injisere gass, damp, sjøvann, eller andre materialer inn i fluidene. Fluidene går fra ledningen 18a inn i den første behandlingsmodulen 35b og etter behandling eller prosessering, føres de gjennom et andre strupelegeme 15b som er blindet av med en kappe, og som returnerer de behandlede produksjonsfluidene til det første strupelegemet 15a via returledningen 19a. De behandlede produksjonsfluidene går gjennom den sentrale aksiale ledning til fluidavlederen i strupelegemet 15a, og forlater den via produksjonsstrømningsbanen 20. Etter at de behandlede fluidene har forlatt strupelegemet 15a, kan de gjenvinnes gjennom en normal rørledning tilbake til overflaten, eller reinjiseres i en brønn, eller de kan håndteres eller ytterligere prosesseres på enhver annen måte som er ønskelig.
[0066] Injeksjonen av gass kan være fordelaktig, da den vil gi fluidene "løft".
Tilsetningen av damp har virkningen av å tilføre energi til fluidene.
[0067] Injisering av sjøvann inn i en brønn, kan være nyttig for å øke formasjonstrykket for gjenvinning av hydrokarboner fra brønnen, og for å opprettholde trykket i undergrunnsformasjonen mot å kollapse. Også injisering av avfallsgasser eller borekaks, etc. inn i en brønn, unngår behovet for anbringelse av disse ved overflaten, hvilket kan vise seg å være kostbart og miljømessig skadende.
[0068] Behandlingsanordningen kan også muliggjøre at kjemikalier tilføres fluidene, f.eks. viskositets-moderatorer, hvilke uttynner fluidene, gjør de lettere å pumpe, eller rørhudfriksjons-moderatorer, som minimaliserer friksjonen mellom fluidene og rørene. Ytterligere eksempler på kjemikalier som kan injiseres er overflateaktive stoffer, kjølevæsker og brønnfrakturerings-kjemikalier. Behandlingsanordningen kan også omfatte injeksjonsvann-elektrolyseutstyr. De kjemiske/injiserte materialer kan tilføres via én eller flere ytterligere inngangsledninger.
[0069] Behandlingsanordningen kan også omfatte et fluidstigerør, som kan tilveiebringe en alternativ rute mellom brønnboringen og overflaten. Dette kan være meget nyttig hvis f.eks. grenen 10 blir blokkert.
[0070] Alternativt kan behandlingsanordningen omfatte separasjonsutstyr f.eks. for å separere gass, vann, sand/ rester og/eller hydrokarboner. De separerte komponenter kan ledes bort via én eller flere ytterligere prosesser.
[0071] Behandlingsanordningen kan alternativt eller i tillegg innbefatte måleapparater, f.eks. for måling av temperaturen, strømningsmengde/ sammensetnings/konsistens etc. Temperaturen kan så sammenlignes med temperaturavlesninger tatt fra bunnen av brønnen for å beregne temperaturforandringen i produserte fluider. Videre kan behandlingsanordningen innbefatte injeksjonsvannelektrolyseutstyr.
[0072] Alternative utførelser av oppfinnelsen kan benyttes for både gjenvinning av produksjonsfluider og injeksjon av fluider, og typen av behandlingsapparat kan velges etter behov.
[0073] En passende fluidavleder til bruk i stupelegemet 15a i fig.4-utførelsen er beskrevet i søknad WO/2005/047646, omtalen av hvilken er innlemmet heri ved referanse.
[0074] Behandlingsanordningen(e) er bygd inn i de skyggelagte områder av behandlingsmodulen 35b som vist i planriss i fig.3, og et sentralt aksialt område er klar av behandlingsanordningene, og rommer en første spindelforlengelsesledning 5b. Ved sin nedre ende nær den andre platen 25b, mottar den første spindelforlengelsesledning 5b en holder for å motta hann-enden av brønnboringsspindelen 5 som strekker seg gjennom den øvre overflate av den andre plate 25b, som vist i fig.2. Holderen har forbindelsesanordninger for å tette forlengelsesledningen 5b til forbindelsen 5, og holderen er avtrinnet ved den indre overflate av spindel-forlengelsesledningen 5b, slik at den indre boringen til spindelen 5 er kontinuerlig med den indre boringen av spindel-forlengelsesledningen 5b og er tettet dertil. Når spindelforlengelsesledningen 5b er forbundet til spindelen 5, strekker den effektivt boreringen til spindelen 5 oppover gjennom den øvre overflate av den tredje plate 25c til den samme utstrekning som spindelen 5 strekker seg gjennom den andre platen 5 som vist i fig.2.
[0075] Den øvre overflate til den tredje plate 25c gjennom hvilken den første spindel-forlengelsesledning 5b stikker frem, som vist i fig.4, har derfor det samme profil (som med hensyn til brønnboringsspindelen) som basisventiltreet vist i fig.1. Spindel-forlengelsesledningen 5b kan plugges. De andre egenskapene til den øvre overflate av den tredje plate 35c er også anordnet som de er på basisventiltreet, f.eks. er de harde punktene for vektbæring anordnet ved hjelp av søyler 14, og andre fluidforbindelser som kan være påkrevet (f.eks. hydrauliske signalledninger ved den øvre flate av den andre plate 25d som er nødvendig for å operere med instrumenter på ventiltreet) kan ha kontinuerlige ledninger som tilveiebringer et grensesnitt mellom den tredje plate 25c og den andre 25b.
[0076] Den tredje platen 25c har en avskåret seksjon for å tillate adkomst til det andre strupelegeme 15b, men dette kan være atskilt fra det første strupelegeme 15a og behøver ikke å være direkte overfor. Dette illustrerer at idet det er fordelaktig i visse tilfeller for ledningen som tilpasser seg basistreet å være på det samme stedet på den øvre overflate da den tilhørende egenskap er lokalisert på den nedre plate, er det ikke absolutt nødvendig, og forbindelsesledninger (slik som ledninger 18 og 19) kan føres rundt behandlingsanordningene som beskrevet.
[0077] Styresøylene 14 kan valgfritt være anordnet som stikkesøyler 14' som strekker seg oppover fra den øvre overflate av platene, og passer sammen med nedovervendende holdere 14'' på fundamentet til behandlingsmodulen over dem, som vist i fig.4. I ethvert tilfelle, er det fordelaktig (men ikke vesentlig) at bæresøylene på en nedre modul er direkte under de på en øvre modul, for å øke vektbæringsegenskapene til apparatet. Et styrepanel 34b kan være anordnet for styring av behandlingsmodulen 35b. I eksempelet vist i fig.4, omfatter behandlingsmodulen en pumpe.
[0078] Nå med referanse til fig.5, er en andre behandlingsmodul 35c installert på den øvre overflate den tredje plate 25c. Blinddekslet i det andre strupelegeme 15b, er erstattet med en fluidavleder 17b i likhet med avlederen som nå opptar det første strupelegeme 15a. Avlederen 17b er anordnet med fluidledninger 18b og 19b for å sende fluider til den andre behandlingsmodulen 35c og å returnere disse derfra, via et ytterligere blindet strupelegeme 15c, for overføring tilbake til det første strupelegeme 15a, og videre behandling, gjenvinning eller injeksjon som tidligere beskrevet.
[0079] Over den andre behandlingsmodulen 35c er en fjerde plate 25d, som har det samme fotavtrykk som de andre og tredje plater, med styresøyler 14'' og fluidforbindelser etc. i samme steder. Den andre behandlingsmodulen 35c, som kan innbefatte en annen behandlingsanordning i forhold til den første modul 35b, f.eks. en kjemisk doseringsanordning, er også bygd rundt en andre sentral spindel-forlengelsesledning 5c, som er aksielt innrettet med spindelboringen 5 og den første forlengelsen 5b. Den har holdere og tetninger for å forbindes til den første spindel-forlengelsesledning nettopp som den første forbindelsesledning 5b forbindes til spindelen 5, slik at spindelen effektivt strekker seg kontinuerlig gjennom de to behandlingsenhetene 35b og 35c og har det samme topp-profil som basisbrønnhodet, og derved tilrettelegger intervensjon ved å benytte konvensjonelt utstyr uten å måtte fjerne behandlingsenhetene.
[0080] Behandlingsenhetene kan anordnes i parallell eller i serie. Figurer 6-8 viser en ytterligere utførelse av et vertikalt tre. Like deler mellom de to utførelser har blitt tildelt de samme referansenumre, men de andre utførelses referansenumre har blitt økt med 100.
[0081] I utførelsen vist i fig.6-8, har det vertikale tre en sentral spindel 100 med en produksjonsboring 101 og en ringromsboring 102 (se fig.6). Produksjonsboringen 101 mater en produksjonsstrupeventil 116p i et produksjonsstrupelegeme 115p gjennom en produksjonsvinggren 110, og ringromsboring 102 mater en ringromsstrupeventil 116a i et ringromsstrupelegeme 115a gjennom en ringromsvingegren 111. Treet har et deksel 106 for å tette av spindelen og produksjon og ringromsboringene, lokalisert på toppen av en andre plate 125b anbrakt direkte over en nedre første plate 125a som tidligere beskrevet. Den andre plate 125b er opplagret ved rørsøyler 114a, og styresøyler 114' som strekker seg fra den øvre overflate av den andre plate 125b. ROV-styringer er anordnet på et styrepanel 134 som i den første utførelse.
[0082] Fig.8 viser en første behandlingsmodul 135b anbrakt på toppen av den andre plate 125b som tidligere beskrevet. Den første behandlingsmodul 135b har et sentralt aksialt rom for den første spindelforlengelsesledning 105b, med behandlingsanordningene deri (f.eks. en pumpe) forskjøvet fra senteraksen som tidligere beskrevet. En andre behandlingsmodul 135c er lokalisert på toppen av den første, på den samme måte som beskrevet med referanse til fig.5-utførelsen. Den andre behandlingsmodulen 135c har også et sentralt aksial rom for den andre spindelforlengelsesledning 105c, med behandlingsanordningene pakket inn i den andre behandlingsmodul 135c som er forskjøvet fra den sentrale aksen som tidligere beskrevet. Den andre behandlingsmodulen 135c kan omfatte en kjemisk injeksjonsanordning. Den andre spindelforlengelsesledning 105c er forbundet til den første 105b som tidligere beskrevet for den første utførelse.
[0083] Produksjonsfluidene er ført fra produksjonsstrupelegemet 115p ved en fluidavleder 115p som tidligere beskrevet gjennom rør 118p og 119p til den første behandlingsmodulen 135b, og tilbake til strupelegemet 115p for fremoveroverføring gjennom strømningsledningen 120. Valgfritt kan de behandlede fluider føres gjennom andre behandlingsmoduler anordnet i serie med den første modul, og stablet på toppen av den andre modul, som tidligere beskrevet.
[0084] Fluidene som strømmer opp ringrommet er ført fra ringromsstrupelegemet 115a ved en fluidavleder 117a som tidligere beskrevet gjennom rør 118a og 119a til den andre behandlingsmodulen 135c, og tilbake til strupelegemet 115a for fremover-overføring. Valgfritt kan de behandlede fluider føres gjennom andre behandlingsmoduler anordnet i serie med den andre modul, og stablet på toppen av den andre eller ytterligere moduler, som tidligere beskrevet.
[0085] Fig.11-13 viser en alternativ utførelse, i hvilken brønnhodet har stablede behandlingsmoduler som tidligere beskrevet, men i hvilken den spesialiserte doble boreavlederen 17 innført i strupelegemet 15 har blitt erstattet av et enkelt boreforbindelsessystem. I den modifiserte utførelse vist i disse figurer, har den samme nummerering blitt benyttet, men med 200 tilført referansenumrene. Produksjonsfluidene stiger opp gjennom produksjonsboringen 201, og går gjennom vinggrenen men isteden for å gå derfra til strupelegemet 215, er de avledet inn i et enkelt boreforbindelsesomløp 218 og går derfra til behandlingsmodulen 235. Etter å ha blitt behandlet strømmer fluidene fra behandlingsmodulen 235 gjennom en enkel boringsretur-ledning 219 til strupelegemet 215, hvor de går gjennom den konvensjonelle strupeventil 216 og forlater gjennom strupelegeme-utløpet 220. Denne utførelse illustrerer anvendelsen av oppfinnelsen for manifolder uten dobbelborings-konsentriske strømningsavledere i strupelegemer.
[0086] Utførelsene til oppfinnelsen tilveiebringer intervensjonsadkomst til ventiltrær eller andre manifolder med behandlingsmoduler på samme måte som en ville komme til ventiltrær eller andre manifolder som ikke har noen slike behandlingsmoduler. De øvre overflatene av den øverste modulen til utførelsene av oppfinnelsen er anordnet for å ha det samme fotavtrykket som basisventil-treet eller manifolden, slik at intervensjonsutstyret kan landes på toppen av modulene, og forbindes direkte til boringen av manifolden uten å bruke noe tid for å fjerne eller rearrangere modulene, og derved spare tid og kostnader.
[0087] Modifikasjoner og forbedringer kan innlemmes uten å avvike fra området for oppfinnelsen. For eksempel kan sammenstillingen være festet til en ringromsboring, istedenfor en produksjonsboring.
[0088] Enhver av utførelsene som er vist forbundet til en produksjonsvinggren kan istedenfor være forbundet til en ringromsvinggren, eller annen gren av ventiltreet, eller til annen manifold. Visse utførelser kan være forbundet til andre deler av vinggrenen, og er ikke nødvendigvis festet til et strupelegeme. For eksempel kan disse utførelser være lokalisert i rekker med en strupeventil, ved et forskjellig punkt i vinggrenen.
[0089] Idet oppfinnelsen kan være mottakelig for forskjellig modifikasjoner og alternative former, har spesifikke utførelser blitt vist ved hjelp av eksempel i tegningene og har blitt omtalt i detalj heri. Det skal imidlertid forstås at oppfinnelsen ikke anses å være begrenset til de spesielle former som er omtalt. Oppfinnelsen skal i stedet dekke alle modifikasjoner, ekvivalenter og alternativer som faller innen området for oppfinnelsen som definert ved de følgende vedføyde kravene.
Claims (19)
1. System for en undervannsbrønn, omfattende:
en manifold med en sentral spindel (5);
et første strupelegeme (15a) for å motta en strømning av fluider fra en produksjonsboring (1) til undervannsbrønnen og å fremskaffe strømningen av fluider til en produksjonsstrømningsbane;
en første behandlingsmodul (35b) utformet for å behandle fluid fra produksjonsboringen (1), hvori den første behandlingsmodul (35b) omfatter:
en forlengelsesledning (5b) med en forbindelse som er koblbar med den sentrale spindelen (5) til manifolden;
en behandlingsanordning;
en behandlingsinngang; og
en behandlingsutgang;
behandlingsinngangen til den første behandlingsmodulen (35b) omfatter en ledning (18a) for å tilveiebringe strømningen av fluider fra strupelegeme (15a) til behandlingsanordningen av den første behandlingsmodulen (35b);
hvori den første behandlingsmodulen har et sentralt aksialt rom for forlengelsesledningen (5b), behandlingsanordningen er forskjøvet fra den sentrale akse; og
behandlingsutgangen til den første behandlingsmodulen (35b) omfatter et andre strupelegeme (15b) for å motta behandlet fluid fra behandlingsanordningen og en ledning (19a) gjennom hvilken behandlet fluid er returnert til det første strupelegemet (15a); og
k a r a k t e r i s e r t v e d a t
den første behandlingsmodulen (35b) er konfigurert for å bli koplet til en andre behandlingsmodul (35c) konfigurert for å behandle fluid fra undervannsbrønnen, og den første behandlingsmodulen (35b) omfatter en andre behandlingsinngang og en andre behandlingsutgang, hver omfatter en strømningsbane konfigurert for å kople til den andre behandlingsmodulen (35c).
2. System ifølge krav 1,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t manifolden omfatter et ventiltre og at forlengelsesledningen (5b) har en felles boringsdiameter med spindelen (5).
3. System ifølge krav 1,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t behandlingsanordningen omfatter en pumpe, en behandlingsfluidturbin, et injeksjonsapparat for å injisere gass eller damp, et kjemisk injeksjonsapparat, et kjemisk reaksjonskar, et trykkreguleringsapparat, et fluidstigerør, et måleapparat, et temperaturmåleapparat, et strømningsmengdemåleapparat, et sammensetningsmåleapparat, et konsistensmåleapparat, et gasseparasjonsapparat, et vannseparasjonsapparat, et faststoffseparasjonsapparat, et hydrokarbonseparasjonsapparat eller en kombinasjon derav.
4. System ifølge krav 1,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t den andre behandlingsmodul (35c) er forbundet i serie med den første behandlingsmodul (35b).
5. System ifølge krav 1,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t det omfatter:
et nedre grensesnitt, som omfatter forlengelsesledningen (5b); og
en stiv konstruksjon som omfatter:
en øvre overflate (25c); og
en nedre overflate (25b); hvori behandlingsanordningen er holdt mellom den øvre overflate (25c) og den nedre overflate (25b).
6. System ifølge krav 5,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t den første behandlingsmodul (35b) er stablbar med den andre behandlingsmodul (35c).
7. System ifølge krav 6,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t den første behandlingsmodul (35b) omfatter en øvre grenseflate som er koblbar til en nedre grenseflate av den andre behandlingsmodul (35c).
8. System ifølge krav 6,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t den første behandlingsmodul (35b) omfatter en første avleder utformet for å passe sammen med den andre avleder til den andre behandlingsmodul (35c).
9. System ifølge krav 1,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t det videre innbefatter:
en avleder som omfatter:
en strømningsmatebane som omfatter:
en første inngang koblbar til produksjonsboringen (1); og
en første utgang koblbar til den første behandlingsinngang til den første behandlingsmodul og en returstrømningsbane som omfatter:
en andre inngang koblbar med behandlingsutgangen til den første behandlingsmodul; og
en andre utgang koblbar med det første strupelegemet.
10. System ifølge krav 9,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t avlederen er utformet for å monteres i en gren av manifolden.
11. System ifølge krav 9,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t avlederen er utformet for å være anbrakt på et strupelegeme (15a) til ventiltreet.
12. System ifølge krav 11,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t den andre utgang er i kommunikasjon med et strupeinnløp til strupelegemet (15a).
13. System ifølge krav 9,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t avlederen omfatter en første strømningspassasje i kommunikasjon med den første utgang, og en andre strømningspassasje mellom den andre inngang og den andre utgang.
14. System ifølge krav 1,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t:
den sentrale spindelen (5) har et topprofil og
behandlingsanordningen har et nedre profil utformet for å koble direkte til topprofilet av spindelen (5).
15. System ifølge krav 14,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t den første behandlingsmodulen er utformet for å koble til toppen av manifolden via forlengelsesledningen (5b), og hvori forlengelsesledningen (5b) omfatter en boring som er utformet for å innrettes med en boring til manifolden.
16. System ifølge krav 1,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t den første behandlingsmodul har laster overført til den sentrale spindelen (5).
17. System ifølge krav 1,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t det videre innbefatter en ringromsstrupeanordning som kommuniserer med et ringrom til undervannsbrønnen, ringromsstrupeanordningen kommuniserer med en inngang til en andre behandlingsmodul og med en utgang til en andre behandlingsmodul.
18. Fremgangsmåte for å behandle brønnfluider, omfattende:
avdeling av fluider fra en boring (1) til en manifold til en behandlingsmodul (35b), hvori behandlingsmodulen (35b) er koplet til en spindel (5) av manifolden;
behandling av fluidene i behandlingsmodulen (35b); og
returnering av de behandlete fluidene til en strømningsbane (20) for gjenvinning,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t
fluider fra boringen (1) er ført gjennom et første strupelegeme (15a) og gjennom en ledning (18a) til en behandlingsinngang av behandlingsmodulen (35b); og
de behandlede fluider føres fra behandlingsmodulen (35b) gjennom et andre strupelegeme (15b) og gjennom en ledning (19a) til det første strupelegemet (15a) før returnering til strømningsbanen (20) for gjenvinning.
19. Fremgangsmåte ifølge krav 18,
k a r a k t e r i s e r t v e d a t behandlingen omfatter føring av fluidene inn i en pumpe, en behandlingsfluidturbin, et injeksjonsapparat for injisering av gass eller damp, et kjemisk injeksjonsapparat, et kjemisk reaksjonsapparat, et trykkreguleringsapparat, et fluidstigerør, et måleapparat, et temperaturmåleapparat, et strømningsmengdemåleapparat, et sammensetningsmåleapparat, et konsistensmåleapparat, et gasseparasjonsapparat, et vannseparasjonsapparat, et faststoffseparasjonsapparat, et hydrokarbonseparasjonsapparat eller en kombinasjon derav.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GBGB0625526.9A GB0625526D0 (en) | 2006-12-18 | 2006-12-18 | Apparatus and method |
PCT/US2007/084884 WO2008076567A2 (en) | 2006-12-18 | 2007-11-15 | Apparatus and method for processing fluids from a well |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20091983L NO20091983L (no) | 2009-09-11 |
NO345267B1 true NO345267B1 (no) | 2020-11-23 |
Family
ID=37734615
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20091983A NO345267B1 (no) | 2006-12-18 | 2009-05-22 | Apparat og fremgangsmåte for behandling av fluider fra en brønn |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (4) | US8297360B2 (no) |
EP (2) | EP2100003B1 (no) |
BR (1) | BRPI0721073B1 (no) |
GB (1) | GB0625526D0 (no) |
NO (1) | NO345267B1 (no) |
SG (2) | SG10201608287SA (no) |
WO (1) | WO2008076567A2 (no) |
Families Citing this family (30)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
DE602004019212D1 (de) | 2003-05-31 | 2009-03-12 | Cameron Systems Ireland Ltd | Vorrichtung und verfahren zur rückgewinnung der unterirdischen flüssigkeiten und/oder injizieren von flüssigkeiten in einem bohrloch |
EP1721058B1 (en) | 2004-02-26 | 2009-03-25 | Cameron Systems (Ireland) Limited | Connection system for subsea flow interface equipment |
GB0618001D0 (en) | 2006-09-13 | 2006-10-18 | Des Enhanced Recovery Ltd | Method |
GB0625526D0 (en) | 2006-12-18 | 2007-01-31 | Des Enhanced Recovery Ltd | Apparatus and method |
GB0625191D0 (en) | 2006-12-18 | 2007-01-24 | Des Enhanced Recovery Ltd | Apparatus and method |
US8151890B2 (en) * | 2008-10-27 | 2012-04-10 | Vetco Gray Inc. | System, method and apparatus for a modular production tree assembly to reduce weight during transfer of tree to rig |
US8672038B2 (en) * | 2010-02-10 | 2014-03-18 | Magnum Subsea Systems Pte Ltd. | Retrievable subsea bridge tree assembly and method |
NO332487B1 (no) * | 2011-02-02 | 2012-10-01 | Subsea Solutions As | Fremgangsmate og anordning for a forlenge i det minste et ventiltres eller en navlestrengs levetid |
US20130000918A1 (en) * | 2011-06-29 | 2013-01-03 | Vetco Gray Inc. | Flow module placement between a subsea tree and a tubing hanger spool |
US9068450B2 (en) | 2011-09-23 | 2015-06-30 | Cameron International Corporation | Adjustable fracturing system |
US8978763B2 (en) | 2011-09-23 | 2015-03-17 | Cameron International Corporation | Adjustable fracturing system |
US8839867B2 (en) | 2012-01-11 | 2014-09-23 | Cameron International Corporation | Integral fracturing manifold |
GB201202581D0 (en) | 2012-02-15 | 2012-03-28 | Dashstream Ltd | Method and apparatus for oil and gas operations |
US9702220B2 (en) | 2012-02-21 | 2017-07-11 | Onesubsea Ip Uk Limited | Well tree hub and interface for retrievable processing modules |
US9611714B2 (en) | 2012-04-26 | 2017-04-04 | Ian Donald | Oilfield apparatus and methods of use |
GB2514150B (en) * | 2013-05-15 | 2016-05-18 | Aker Subsea Ltd | Subsea connections |
CN203384422U (zh) * | 2013-06-15 | 2014-01-08 | 曹江生 | 一种新型计量阀组 |
WO2015162275A2 (en) | 2014-04-24 | 2015-10-29 | Onesubsea Ip Uk Limited | Self-regulating flow control device |
CN104202740B (zh) * | 2014-05-08 | 2019-07-19 | 中兴通讯股份有限公司 | 通信数据发送方法、装置及用户设备 |
ES2924085T3 (es) * | 2014-12-15 | 2022-10-04 | Enpro Subsea Ltd | Aparato, sistemas y métodos para operaciones de petróleo y gas |
CN106201043B (zh) * | 2015-05-08 | 2019-10-11 | 群创光电股份有限公司 | 触控结构及其应用 |
US10323475B2 (en) | 2015-11-13 | 2019-06-18 | Cameron International Corporation | Fracturing fluid delivery system |
GB2551953B (en) * | 2016-04-11 | 2021-10-13 | Equinor Energy As | Tie in of pipeline to subsea structure |
US10487608B2 (en) * | 2016-05-11 | 2019-11-26 | Onesubsea Ip Uk Limited | Subsea flowmeter connector assembly |
BR112019001238B1 (pt) * | 2016-07-27 | 2023-03-28 | Fmc Technologies, Inc | Árvore de natal submarina e método para controlar o fluxo de fluido a partir de um poço de hidrocarboneto |
GB2553004B (en) * | 2016-08-19 | 2020-02-19 | Fourphase As | Solid particle separation in oil and/or gas production |
WO2018164657A1 (en) * | 2017-03-06 | 2018-09-13 | Fmc Technologies, Inc. | Compact flow control module |
WO2018178765A1 (en) | 2017-03-28 | 2018-10-04 | Ge Oil & Gas Uk Limited | System for hydrocarbon recovery |
RU188422U1 (ru) * | 2018-11-09 | 2019-04-11 | Акционерное общество "Научно-исследовательский институт резиновых покрытий и изделий" | Обвязка фонтанной арматуры |
US11719065B2 (en) * | 2020-11-13 | 2023-08-08 | Onesubsea Ip Uk Limited | Configurable coupling assembly |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20040200620A1 (en) * | 2002-12-27 | 2004-10-14 | Inge Ostergaard | Subsea system for processing fluid |
US20050028984A1 (en) * | 1999-05-14 | 2005-02-10 | Des Enhanced Recovery Limited | Recovery of production fluids from an oil or gas well |
WO2005083228A1 (en) * | 2004-02-26 | 2005-09-09 | Des Enhanced Recovery Limited | Connection system for subsea flow interface equipment |
Family Cites Families (250)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
GB242913A (en) | 1925-06-25 | 1925-11-19 | Albert Wainman | Improvements in convertible settees |
US1758376A (en) * | 1926-01-09 | 1930-05-13 | Nelson E Reynolds | Method and means to pump oil with fluids |
US1994840A (en) * | 1930-05-27 | 1935-03-19 | Caterpillar Tractor Co | Chain |
US1944573A (en) * | 1931-10-12 | 1934-01-23 | William A Raymond | Control head |
US1944840A (en) * | 1933-02-24 | 1934-01-23 | Margia Manning | Control head for wells |
US2132199A (en) * | 1936-10-12 | 1938-10-04 | Gray Tool Co | Well head installation with choke valve |
US2276883A (en) * | 1937-05-18 | 1942-03-17 | Standard Catalytic Co | Apparatus for preheating liquid carbonaceous material |
US2233077A (en) * | 1938-10-10 | 1941-02-25 | Barker | Well controlling apparatus |
US2412765A (en) * | 1941-07-25 | 1946-12-17 | Phillips Petroleum Co | Recovery of hydrocarbons |
US2415992A (en) | 1943-09-25 | 1947-02-18 | Louis C Clair | Gas pressure reducing means |
US2962356A (en) | 1953-09-09 | 1960-11-29 | Monsanto Chemicals | Corrosion inhibition |
US2790500A (en) * | 1954-03-24 | 1957-04-30 | Edward N Jones | Pump for propelling pellets into oil wells for treating the same |
US2893435A (en) * | 1956-02-03 | 1959-07-07 | Mcevoy Co | Choke |
US3101118A (en) * | 1959-08-17 | 1963-08-20 | Shell Oil Co | Y-branched wellhead assembly |
GB1022352A (en) | 1961-06-25 | 1966-03-09 | Ass Elect Ind | Improvements relating to intercoolers for rotary gas compressors |
US3163224A (en) * | 1962-04-20 | 1964-12-29 | Shell Oil Co | Underwater well drilling apparatus |
US3378066A (en) * | 1965-09-30 | 1968-04-16 | Shell Oil Co | Underwater wellhead connection |
US3358753A (en) * | 1965-12-30 | 1967-12-19 | Shell Oil Co | Underwater flowline installation |
FR1567019A (no) * | 1967-01-19 | 1969-05-16 | ||
US3608631A (en) * | 1967-11-14 | 1971-09-28 | Otis Eng Co | Apparatus for pumping tools into and out of a well |
US3593808A (en) * | 1969-01-07 | 1971-07-20 | Arthur J Nelson | Apparatus and method for drilling underwater |
US3603409A (en) * | 1969-03-27 | 1971-09-07 | Regan Forge & Eng Co | Method and apparatus for balancing subsea internal and external well pressures |
US3710859A (en) * | 1970-05-27 | 1973-01-16 | Vetco Offshore Ind Inc | Apparatus for remotely connecting and disconnecting pipe lines to and from a submerged wellhead |
US3705626A (en) * | 1970-11-19 | 1972-12-12 | Mobil Oil Corp | Oil well flow control method |
US3688840A (en) * | 1971-02-16 | 1972-09-05 | Cameron Iron Works Inc | Method and apparatus for use in drilling a well |
US3777812A (en) * | 1971-11-26 | 1973-12-11 | Exxon Production Research Co | Subsea production system |
FR2165719B1 (no) * | 1971-12-27 | 1974-08-30 | Subsea Equipment Ass Ltd | |
US3753257A (en) | 1972-02-28 | 1973-08-14 | Atlantic Richfield Co | Well monitoring for production of solids |
US3820558A (en) * | 1973-01-11 | 1974-06-28 | Rex Chainbelt Inc | Combination valve |
FR2253976B1 (no) * | 1973-12-05 | 1976-11-19 | Subsea Equipment Ass Ltd | |
US4125345A (en) | 1974-09-20 | 1978-11-14 | Hitachi, Ltd. | Turbo-fluid device |
US3957079A (en) * | 1975-01-06 | 1976-05-18 | C. Jim Stewart & Stevenson, Inc. | Valve assembly for a subsea well control system |
FR2314350A1 (fr) * | 1975-06-13 | 1977-01-07 | Seal Petroleum Ltd | Methode d'installation et de controle d'un ensemble de vannes d'une tete de puits petrolier sous-marin et outil de mise en oeuvre |
US4046191A (en) * | 1975-07-07 | 1977-09-06 | Exxon Production Research Company | Subsea hydraulic choke |
US4090366A (en) | 1976-05-12 | 1978-05-23 | Vickers-Intertek Limited | Transit capsules |
US4042033A (en) * | 1976-10-01 | 1977-08-16 | Exxon Production Research Company | Combination subsurface safety valve and chemical injector valve |
US4120362A (en) | 1976-11-22 | 1978-10-17 | Societe Nationale Elf Aquitaine (Production) | Subsea station |
US4120363A (en) * | 1976-11-26 | 1978-10-17 | Arnold E. Ernst | Root crop harvester |
US4095649A (en) * | 1977-01-13 | 1978-06-20 | Societe Nationale Elf Aquitaine (Production) | Reentry system for subsea well apparatus |
AU498216B2 (en) | 1977-03-21 | 1979-02-22 | Exxon Production Research Co | Blowout preventer bypass |
US4099583A (en) * | 1977-04-11 | 1978-07-11 | Exxon Production Research Company | Gas lift system for marine drilling riser |
US4105068A (en) * | 1977-07-29 | 1978-08-08 | Chicago Bridge & Iron Company | Apparatus for producing oil and gas offshore |
FR2399609A1 (fr) * | 1977-08-05 | 1979-03-02 | Seal Participants Holdings | Raccordement automatique de deux conduites susceptibles de presenter un ecart d'alignement |
US4102401A (en) * | 1977-09-06 | 1978-07-25 | Exxon Production Research Company | Well treatment fluid diversion with low density ball sealers |
US4190120A (en) * | 1977-11-18 | 1980-02-26 | Regan Offshore International, Inc. | Moveable guide structure for a sub-sea drilling template |
US4161367A (en) | 1978-02-15 | 1979-07-17 | Fmc Corporation | Method and apparatus for completing diverless subsea flowline connections |
US4260022A (en) * | 1978-09-22 | 1981-04-07 | Vetco, Inc. | Through the flow-line selector apparatus and method |
US4223728A (en) * | 1978-11-30 | 1980-09-23 | Garrett Energy Research & Engineering Inc. | Method of oil recovery from underground reservoirs |
US4210208A (en) * | 1978-12-04 | 1980-07-01 | Sedco, Inc. | Subsea choke and riser pressure equalization system |
US4294471A (en) * | 1979-11-30 | 1981-10-13 | Vetco Inc. | Subsea flowline connector |
JPS5919883Y2 (ja) | 1980-03-19 | 1984-06-08 | 日立建機株式会社 | 環状熱交換器 |
US4291772A (en) * | 1980-03-25 | 1981-09-29 | Standard Oil Company (Indiana) | Drilling fluid bypass for marine riser |
US4403658A (en) * | 1980-09-04 | 1983-09-13 | Hughes Tool Company | Multiline riser support and connection system and method for subsea wells |
GB2089866B (en) * | 1980-12-18 | 1984-08-30 | Mecevoy Oilfield Equipment Co | Underwater christmas tree cap and lockdown apparatus |
US4347899A (en) * | 1980-12-19 | 1982-09-07 | Mobil Oil Corporation | Downhold injection of well-treating chemical during production by gas lift |
US4401164A (en) * | 1981-04-24 | 1983-08-30 | Baugh Benton F | In situ method and apparatus for inspecting and repairing subsea wellheads |
US4457489A (en) * | 1981-07-13 | 1984-07-03 | Gilmore Samuel E | Subsea fluid conduit connections for remote controlled valves |
US4444275A (en) * | 1981-12-02 | 1984-04-24 | Standard Oil Company | Carousel for vertically moored platform |
CH638019A5 (en) | 1982-04-08 | 1983-08-31 | Sulzer Ag | Compressor system |
US4509599A (en) * | 1982-10-01 | 1985-04-09 | Baker Oil Tools, Inc. | Gas well liquid removal system and process |
GB2140484B (en) * | 1982-11-05 | 1986-09-17 | Hydril Co | Safety valve apparatus and method |
US4502534A (en) * | 1982-12-13 | 1985-03-05 | Hydril Company | Flow diverter |
US4478287A (en) * | 1983-01-27 | 1984-10-23 | Hydril Company | Well control method and apparatus |
US4503878A (en) * | 1983-04-29 | 1985-03-12 | Cameron Iron Works, Inc. | Choke valve |
US4589493A (en) * | 1984-04-02 | 1986-05-20 | Cameron Iron Works, Inc. | Subsea wellhead production apparatus with a retrievable subsea choke |
US4626135A (en) * | 1984-10-22 | 1986-12-02 | Hydril Company | Marine riser well control method and apparatus |
US4607701A (en) * | 1984-11-01 | 1986-08-26 | Vetco Offshore Industries, Inc. | Tree control manifold |
GB8429920D0 (en) * | 1984-11-27 | 1985-01-03 | Vickers Plc | Marine anchors |
US4646844A (en) * | 1984-12-24 | 1987-03-03 | Hydril Company | Diverter/bop system and method for a bottom supported offshore drilling rig |
GB8505327D0 (en) * | 1985-03-01 | 1985-04-03 | Texaco Ltd | Subsea well head template |
US4630681A (en) * | 1985-02-25 | 1986-12-23 | Decision-Tree Associates, Inc. | Multi-well hydrocarbon development system |
GB8505328D0 (en) * | 1985-03-01 | 1985-04-03 | Texaco Ltd | Subsea well head allignment system |
US4648629A (en) * | 1985-05-01 | 1987-03-10 | Vetco Offshore, Inc. | Underwater connector |
US4629003A (en) * | 1985-08-01 | 1986-12-16 | Baugh Benton F | Guilelineless subsea completion system with horizontal flowline connection |
CN1011432B (zh) * | 1986-01-13 | 1991-01-30 | 三菱重工业株式会社 | 特殊原油的开采方法 |
US4695190A (en) * | 1986-03-04 | 1987-09-22 | Smith International, Inc. | Pressure-balanced stab connection |
US4749046A (en) * | 1986-05-28 | 1988-06-07 | Otis Engineering Corporation | Well drilling and completion apparatus |
JPS634197A (ja) | 1986-06-25 | 1988-01-09 | 三菱重工業株式会社 | 特殊原油の採堀方法 |
US4702320A (en) * | 1986-07-31 | 1987-10-27 | Otis Engineering Corporation | Method and system for attaching and removing equipment from a wellhead |
NO175020C (no) * | 1986-08-04 | 1994-08-17 | Norske Stats Oljeselskap | Fremgangsmåte ved transport av ubehandlet brönnström |
GB8623900D0 (en) | 1986-10-04 | 1986-11-05 | British Petroleum Co Plc | Subsea oil production system |
GB8627489D0 (en) | 1986-11-18 | 1986-12-17 | British Petroleum Co Plc | Stimulating oil production |
US4896725A (en) | 1986-11-25 | 1990-01-30 | Parker Marvin T | In-well heat exchange method for improved recovery of subterranean fluids with poor flowability |
GB8707307D0 (en) | 1987-03-26 | 1987-04-29 | British Petroleum Co Plc | Sea bed process complex |
US4813495A (en) * | 1987-05-05 | 1989-03-21 | Conoco Inc. | Method and apparatus for deepwater drilling |
GB2209361A (en) | 1987-09-04 | 1989-05-10 | Autocon Ltd | Controlling underwater installations |
US4830111A (en) * | 1987-09-09 | 1989-05-16 | Jenkins Jerold D | Water well treating method |
US4820083A (en) * | 1987-10-28 | 1989-04-11 | Amoco Corporation | Flexible flowline connection to a subsea wellhead assembly |
DE3738424A1 (de) | 1987-11-12 | 1989-05-24 | Dreier Werk Gmbh | Duschkabine als fertigeinheit |
US4848473A (en) * | 1987-12-21 | 1989-07-18 | Chevron Research Company | Subsea well choke system |
US4911240A (en) | 1987-12-28 | 1990-03-27 | Haney Robert C | Self treating paraffin removing apparatus and method |
US4874008A (en) | 1988-04-20 | 1989-10-17 | Cameron Iron Works U.S.A., Inc. | Valve mounting and block manifold |
NO890467D0 (no) | 1989-02-06 | 1989-02-06 | Sinvent As | Hydraulisk drevet stempelpumpe for kompresjon av flerfasestroem. |
US4972904A (en) | 1989-08-24 | 1990-11-27 | Foster Oilfield Equipment Co. | Geothermal well chemical injection system |
US4926898A (en) | 1989-10-23 | 1990-05-22 | Sampey Ted J | Safety choke valve |
GB8925075D0 (en) | 1989-11-07 | 1989-12-28 | British Petroleum Co Plc | Sub-sea well injection system |
US5044672A (en) | 1990-03-22 | 1991-09-03 | Fmc Corporation | Metal-to-metal sealing pipe swivel joint |
US5010956A (en) | 1990-03-28 | 1991-04-30 | Exxon Production Research Company | Subsea tree cap well choke system |
US5143158A (en) | 1990-04-27 | 1992-09-01 | Dril-Quip, Inc. | Subsea wellhead apparatus |
US5069286A (en) | 1990-04-30 | 1991-12-03 | The Mogul Corporation | Method for prevention of well fouling |
GB9014237D0 (en) | 1990-06-26 | 1990-08-15 | Framo Dev Ltd | Subsea pump system |
BR9005130A (pt) | 1990-10-12 | 1992-04-14 | Petroleo Brasileiro Sa | Ferramenta para conexoes verticais simultaneas |
BR9005132A (pt) | 1990-10-12 | 1992-04-14 | Petroleo Brasileiro Sa | Sistema de conexao submarina e conector ativo utilizado no referido sistema |
BR9005131A (pt) | 1990-10-12 | 1992-04-14 | Petroleo Brasileiro Sa | Ferramenta para conexoes simultaneas |
US5074519A (en) | 1990-11-09 | 1991-12-24 | Cooper Industries, Inc. | Fail-close hydraulically actuated control choke |
FR2672935B1 (fr) | 1991-02-14 | 1999-02-26 | Elf Aquitaine | Tete de puits sous-marine. |
US5295534A (en) | 1991-04-15 | 1994-03-22 | Texaco Inc. | Pressure monitoring of a producing well |
BR9103428A (pt) | 1991-08-09 | 1993-03-09 | Petroleo Brasileiro Sa | Arvore de natal molhada |
BR9103429A (pt) | 1991-08-09 | 1993-03-09 | Petroleo Brasileiro Sa | Modulo de arvore satelite e estrutura de linhas de fluxo para interligacao de um poco satelite a um sistema submarino de producao |
US5201491A (en) | 1992-02-21 | 1993-04-13 | Texaco Inc. | Adjustable well choke mechanism |
US5248166A (en) | 1992-03-31 | 1993-09-28 | Cooper Industries, Inc. | Flowline safety joint |
EP0568742A1 (en) | 1992-05-08 | 1993-11-10 | Cooper Industries, Inc. | Transfer of production fluid from a well |
EP0572732B1 (en) | 1992-06-01 | 1998-08-12 | Cooper Cameron Corporation | Wellhead |
GB2267920B (en) | 1992-06-17 | 1995-12-06 | Petroleum Eng Services | Improvements in or relating to well-head structures |
US5255745A (en) | 1992-06-18 | 1993-10-26 | Cooper Industries, Inc. | Remotely operable horizontal connection apparatus and method |
US5377762A (en) | 1993-02-09 | 1995-01-03 | Cooper Industries, Inc. | Bore selector |
US5398761A (en) * | 1993-05-03 | 1995-03-21 | Syntron, Inc. | Subsea blowout preventer modular control pod |
GB9311583D0 (en) | 1993-06-04 | 1993-07-21 | Cooper Ind Inc | Modular control system |
JPH0783266A (ja) | 1993-09-14 | 1995-03-28 | Nippon Seiko Kk | スライド機構用電気粘性流体ダンパ |
FR2710946B1 (fr) | 1993-10-06 | 2001-06-15 | Inst Francais Du Petrole | Système de génération et de transfert d'énergie. |
GB2282863B (en) | 1993-10-14 | 1997-06-18 | Vinten Group Plc | Improvements in or relating to apparatus mountings providing at least one axis of movement with damping |
US5492436A (en) * | 1994-04-14 | 1996-02-20 | Pool Company | Apparatus and method for moving rig structures |
NO309442B1 (no) | 1994-05-06 | 2001-01-29 | Abb Offshore Systems As | System og fremgangsmåte for inntrekking og sammenkopling av to undersjöiske rörledninger |
US5553514A (en) | 1994-06-06 | 1996-09-10 | Stahl International, Inc. | Active torsional vibration damper |
KR0129664Y1 (ko) | 1994-06-30 | 1999-01-15 | 김광호 | 로보트의 방진장치 |
GB9418088D0 (en) | 1994-09-08 | 1994-10-26 | Exploration & Prod Serv | Horizontal subsea tree pressure compensated plug |
US5526882A (en) * | 1995-01-19 | 1996-06-18 | Sonsub, Inc. | Subsea drilling and production template system |
US5762149A (en) | 1995-03-27 | 1998-06-09 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for well bore construction |
GB9514510D0 (en) | 1995-07-15 | 1995-09-13 | Expro North Sea Ltd | Lightweight intervention system |
GB9519454D0 (en) | 1995-09-23 | 1995-11-22 | Expro North Sea Ltd | Simplified xmas tree using sub-sea test tree |
US5730551A (en) | 1995-11-14 | 1998-03-24 | Fmc Corporation | Subsea connector system and method for coupling subsea conduits |
US5649594A (en) | 1995-12-11 | 1997-07-22 | Boots & Coots, L.P. | Method and apparatus for servicing a wellhead assembly |
US6457540B2 (en) | 1996-02-01 | 2002-10-01 | Robert Gardes | Method and system for hydraulic friction controlled drilling and completing geopressured wells utilizing concentric drill strings |
NO305179B1 (no) * | 1996-08-27 | 1999-04-12 | Norske Stats Oljeselskap | Anordning ved undervannsbr°nn |
WO1998015712A2 (en) | 1996-10-08 | 1998-04-16 | Baker Hughes Incorporated | Method of forming wellbores from a main wellbore |
US20010011593A1 (en) * | 1996-11-06 | 2001-08-09 | Wilkins Robert Lee | Well completion system with an annular bypass and a solid stopper means |
US5971077A (en) | 1996-11-22 | 1999-10-26 | Abb Vetco Gray Inc. | Insert tree |
DE69622726T2 (de) | 1996-11-29 | 2002-11-28 | Bp Exploration Operating Co. Ltd., London | Bohrlochkopf-Anordnung |
GB2320937B (en) | 1996-12-02 | 2000-09-20 | Vetco Gray Inc Abb | Horizontal tree block for subsea wellhead |
US6050339A (en) | 1996-12-06 | 2000-04-18 | Abb Vetco Gray Inc. | Annulus porting of horizontal tree |
US5868204A (en) | 1997-05-08 | 1999-02-09 | Abb Vetco Gray Inc. | Tubing hanger vent |
US5988282A (en) | 1996-12-26 | 1999-11-23 | Abb Vetco Gray Inc. | Pressure compensated actuated check valve |
US5967235A (en) | 1997-04-01 | 1999-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellhead union with safety interlock |
US6388577B1 (en) | 1997-04-07 | 2002-05-14 | Kenneth J. Carstensen | High impact communication and control system |
US6289992B1 (en) | 1997-06-13 | 2001-09-18 | Abb Vetco Gray, Inc. | Variable pressure pump through nozzle |
US5927405A (en) | 1997-06-13 | 1999-07-27 | Abb Vetco Gray, Inc. | Casing annulus remediation system |
BR9806522A (pt) | 1997-07-30 | 2000-04-25 | Vetco Gray Inc Abb | Aparelho conector e processo para ligar uma linha de fluxo a uma instalação de poço submarina. |
JP2001512220A (ja) | 1997-08-04 | 2001-08-21 | ロード コーポレーション | 固定安定性を展示している磁気流動性流体装置 |
US6276455B1 (en) * | 1997-09-25 | 2001-08-21 | Shell Offshore Inc. | Subsea gas separation system and method for offshore drilling |
BR9812854A (pt) | 1997-10-07 | 2000-08-08 | Fmc Corp | Sistema e método de completação submarina com diâmetro interno delgado |
US6182761B1 (en) | 1997-11-12 | 2001-02-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Flowline extendable pigging valve assembly |
GB2346637B (en) | 1997-12-03 | 2002-09-18 | Fmc Corp | Rov deployed tree cap for a subsea tree and method of installation |
US6138774A (en) | 1998-03-02 | 2000-10-31 | Weatherford Holding U.S., Inc. | Method and apparatus for drilling a borehole into a subsea abnormal pore pressure environment |
DE69836261D1 (de) | 1998-03-27 | 2006-12-07 | Cooper Cameron Corp | Verfahren und Vorrichtung zum Bohren von mehreren Unterwasserbohrlöchern |
US6230824B1 (en) | 1998-03-27 | 2001-05-15 | Hydril Company | Rotating subsea diverter |
US6186239B1 (en) | 1998-05-13 | 2001-02-13 | Abb Vetco Gray Inc. | Casing annulus remediation system |
US7270185B2 (en) | 1998-07-15 | 2007-09-18 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system and method for controlling equivalent circulating density during drilling of wellbores |
US6321843B2 (en) | 1998-07-23 | 2001-11-27 | Cooper Cameron Corporation | Preloading type connector |
US6123312A (en) | 1998-11-16 | 2000-09-26 | Dai; Yuzhong | Proactive shock absorption and vibration isolation |
US6352114B1 (en) | 1998-12-11 | 2002-03-05 | Ocean Drilling Technology, L.L.C. | Deep ocean riser positioning system and method of running casing |
GB2345929B (en) | 1998-12-18 | 2002-09-11 | Vetco Gray Inc Abb | Tree cap with shuttle valve |
US6116784A (en) | 1999-01-07 | 2000-09-12 | Brotz; Gregory R. | Dampenable bearing |
WO2000047864A1 (en) * | 1999-02-11 | 2000-08-17 | Fmc Corporation | Subsea completion apparatus |
GB2345927B (en) | 1999-02-11 | 2000-12-13 | Fmc Corp | Subsea completion system with integral valves |
GB2346630B (en) | 1999-02-11 | 2001-08-08 | Fmc Corp | Flow control package for subsea completions |
JP2000251035A (ja) | 1999-02-26 | 2000-09-14 | Hitachi Ltd | メモリカード |
US6302249B1 (en) | 1999-03-08 | 2001-10-16 | Lord Corporation | Linear-acting controllable pneumatic actuator and motion control apparatus including a field responsive medium and control method therefor |
US6145596A (en) | 1999-03-16 | 2000-11-14 | Dallas; L. Murray | Method and apparatus for dual string well tree isolation |
GB9911146D0 (en) | 1999-05-14 | 1999-07-14 | Enhanced Recovery Limited Des | Method |
GB2347183B (en) | 1999-06-29 | 2001-02-07 | Fmc Corp | Flowline connector with subsea equipment package |
US6296453B1 (en) | 1999-08-23 | 2001-10-02 | James Layman | Production booster in a flow line choke |
GB2373525B (en) * | 1999-09-14 | 2003-11-26 | Deep Vision Llc | Apparatus and method for the disposal of drilling solids during drilling of subsea oilfield wellbores |
US6450262B1 (en) | 1999-12-09 | 2002-09-17 | Stewart & Stevenson Services, Inc. | Riser isolation tool |
US6460621B2 (en) | 1999-12-10 | 2002-10-08 | Abb Vetco Gray Inc. | Light-intervention subsea tree system |
GB2366027B (en) * | 2000-01-27 | 2004-08-18 | Bell & Howell Postal Systems | Address learning system and method for using same |
US6457529B2 (en) | 2000-02-17 | 2002-10-01 | Abb Vetco Gray Inc. | Apparatus and method for returning drilling fluid from a subsea wellbore |
AU2001247784B2 (en) | 2000-03-24 | 2005-02-24 | Fmc Technologies, Inc. | Tubing head seal assembly |
GB2361726B (en) | 2000-04-27 | 2002-05-08 | Fmc Corp | Coiled tubing line deployment system |
GB0020460D0 (en) | 2000-08-18 | 2000-10-11 | Alpha Thames Ltd | A system suitable for use on a seabed and a method of installing it |
US6557629B2 (en) | 2000-09-29 | 2003-05-06 | Fmc Technologies, Inc. | Wellhead isolation tool |
GB2367593B (en) * | 2000-10-06 | 2004-05-05 | Abb Offshore Systems Ltd | Control of hydrocarbon wells |
GB0027269D0 (en) | 2000-11-08 | 2000-12-27 | Donald Ian | Recovery of production fluids from an oil or gas well |
US6494267B2 (en) | 2000-11-29 | 2002-12-17 | Cooper Cameron Corporation | Wellhead assembly for accessing an annulus in a well and a method for its use |
US6516861B2 (en) | 2000-11-29 | 2003-02-11 | Cooper Cameron Corporation | Method and apparatus for injecting a fluid into a well |
US6484807B2 (en) | 2000-11-29 | 2002-11-26 | Cooper Cameron Corporation | Wellhead assembly for injecting a fluid into a well and method of using the same |
US6554075B2 (en) * | 2000-12-15 | 2003-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | CT drilling rig |
US7040408B2 (en) | 2003-03-11 | 2006-05-09 | Worldwide Oilfield Machine, Inc. | Flowhead and method |
US6457530B1 (en) | 2001-03-23 | 2002-10-01 | Stream-Flo Industries, Ltd. | Wellhead production pumping tree |
GB0110398D0 (en) | 2001-04-27 | 2001-06-20 | Alpha Thames Ltd | Wellhead product testing system |
AU2002312048A1 (en) | 2001-05-25 | 2002-12-09 | Dril-Quip, Inc. | Horizontal spool tree assembly |
US6612369B1 (en) * | 2001-06-29 | 2003-09-02 | Kvaerner Oilfield Products | Umbilical termination assembly and launching system |
US6575247B2 (en) | 2001-07-13 | 2003-06-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Device and method for injecting fluids into a wellbore |
US6763891B2 (en) | 2001-07-27 | 2004-07-20 | Abb Vetco Gray Inc. | Production tree with multiple safety barriers |
US6805200B2 (en) | 2001-08-20 | 2004-10-19 | Dril-Quip, Inc. | Horizontal spool tree wellhead system and method |
GB0124612D0 (en) * | 2001-10-12 | 2001-12-05 | Alpha Thames Ltd | Single well development system |
CA2363974C (en) | 2001-11-26 | 2004-12-14 | Harry Richard Cove | Insert assembly for a wellhead choke valve |
US6719059B2 (en) | 2002-02-06 | 2004-04-13 | Abb Vetco Gray Inc. | Plug installation system for deep water subsea wells |
US6742594B2 (en) | 2002-02-06 | 2004-06-01 | Abb Vetco Gray Inc. | Flowline jumper for subsea well |
US6902005B2 (en) * | 2002-02-15 | 2005-06-07 | Vetco Gray Inc. | Tubing annulus communication for vertical flow subsea well |
NO315912B1 (no) | 2002-02-28 | 2003-11-10 | Abb Offshore Systems As | Undervanns-separasjonsanordning for behandling av råolje omfattende en separatormodul med en separatortank |
US6651745B1 (en) | 2002-05-02 | 2003-11-25 | Union Oil Company Of California | Subsea riser separator system |
US6763890B2 (en) * | 2002-06-04 | 2004-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | Modular coiled tubing system for drilling and production platforms |
US7073592B2 (en) * | 2002-06-04 | 2006-07-11 | Schlumberger Technology Corporation | Jacking frame for coiled tubing operations |
US6840323B2 (en) | 2002-06-05 | 2005-01-11 | Abb Vetco Gray Inc. | Tubing annulus valve |
ES2293071T3 (es) * | 2002-08-14 | 2008-03-16 | Baker Hughes Incorporated | Unidad submarina de inyeccion de productos quimicos para un sistema de inyeccion de aditivos y supervision para operaciones petroliferas. |
CA2404315A1 (en) | 2002-09-20 | 2004-03-20 | Dean Edward Moan | Well servicing apparatus and method |
US6968902B2 (en) | 2002-11-12 | 2005-11-29 | Vetco Gray Inc. | Drilling and producing deep water subsea wells |
US6966383B2 (en) * | 2002-12-12 | 2005-11-22 | Dril-Quip, Inc. | Horizontal spool tree with improved porting |
US6907932B2 (en) * | 2003-01-27 | 2005-06-21 | Drill-Quip, Inc. | Control pod latchdown mechanism |
US6851478B2 (en) | 2003-02-07 | 2005-02-08 | Stream-Flo Industries, Ltd. | Y-body Christmas tree for use with coil tubing |
CA2423645A1 (en) | 2003-03-28 | 2004-09-28 | Larry Bunney | Manifold device and method of use for accessing a casing annulus of a well |
US7069995B2 (en) | 2003-04-16 | 2006-07-04 | Vetco Gray Inc. | Remedial system to flush contaminants from tubing string |
DE602004019212D1 (de) | 2003-05-31 | 2009-03-12 | Cameron Systems Ireland Ltd | Vorrichtung und verfahren zur rückgewinnung der unterirdischen flüssigkeiten und/oder injizieren von flüssigkeiten in einem bohrloch |
US6948909B2 (en) | 2003-09-16 | 2005-09-27 | Modine Manufacturing Company | Formed disk plate heat exchanger |
EP1518595B1 (en) | 2003-09-24 | 2012-02-22 | Cameron International Corporation | Subsea well production flow and separation system |
GB2424913B (en) | 2003-10-22 | 2008-06-18 | Vetco Gray Inc | Tree Mounted Well Flow Interface Device |
EP1684750B1 (en) | 2003-10-23 | 2010-04-28 | AB Science | 2-aminoaryloxazole compounds as tyrosine kinase inhibitors |
KR101164754B1 (ko) | 2003-10-23 | 2012-07-12 | 에이비 사이언스 | 티로신 키나제 억제제로서의 2-아미노아릴옥사졸 화합물 |
US20050121198A1 (en) * | 2003-11-05 | 2005-06-09 | Andrews Jimmy D. | Subsea completion system and method of using same |
US7000638B2 (en) | 2004-01-26 | 2006-02-21 | Honeywell International. Inc. | Diverter valve with multiple valve seat rings |
US7331396B2 (en) * | 2004-03-16 | 2008-02-19 | Dril-Quip, Inc. | Subsea production systems |
WO2006041811A2 (en) | 2004-10-07 | 2006-04-20 | Bj Services Company | Downhole safety valve apparatus and method |
US7243729B2 (en) * | 2004-10-19 | 2007-07-17 | Oceaneering International, Inc. | Subsea junction plate assembly running tool and method of installation |
US7565931B2 (en) | 2004-11-22 | 2009-07-28 | Energy Equipment Corporation | Dual bore well jumper |
NO323513B1 (no) | 2005-03-11 | 2007-06-04 | Well Technology As | Anordning og fremgangsmate for havbunnsutplassering og/eller intervensjon gjennom et bronnhode pa en petroleumsbronn ved hjelp av en innforingsanordning |
US7658228B2 (en) | 2005-03-15 | 2010-02-09 | Ocean Riser System | High pressure system |
WO2006133350A2 (en) | 2005-06-08 | 2006-12-14 | Bj Services Company, U.S.A. | Wellhead bypass method and apparatus |
US20090101350A1 (en) * | 2005-08-02 | 2009-04-23 | Transocean Offshore Deepwater Drilling Inc. | Modular backup fluid supply system |
WO2007075860A2 (en) | 2005-12-19 | 2007-07-05 | Mundell Bret M | Gas wellhead extraction system and method |
WO2007079137A2 (en) | 2005-12-30 | 2007-07-12 | Ingersoll-Rand Company | Geared inlet guide vane for a centrifugal compressor |
US7909103B2 (en) | 2006-04-20 | 2011-03-22 | Vetcogray Inc. | Retrievable tubing hanger installed below tree |
EP2016254B1 (en) * | 2006-05-08 | 2017-03-22 | Mako Rentals, Inc. | Downhole swivel apparatus and method |
US7569097B2 (en) | 2006-05-26 | 2009-08-04 | Curtiss-Wright Electro-Mechanical Corporation | Subsea multiphase pumping systems |
US7647974B2 (en) | 2006-07-27 | 2010-01-19 | Vetco Gray Inc. | Large bore modular production tree for subsea well |
US7699099B2 (en) | 2006-08-02 | 2010-04-20 | B.J. Services Company, U.S.A. | Modified Christmas tree components and associated methods for using coiled tubing in a well |
GB2440940B (en) * | 2006-08-18 | 2009-12-16 | Cameron Internat Corp Us | Wellhead assembly |
US7726405B2 (en) * | 2006-08-28 | 2010-06-01 | Mcmiles Barry James | High pressure large bore utility line connector assembly |
GB0618001D0 (en) | 2006-09-13 | 2006-10-18 | Des Enhanced Recovery Ltd | Method |
US20080128139A1 (en) * | 2006-11-09 | 2008-06-05 | Vetco Gray Inc. | Utility skid tree support system for subsea wellhead |
GB0625526D0 (en) | 2006-12-18 | 2007-01-31 | Des Enhanced Recovery Ltd | Apparatus and method |
GB0625191D0 (en) | 2006-12-18 | 2007-01-24 | Des Enhanced Recovery Ltd | Apparatus and method |
DK2102446T3 (en) | 2007-01-12 | 2019-01-28 | Baker Hughes A Ge Co Llc | Wellhead arrangement and method for an injection tube string |
US8011436B2 (en) | 2007-04-05 | 2011-09-06 | Vetco Gray Inc. | Through riser installation of tree block |
US7596996B2 (en) * | 2007-04-19 | 2009-10-06 | Fmc Technologies, Inc. | Christmas tree with internally positioned flowmeter |
US20080302535A1 (en) | 2007-06-08 | 2008-12-11 | David Barnes | Subsea Intervention Riser System |
BRPI0806027B1 (pt) | 2007-11-19 | 2019-01-29 | Vetco Gray Inc | árvore submarina |
WO2009131464A2 (en) | 2008-04-21 | 2009-10-29 | Subsea Developing Services As | High pressure sleeve for dual bore hp riser |
GB2459386B (en) | 2008-04-25 | 2010-07-28 | Vetco Gray Inc | Subsea toroidal water separator |
US20100018693A1 (en) | 2008-07-25 | 2010-01-28 | Neil Sutherland Duncan | Pipeline entry system |
US8672038B2 (en) | 2010-02-10 | 2014-03-18 | Magnum Subsea Systems Pte Ltd. | Retrievable subsea bridge tree assembly and method |
-
2006
- 2006-12-18 GB GBGB0625526.9A patent/GB0625526D0/en not_active Ceased
-
2007
- 2007-11-15 SG SG10201608287SA patent/SG10201608287SA/en unknown
- 2007-11-15 WO PCT/US2007/084884 patent/WO2008076567A2/en active Application Filing
- 2007-11-15 EP EP07864486.1A patent/EP2100003B1/en active Active
- 2007-11-15 US US12/515,729 patent/US8297360B2/en active Active
- 2007-11-15 BR BRPI0721073-6A patent/BRPI0721073B1/pt active IP Right Grant
- 2007-11-15 EP EP12003132A patent/EP2495391A1/en not_active Withdrawn
- 2007-11-15 SG SG2013024286A patent/SG189732A1/en unknown
-
2009
- 2009-05-22 NO NO20091983A patent/NO345267B1/no unknown
-
2012
- 2012-08-22 US US13/591,443 patent/US8776893B2/en active Active
-
2014
- 2014-07-14 US US14/330,643 patent/US9291021B2/en active Active
-
2016
- 2016-03-21 US US15/076,612 patent/US20160201419A1/en not_active Abandoned
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20050028984A1 (en) * | 1999-05-14 | 2005-02-10 | Des Enhanced Recovery Limited | Recovery of production fluids from an oil or gas well |
US20040200620A1 (en) * | 2002-12-27 | 2004-10-14 | Inge Ostergaard | Subsea system for processing fluid |
WO2005083228A1 (en) * | 2004-02-26 | 2005-09-09 | Des Enhanced Recovery Limited | Connection system for subsea flow interface equipment |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US20160201419A1 (en) | 2016-07-14 |
US20100025034A1 (en) | 2010-02-04 |
SG10201608287SA (en) | 2016-11-29 |
EP2100003A2 (en) | 2009-09-16 |
BRPI0721073A2 (pt) | 2014-04-15 |
US8297360B2 (en) | 2012-10-30 |
WO2008076567A3 (en) | 2008-08-07 |
NO20091983L (no) | 2009-09-11 |
US20150027718A1 (en) | 2015-01-29 |
US9291021B2 (en) | 2016-03-22 |
US8776893B2 (en) | 2014-07-15 |
EP2100003B1 (en) | 2018-01-24 |
EP2495391A1 (en) | 2012-09-05 |
US20120312541A1 (en) | 2012-12-13 |
WO2008076567A2 (en) | 2008-06-26 |
GB0625526D0 (en) | 2007-01-31 |
SG189732A1 (en) | 2013-05-31 |
BRPI0721073B1 (pt) | 2019-04-09 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO345267B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for behandling av fluider fra en brønn | |
US8104541B2 (en) | Apparatus and method for processing fluids from a well | |
EP2282004B1 (en) | Apparatus and method for recovering fluids from a well and/or injecting fluids into a well | |
DK3234303T3 (en) | DEVICE, SYSTEMS AND PROCEDURES FOR OIL AND GAS OPERATIONS | |
NO20110509L (no) | Fremgangsmate ved utvinning av produksjonsfluider fra en bronn som har et ventiltre | |
NO20130182A1 (no) | Modul-havbunnskomplettering | |
US20040251030A1 (en) | Single well development system | |
NO344810B1 (no) | Brønnhodesammenstilling | |
GB2523695B (en) | Subsea completion with a tubing spool connection system | |
NO20101812L (no) | Boring til havs og produksjonssystemer og fremgangsmater | |
US20110308815A1 (en) | Multi-pressure flange connection | |
NO792665L (no) | System til bruk ved drift og vedlikehold av broenner | |
WO2023027919A1 (en) | Integrated line system for a mineral extraction system | |
Bastes | The Albacora Field Subsea Development: A Case History | |
NO315576B1 (no) | Fremgangsmåte for å utföre pigging av en undersjöisk manifold og et undersjöisk petroleums-produksjonsarrangement |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: ONESUBSEA IP UK LIMITED, GB |