NO345599B1 - Undersgrunns testventiltre-system og fremgangsmåte for å operere et undersjøisk testventiltre - Google Patents
Undersgrunns testventiltre-system og fremgangsmåte for å operere et undersjøisk testventiltre Download PDFInfo
- Publication number
- NO345599B1 NO345599B1 NO20101535A NO20101535A NO345599B1 NO 345599 B1 NO345599 B1 NO 345599B1 NO 20101535 A NO20101535 A NO 20101535A NO 20101535 A NO20101535 A NO 20101535A NO 345599 B1 NO345599 B1 NO 345599B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- subsea
- control system
- safety valve
- valve
- safety
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 32
- 238000012360 testing method Methods 0.000 title claims description 28
- 239000004020 conductor Substances 0.000 claims description 21
- 210000003954 umbilical cord Anatomy 0.000 claims description 16
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 15
- 230000004913 activation Effects 0.000 claims description 14
- 238000002405 diagnostic procedure Methods 0.000 claims description 14
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims description 13
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 11
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 238000009863 impact test Methods 0.000 description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 230000005465 channeling Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 230000000116 mitigating effect Effects 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 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
- E21B33/0355—Control systems, e.g. hydraulic, pneumatic, electric, acoustic, for submerged well heads
-
- 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
- E21B33/06—Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers
- E21B33/064—Blow-out preventers, i.e. apparatus closing around a drill pipe, e.g. annular blow-out preventers specially adapted for underwater well heads
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/02—Valve arrangements for boreholes or wells in well heads
- E21B34/04—Valve arrangements for boreholes or wells in well heads in underwater well heads
- E21B34/045—Valve arrangements for boreholes or wells in well heads in underwater well heads adapted to be lowered on a tubular string into position within a blow-out preventer stack, e.g. so-called test trees
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/16—Control means therefor being outside the borehole
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)
- Fluid-Pressure Circuits (AREA)
- Catching Or Destruction (AREA)
- Testing Of Devices, Machine Parts, Or Other Structures Thereof (AREA)
- Safety Devices In Control Systems (AREA)
Description
TEKNISK OMRÅDE
[0002] Foreliggende oppfinnelse vedrører generelt brønnhullsoperasjoner og spesielt undersjøiske stigerør og tilhørende sikkerhetsutstyr, samt fremgangsmåter.
BAKGRUNN
[0003] Offshore-systemer (f.eks. i innsjøer, bukter, sjøer, hav, osv.) innbefatter ofte et stigerør som forbinder et overflatefartøys utstyr med utblåsings-sikringsstakk på et undersjøisk brønnhode. Offshore-systemer som blir anvendt til brønntestingsoperasjoner innbefatter typisk også et sikkerhets-avstengningssystem som automatisk hindrer fluidkommunikasjon mellom brønnen og overflatefartøyet i tilfelle av en nødsituasjon, slik som når tilstandene i brønnen avviker fra forutbestemte grenser. Sikkerhets-avstengningssystemet innbefatter typisk et undersjøisk testventiltre som er festet inne i utblåsings-sikringsstakken på en rørstreng. Det undersjøiske testventiltreet innbefatter generelt et ventilparti som har én eller flere sikkerhetsventiler som automatisk kan stenge brønnen via et undersjøisk sikkerhets-avstengningssystem. Tradisjonelt forutsetter undersjøiske sikkerhetsavstengningssystemer at sikkerhetsventiler svikter slik tilfellet f.eks. er ved svikt i den elektriske krafttilførselen. De tradisjonelle undersjøiske sikringsavstengningssystemene omfatter videre systemer og fremgangsmåter som ikke behøver å tilveiebringe en ønsket sannsynlighet for svikt på etterspørselses-nivå. Det er et ønske å tilveiebringe et system og en fremgangsmåte for å tilveiebringe et ønsket nivå for svikt på forespørsel.
[0004] US 6125938 beskriver et styringsmodulsystem gir praktisk og økonomisk drift av verktøy i borehull, som kan kontrolleres fra et avsidesliggende sted.
[0005] US 5995020 beskriver et apparat for overføring av elektrisitet mellom brønnverktøy og brønnoverflaten. Apparatet har en overflatekontroller i kombinasjon med en leder og en nedihulls mottakermodul.
[0006] US 2005/0274417 beskriver et sikkerhetsinstrumentert system for bruk med et prosesstyringssystem som mottar trykk av prosessvæske i
prosessrørledningen.
OPPSUMMERING
[0007] En utførelsesform av et undersjøisk testventiltre-system innbefatter et undersjøisk testventiltre som har en sikkerhetsventil, hvor det undersjøiske testventiltreet kan forbindes med en utblåsingssikringsstakk under en vannoverflate; et undersjøisk styresystem som er operasjonsmessig forbundet med det undersjøiske testventiltreet under vannoverflaten for å aktivere sikkerhetsventilen, hvor det undersjøiske styresystemet ikke innbefatter en mikroprosessor; en styrestasjon plassert ved et sted på overflaten, hvor styrestasjonen innbefatter en mikroprosessor; og en navlestreng operasjonsmessig forbundet med styrestasjonen og det undersjøiske styresystemet for å aktivere sikkerhetsventilen som reaksjon på et signal sendt fra styrestasjonen til det undersjøiske styresystemet. Styrestasjonen leverer en elektrisk strøm gjennom en leder i navlestrengen for å aktivere sikkerhetsventilen via det undersjøiske styresystemet, hvor det undersjøiske styresystemet omfatter en diodestyringskrets for å demultiplekse den elektriske strømmen som mottas.
[0008] Det undersjøiske styresystemet kan demultiplekse det signalet som mottas fra styrestasjonen på overflaten. Det undersjøiske styresystemet kan benytte DC-aktivering for å aktivere sikkerhetsventilen. Styrestasjonen kan tilveiebringe en elektrisk strøm gjennom en leder i navlestrengen for å aktivere sikkerhetsventilen via det undersjøiske styresystemet. Det undersjøiske styresystemet kan innbefatte en diodestyringskrets for å demultiplekse en elektrisk strøm mottatt fra styrestasjonen på overflaten. Navlestrengen innbefatter bare sju ledere for operasjonsmessig å forbinde styrestasjonen på overflaten og det undresjøiske styresystemet med hverandre i én av utførelsesformene.
[0009] En utførelsesform av en fremgangsmåte for betjening av et undersjøisk testventiltre (”SSTT”, Sub Sea Test Tree) som har en sikkerhetsventil, innbefatter å tilveiebringe et undersjøisk styresystem under en vannoverflate som er i forbindelse med sikkerhetsventilen, å forbinde en styrestasjon på overflaten med det undersjøiske styresystemet via en navlestreng; og å aktivere sikkerhetsventilen via DC-aktivering. Trinnet med aktivering av sikkerhetsventilen via DC-aktivering omfatter følgende trinn: å overføre en elektrisk strøm fra styrestasjonen på overflaten gjennom navlestrengen til det undersjøiske styresystemet; og å demultiplekse den elektriske strømmen under vannoverflaten, og hvor det undersjøiske styresystemet omfatter en diodestyringskrets for demultipleksing av den elektriske strømmen.
[0010] Trinnet med å aktivere sikkerhetsventilen via DC-aktivering kan innbefatte de trinn å overføre en elektrisk strøm fra styrestasjonen på overflaten gjennom navlestrengen til det undersjøiske styresystemet; og å demultiplekse den elektriske strømmen under vannoverflaten. Det undersjøiske styresystemet kan innbefatte en diodestyringskrets for demultipleksing av den elektriske strømmen.
[0011] Det undersjøiske styresystemet behøver ikke å innbefatte en mikroprosessor i noen utførelsesformer.
[0012] Fremgangsmåten kan innbefatte et trinn med diagnostisk testing av SSTT uten å aktivere sikkerhetsventilen. Fremgangsmåten kan innbefatte et trinn med diagnostisk testing av SSTT som kan innbefatte å sende en elektrisk strøm til det undersjøiske styresystemet som er utilstrekkelig til å aktivere sikkerhetsventilen; å beregne den implisitte impedansen for den elektriske strømmen; og å bestemme om en feilmodus har inntruffet i det undersjøiske testventiltreet.
[0013] Fremgangsmåten kan innbefatte et trinn for å tilveiebringe elektrisk reservekraft til det undersjøiske styresystemet for å opprettholde sikkerhetsventilen i en aktuell tilstand ved tap av en primær elektrisk kraftkilde til det undersjøiske styresystemet. Fremgangsmåten kan innbefatte det trinn å aktivere sikkerhetsventilen til en sikker tilstand ved passasjen av en valgt tidsforsinkelse etter tap av den primære elektriske kraftkilden.
[0014] En utførelsesform av en fremgangsmåte for å begrense sannsynligheten for svikt på oppfordring av et undersjøisk testventiltre (”SSTT”) innbefatter de trinn å tilveiebringe et sikrings-avstengningssystem for å aktivere en sikkerhetsventil i SSTT, hvor sikrings-avstengningssystemet innbefatter en styrestasjon på overflaten anbrakt over en vannoverflate og som via en navlestreng er forbundet med et undersjøisk styresystem anordnet under vannoverflaten for å aktivere sikkerhetsventilen; og diagnostisk testing av sikrings-avstengningssystemet uten å aktivere sikkerhetsventilen.
[0015] Fremgangsmåten kan innbefatte det trinn å aktivere sikkerhetsventilen via likestrømsaktivering (DC-aktivering). Trinnet med diagnostisk testing kan innbefatte å overføre en elektrisk strøm til det undersjøiske styresystemet, som er utilstrekkelig til å aktivere sikkerhetsventilen; å beregne den implisitte impedansen til den elektriske strømmen; og å bestemme om en feilmodus har inntruffet for SSTT.
[0016] Fremgangsmåten kan innbefatte det trinn å aktivere sikkerhetsventilen via DC-aktivering. Fremgangsmåten kan innbefatte det trinn å opprettholde sikkerhetsventilen i en aktuell stilling over en viss forsinkelse ved elektrisk svikt av sikringsavstengningssystemet. Fremgangsmåten kan innbefatte det trinn å aktivere sikkerhetsventilen til en trygg tilstand ved utgang av den valgte tidsforsinkelsen.
[0017] Det foregående har skissert noen av trekkene og de tekniske fordelene ved foreliggende oppfinnelse slik at den detaljerte beskrivelsen av oppfinnelsen som følger, kan forstås bedre. Ytterligere trekk og fordeler ved oppfinnelsen vil bli beskrevet i det følgende som utgjør temaet for patentkravene.
KORT BESKRIVELSE AV TEGNINGENE
[0018] De foregående og andre trekk og aspekter ved de følgende utførelsesformene vil best kunne forstås under henvisning til den følgende detaljerte beskrivelse av en spesiell utførelsesform av oppfinnelsen lest i forbindelse med de vedføyde tegningene, hvor:
[0019] Fig.1 er en skjematisk skisse av et undersjøisk brønnsystem og et sikkerhetssystem i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen;
[0020] Fig.2 er en skjematisk illustrasjon av en fremgangsmåte for DC-aktivering og et system i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen;
[0021] Fig.3 er et kretsskjema for et diodestyringssystem i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen; og
[0022] Fig.4 er en grafisk representasjon av effekten av periodiske diagnostiske tester på en sannsynlighet for svikt på forlangende-nivåer for et system i samsvar med en utførelsesform av oppfinnelsen.
DETALJERT BESKRIVELSE
[0023] Det vises nå til tegningene hvor skisserte elementer ikke nødvendigvis er vist i riktig skala, og hvor like eller lignende elementer er betegnet med samme henvisningstall på de forskjellige figurene.
[0024] Fig.1 illustrerer et testsystem 100 for en undersjøisk produksjonsbrønn som kan benyttes til å teste produksjonskarakteristikker for en brønn. Systemet 100 for testing av undersjøiske produksjonsbrønner innbefatter et fartøy 102 som er posisjonert på en vannoverflate 104, og et stigerør 106 som forbinder fartøyet 102 med en utblåsings-sikringsstakk (BOP-stakk) 108 på havbunnen 110. En brønn 112 er blitt boret ned i havbunnen 110, og en produksjonsrørstreng 114 strekker seg fra fartøyet 102 gjennom utblåsings-sikringsstakken 108 inn i brønnen 112. Produksjonsrørstrengen 114 er forsynt med en boring 116 gjennom hvilken hydrokarboner eller andre formasjonsfluider kan føres fra brønnen 112 til overflaten under produksjonstesting av brønnen. En testanordning, slik som en trykk/temperatur-overgang kan være anordnet i rørstrengen 114 for å overvåke strømmingen av formasjonsfluider inn i produksjonsrørstrengen 114.
[0025] Brønntestsystemet 100 innbefatter et sikrings-avstengningssystem 118 som gir automatisk avstengning av brønnen 112 når tilstandene på fartøyet 102 eller i brønnen 112 avviker fra forutbestemte grenser. Sikrings-avstengningssystemet 118 innbefatter et undersjøisk ventiltre 120 (f.eks. et undersjøisk testventiltre, SSTT), et undersjøisk ventiltre-styresystem 10, en øvre hovedstyrestasjon 5 og forskjellige undersjøiske sikkerhetsventiler (”SV”) slik som, og uten noen begrensning, en holdeventil 200, en ventilenhet 124 og én eller flere festerammer for utblåsingssikringer.
[0026] Det undersjøiske ventiltreet 120 er understøttet i utblåsingssikrings-stakken 108 på produksjonsrørstrengen 114. Et nedre parti 119 av rørstrengen 114 er understøttet av én av en riflet henger 121. Det undersjøiske ventiltreet 120 har en ventilenhet 124 og en sperreanordning 126. Ventilenheten 124 kan virke som en ventil under testing av brønnen 112. Ventilenheten 124 kan innbefatte sikkerhetsventiler, slik som klaffventil 128 og en kuleventil 130. Klaffventilen 128 og kuleventilen 130 kan opereres i serie. Sperreanordningen 126 tillater et øvre parti 132 av rørstrengen 114 å bli frakoplet fra det undersjøiske ventiltreet 120 hvis det er ønskelig. Det vil være klart at utførelsesformene ikke er begrenset til den spesielle utførelsesformen av det undersjøiske ventiltreet 120 som er vist, men at ethvert annet ventilsystem som styrer strømming av formasjonsfluider gjennom produksjonsrørstrengen 114, også kan brukes.
[0027] Holdeventilen 200 er anordnet ved den nedre ende av det øvre partiet 132 av produksjonsrørstrengen 114 for å hindre fluid i det øvre partiet 132 av rørtrengen fra å dreneres inn i stigerøret 106 når det frakoples fra det undersjøiske ventiltreet 120. Holdeventilen 200 tillater også fluid fra stigerøret 106 å strømme inn i det øvre partiet 132 av rørstrengen 114 slik at hydrostatisk trykk i det øvre partiet 132 av rørstrengen 114 blir utbalansert med det hydrostatiske trykket i stigerøret 106. En navlestreng 136 tilveiebringer det fluidtrykket som er nødvendig for å operere ventilpartiet 124, sperreanordningen 126 og holdeventilen 200.
[0028] Navlestrengen 136 innbefatter ledere som forbinder en øvre hovedstyrestasjon 5 med det undersjøiske styresystemet 10 for ventiltreet. I den illustrerte utførelsesformen er det undersjøiske systemet 10 for styring av ventiltreet en modulær enhet som innbefatter en undersjøisk elektronikkmodul (”SEM”, Subsea Electronics Module) 12 og en hydraulisk ventil og manifoldbelg 14. Det undersjøiske systemet 10 for ventiltrestyring kan innbefatte andre elementer slik som hydrauliske akkumulatorer, elektriske kraftkilder og lignende. Det undersjøiske styresystemet 10 er posisjonert under vannoverflaten 104 og i nærheten av ventiltreet 120 i denne utførelsesformen. Navlestrengen 136 kan være operativt forbundet med kraftkilder på overflaten (f.eks. elektriske, hydrauliske) i tillegg til elektronikk, kommunikasjoner og kraft som kan leveres via hovedstyrestasjonen 5 på overflaten. Det undersjøiske sikkerhetssystemet 10 for ventiltrestyring kan være posisjonert i forskjellige posisjoner i stigerøret 106. Et eksempel på et undersjøisk tre som kan være realisert med det undersjøiske styresystemet 10, er beskrevet i US-patent 6,293,344 som herved inkorporeres ved referanse.
[0029] Det undersjøiske ventiltreet 120 er vist understøttet i den undersjøiske utblåsings-sikringsstakken 108 på produksjonsrørstrengen 114. Sikkerhetsventilene 128 og 130 i det undersjøiske ventiltreet 120, og holdeventilen 200 er åpne for å tillate fluidstrømming fra det nedre partiet 119 av produksjonsrørstrengen 114 til det øvre partiet 132 av produksjonsrørstrengen 114. I tilfelle av et nødstilfelle, kan sikkerhetsventilene 128 og 130 lukkes automatisk for å hindre fluid fra å strømme fra det nedre partiet 119 av produksjonsrørstrengen 114 til det øvre partiet 132 av produksjonsrørstrengen 114. Når ventilene 128 og 130 er lukket, kan det øvre partiet 132 av produksjonsrørstrengen 114 frakoples det undersjøiske ventiltreet 120 og hentes opp til fartøyet 102 eller heves til et nivå som vil tillate fartøyet 102 å bli flyttet over visse avstander. Selv om fartøyet 102 er illustrert som et skip, kan fartøyet 102 innbefatte en hvilken som helst plattform som er egnet for boring av borehull, produksjon eller injeksjonsoperasjoner.
[0030] Før frakopling av det øvre partiet 132 av produksjonsrørstrengen 114 fra det undersjøiske ventiltreet 120, blir holdeventilen 200 lukket. Den lukkede holdeventilen 200 hindrer fluid fra å bli dumpet ut av det øvre partiet 132 av produksjonsrørstrengen 114 når det øvre partiet 132 av strengen 114 blir frakoplet fra det undersjøiske ventiltreet 120. Når holdeventilen 200 er lukket, blir trykk innfanget mellom holdeventilen 200 og ventilpartiet 124 i det undersjøiske ventiltreet 120. En trykkutjevningsventil kan betjenes for å utjevne det innfangede trykket på en kontrollert måte. Etter utjevning av det innfangede trykket, kan sperreanordningen 126 betjenes for å frakople det øvre partiet 132 av produksjonsrørstrengen 114 fra det undersjøiske ventiltreet 120.
[0031] Utblåsings-sikringsstakken 108 innbefatter røromslutningspakninger 138 og en kutteventilpakning 140. Andre kombinasjoner av omslutningspakninger kan imidlertid brukes. En nedre marin stigerørspakning kan være montert mellom utblåsings-sikringsstakken 108 og stigerøret 106 og kan innbefatte ringformede sikringspakninger 142. Den nedre marine stigerørspakningen innbefatter typisk også styremoduler (ikke vist) for å betjene de ringformede sikringspakningene 142, de omsluttende pakningene 134 og 140 i utblåsings-sikringsstakken 108, og andre styringer etter behov. De typiske modulene og styringene kan erstattes av et undersjøisk styresystem 10 i noen av utførelsesformene. Lukkepakningene 138 og 140 og de ringformede sikringspakningene 142 definerer en passasje 143 for å motta produksjonsrørstrengen 114. Det undersjøiske ventiltreet 120 er anordnet inne i utblåsingssikringsstakken 108, og holdeventilen 200 strekker seg fra det undersjøiske ventiltreet 120 inn i de ringformede sikringene 142.
[0032] Sikkerhets-avstengningssystemet 118 og det undersjøiske styresystemet 10 er et nytt styresystem innrettet for styring av det undersjøiske ventiltreet 120 og for å ta hensyn til behovet for å tilveiebringe en lav sannsynlighet for svikt på forespørsel (PFD, probability of failure on demand). Ifølge noen utførelsesformer tilveiebringer sikrings-avstengningssystemet 118 én eller flere av: reduksjon av elektronikk som er plassert undersjøisk; diagnostisk testing av kapasiteter; og elektroniske sviktsikre systemer.
[0033] Det undersjøiske sikrings-avstengningssystemet 118 reduserer og/eller eliminerer den aktive undersjøiske elektronikken som benyttes i typiske undersjøiske sikringssystemer. I den illustrerte utførelsesformen på fig.1, er den relevante elektronikken, slik som og uten begrensning, spenningsregulatorer, mikrostyringsenheter, transistorer og andre aktive elektroniske systemer som vanligvis er plassert under vannoverflaten og vanligvis i nærheten av ventiltreet 120, anbrakt på overflaten (f.eks. over vannoverflaten) ved det øvre hovedstyresystemet 5 i utførelsesformen på fig.1.
[0034] Det er ofte nødvendig å forlenge navlestrengen 136 til store lengder, f.eks.
12.500 fot (3810 m) eller mer. Navlestrengen 136 innbefatter én eller flere ledere for overføring av signaler fra overflaten til det undersjøiske styresystemet. I tidligere kjente sikrings-avstengningssystemer er det ofte nødvendig med en forholdsvis kompleks fremgangsmåte for modulasjon på overflaten og undersjøisk demodulasjon som krever undersjøiske mikroprosessorer for å dekode signalet for en ønsket funksjon og en effektkrets for å levere drivstrøm til de ønskede solenoidene.
[0035] Systemet 118 for sikrings-avstengning og det undersjøiske styresystemet 10 benytter DC-aktivering ved hjelp av en mulipleks/demultipleks-algoritme i visse utførelsesformer for å aktivere de undersjøiske funksjonene (f.eks. åpning og lukking av sikkerhetsventiler, pakninger, sperreanordninger, osv.). Anvendelse av DC-aktivering gjør at mikroprosessoren og tilhørende elektronikkpakker og anordninger som vanligvis er posisjonert nede i sjøen, blir flyttet fra det undersjøiske styresystemet 10 til overflaten, f.eks. til den øvre hovedstyrestasjonen 5. Ved å posisjonere aktiv elektronikk ved den øvre hovedstyrestasjonen 5 i motsetning til undersjøisk ved styresystem-modulen 10, kan de elektroniske komponentene repareres og/eller skiftes ut i løpet av en minimal tidsperiode for derved å redusere den tiden som avstengningssystemet 118 vil være utilgjengelig sammenlignet med om den feilbefengte elektroniske komponenten var posisjonert nede i sjøen.
[0036] Det vises nå til fig.2, hvor et skjema over sikringsavstengningssystemet 118 er illustrert for formål med beskrevet DC-aktivering. Hvis en strøm (f.eks. fra hovedstyrestasjonen 5) blir levert gjennom én av de flere lederne som brukes for sikkerhetsfunksjoner i navlestrengen 136 og strømreturene på noen av de gjenværende lederne, så kan en enkel solenoidfunksjon bli aktivert. Skjemaet på fig. 2 er representativt for en én-ledersamling.
[0037] DC-aktivering krever tradisjonelt et urimelig høyt antall ledere for en lang navlestreng 136. Det har imidlertid vist seg at ved skyving og trekking av strøm gjennom en kombinasjon av ledere, som beskrevet under henvisning til fig.2, at et antall forskjellige solenoider og dermed sikkerhetsfunksjoner, kan aktiveres ved hjelp av et begrenset antall ledere.
[0038] Hvis f.eks. en elektrisk strøm blir sendt ned langs noen av flere ledere som er tilveiebrakt ved hjelp av navlestrengen 136, og så blir tillatt å returnere på en hvilken som helst av de gjenværende lederne, så kan en enkelt solenoid-funksjon aktiveres. Ved hjelp av denne ”skyvingen” og ”trekkingen” av strøm gjennom en kombinasjon av de sju lederne, kan opp til 42 forskjellige solenoider aktiveres uten bruk av undersjøisk plasserte mikrostyringsenheter. I noen utførelsesformer blir demultipleksing utført undersjøisk ved bruk av en krets med styredioder, f.eks. ved den undersjøiske elektronikkmodulen 12. Diodene har meget lav feilrate, noe som gir meget høy pålitelighet for enhver gitt funksjon.
[0039] I en utførelsesform som beskrives under henvisning til fig.3, gir sju ledere (f.eks. C1, C2, C3, C4, osv.) aktivering av 42 unike solenoider, og magnetventilene (f.eks. SV1, SV2, osv.) via DC-likestrøm. Hvis flere undersjøiske solenoidfunksjoner er nødvendig, kan for et antall ”N” med linjer, et antall funksjoner lik [N*(N-1)] anvendes. Fig.3 er et skjema over en undersjøisk styrediodematrise for en navlestreng 136 med sju ledere (N=7) for derved å omfatte sju banker som skjematisk illustrert på fig.2. Den undersjøiske styrekretsen på fig.3, kan være innbefattet i den undersjøiske elektronikkmodulen 12 i det undersjøiske styresystemet 10 som er illustrert på fig.1. Solenoidene kan videre være posisjonert ved ventil- og manifold-belgen 14 eller det undersjøiske styresystemet 10 som er illustrert på fig.1.
[0040] I SEM 12 i det undersjøiske styresystemet 10 kanaliserer en rekke styredioder strømmen gjennom samlingene for å aktivere den ønskede magnetventilen (f.eks. SV1, SV2, osv.). Sperredioder hindrer strøm fra å strømme tilbake gjennom en solenoid og aktivere en utilsiktet solenoid. Zener-terskeldioder kan være innbefattet for å hindre strøspenning fra å opptre på utilsiktede ledninger i tilfelle av en kortsluttet solenoid.
[0041] Den illustrerte kretsen anvender bare tre dioder langs den kritiske banen for en solenoidfunksjon. Dette er en langt enklere løsning enn noen annen modulasjons/demodulasjons-teknologi og gir dermed større pålitelighet og lavere sannsynlighet for svikt på forespørsel (PFD). Alle relevante komplekse koplingskomponenter for denne utførelsesformen av sikrings-inkoplingssystemet 118 er videre plassert ved den øvre styrestasjonen 5 og kan hurtig byttes når en svikt blir detektert, for derved å minske utilgjengeligheten.
[0042] Sikrings-avstengningssystemet 118 forenkler videre et system og en fremgangsmåte for diagnostisk testing av systemet 118 for å redusere sannsynligheten for svikt på forespørsel. I mange industrielle installasjoner blir ”partiell slagtesting” benyttet for å bekrefte virkemåten til system-ventilene. I et typisk sikkerhetssystem langs en rørledning vil det f.eks. være en kuleventil for å lette nødavstengning. Under en partiell slagtest, hvis denne kuleventilen kan være lukket 10%, så er mange av sviktmodiene som kunne ha inntruffet over tid, blitt verifisert. Dette vil innbefatte forekomsten av hydraulisk akkumulering for å lukke ventilen, kretsene som reagerer på kommandoen om å lukke ventilen, drivmekanismene som lukker ventilen, osv. Så umiddelbart etter den partielle slagtesten er den effektive sannsynligheten for svikt på forespørsel lavere enn før testen siden alle disse tidligere ukjente variable er blitt diagnostisert.
[0043] I tilfellet med undersjøiske sikrings-avstengningskontroller (f.eks. undersjøiske ventiltre-styringer) kan en virkelig ”partiell slagtest” ikke utføres fordi aktiveringen av en undersjøisk magnetventil (f.eks. ventilene 128, 130, osv.) relatert til en spesifikk funksjon, vil aktivere funksjonen fullstendig. De partielle diagnostiske slagtestene kan følgelig stenge brønnen og/eller kutte eller skade en del av produksjonsstrengen.
[0044] Sikrings-avstengningssystemet 118 benytter en diagnostisk strøm som er for svak til å aktivere en funksjon, for å bekrefte virkningen av sikringsanordningene i systemet 118. Strøm som er for svak til å aktivere en sikkerhetsfunksjon, blir f.eks. sendt gjennom signalbanen (f.eks. en leder) og implisitt impedans blir beregnet. Ved hjelp av denne målingen, kan en prosessor, slik som en mikrostyringsenhet i den øvre hovedstyrestasjonen 5, bestemme og bekrefte at flere av de mulige sviktmodiene som kan inntreffe over tid, ikke har inntruffet. Selv om denne dryppstrømmen er utilstrekkelig til å utløse en solenoid til aktivert tilstand, kan den verifisere integriteten til signalbanen, bekrefte at den uavbrutte kraftkilden (f.eks. hovedstyrestasjonen på overflaten 5) leverer effekt; at en kraftforsyningsenhet for en solenoid-drivkrets funksjonerer; at hovedstyrestasjonen 5 på overflaten mater inn og ut logisk programvare og kretser, og omkoplingsutstyr for demultipleksing virker; alle elektroniske koplinger er intakte; eller at en undersjøisk solenoid (f.eks. belgen 14) ikke har sviktet i en åpen eller kortsluttet posisjon.
[0045] Når de mulige sviktmodiene er verifisert som funksjonelle, kan en total sannsynlighet for svikt på forespørsel (”PFD”) som en funksjon av tid, minskes. Det minskede PFD-gjennomsnittet kan så beregnes som det ønskede sikkerhetsintegritetsnivået (”SIL”, safety integrity level). Definisjoner av sannsynlighet for svikt på forespørsel og av sikkerhetsintegritetsnivå kan innfatte de definisjonene som er gitt av the International Electrotechnical Commission.
[0046] Den diagnostiske fremgangsmåten og systemet for sikringsavstengningssystemet 118 eliminerer flere potensielle sviktmodi som, som en funksjon av tid, kan øke sannsynligheten for svikt på forespørsel av systemet. Hver gang den diagnostiske testen blir kjørt, blir det totale PFD-gjennomsnittet redusert, men aldri så lavt som det foregående tidsintervallet (T). Etter at systemet 118 har en PFD som øker ut over et aksepterbart nivå, kan systemet 118 evalueres og fornyes slik at PFD blir redusert til et akepterbart nivå.
[0047] Fig.4 illustrerer f.eks. grafisk et eksempel på en sannsynlighet for svikt på forespørsel for et system 118 over tid. En kurve 400 er PFD-verdien for systemet 118 over tid, der hvert tidspunkt er identifisert ved T som representerer et punkt i tiden ved hvilket en diagnostisk test er utført. Linjen 410 illustrerer det økende PFD-gjennomsnitt over tid. Punkt 4T representerer en tid hvor systemet 118 ble fornyet (f.eks. reparasjon, utskifting, osv.) uansett om det er etter en vanlig plan eller skyldes et inntruffet behov.
[0048] Sikrings-avstengningssystemet 118 er innrettet for å være et ”sviktsikkert” system slik at en feil i styresystemet 118, innbefattende det undersjøiske styresystemet 10, etterlater det undersjøiske ventiltreet 120 i en trygg tilstand. En tilsiktet konstruksjonsbegrensning for undersjøiske styresystemer for ventiltrær er at systemet må svikte elektrisk ”slik det er”. Dette er på grunn av den potensielt farlige beskaffenheten til spontan utløsning av undersjøiske sikkerhetsventiler under riggoperasjoner. Dette problemet har potensial til å nulle SIL-verdien til systemet. Sikrings-avstengningssystemet 112 kan benytte én eller flere av de følgende fremgangsmåtene og systemene for å tilveiebringe et sviktsikkert system.
[0049] Systemet 118 innbefatter en tidsforsinkelse innbefattet i styre- og overvåkningsinstruksjonene i hovedstyrestasjonen 5 på overflaten ved tap av AC-nettkraft (f.eks. lokalisert ved stasjon 5). I motsetning til å instruere systemet 118 om å lukke undersjøiske sikkerhetsventiler automatisk og selvstendig ved tap av elektrisk nettkraft, blir det benyttet en tidsforsinkelse.
[0050] Hvis den elektriske hovedforsyningen (f.eks. fra stasjonen 5 på overflaten) blir avbrutt av en eller annen grunn, kan en alarm avgis periodisk (f.eks. hvert minutt) og alle operatørgrensesnitt indikerer en kraftsvikt for en tidsperiode (f.eks. én time). I løpet av denne tidsforsinkelsen blir systemet 118, innbefattende det undersjøiske styresystemet 10 for ventiltreet, opprettholdt operativt via en uavbrytbar kraftkilde (f.eks. plassert ved stasjonen 5 på overflaten eller ved den undersjøiske styresystem-modulen 10. Etter at den valgte tidsforsinkelsen er utløpt, trigger systemet 118 alle undersjøiske ventiler til sine ”sikre” posisjoner hvis hovedkraften ikke er blitt gjenopprettet. I noen utførelsesformer kan f.eks. den uavbrytbare kraftkilden opprettholde systemet 118 som om ingen feil hadde inntruffet, inntil batterieffekten er uttømt, ved hvilket tidspunkt systemet kan svikte slik det er. For å hindre at systemet 118 svikter slik det er, kan hovedstyrestasjonen 5 tidsovervåke utkoplingen av hovedkraftkilden, og etter en fast tid uten hovedkraft, automatisk drive systemet 118 inn i den trygge tilstanden. I en utførelsesform innbefatter den trygge tilstanden at øvre og undersjøiske partier av brønnen blir isolert og at sikkerhetsventilene blir lukket. Ventilen 128 og 130 kan f.eks. lukkes. I noen eksempler kan sperreanordningen 126 aktiveres, og ventiltreet 120 kan frakoples.
[0051] Systemet 118 for sikkerhetsavstengning innbefatter redundante, sviktsikre funksjoner i noen utførelsesformer. Ved beregning av sannsynligheten for svikt på forespørsel for to systemer i parallell, kan pålitelighets-tallene multipliseres med hverandre for å fremskaffe et signifikant lavest nettotall. For dette formål utløser den elektriske sviktsikringen også et parallelt sviktsikret system som lukker det undersjøiske ventiltreet 120 i den trygge tilstanden ved hjelp av hydraulisk aktivering og fjærtilbakeføring av retningsbestemte sikkerhetsventiler.
[0052] Etter at systemet 118 svikter til en trygg stilling (f.eks. en trygg tilstand); kan et sekundært sikkerhetssystem forsterke den sviktsikre posisjonen. Et signal kan f.eks. sendes til en stenge- og avtappingsventil på den hydrauliske kraftenheten, som generelt er beskrevet som et element i hovedstyrestasjonen 5 på overflaten, som får navlestrengen 136 til å friggjøre sin hydrauliske trykkforsyning. De undersjøiske styreventilene kan være innstilt for fjærretur til sin sikre posisjon når trykkforsyningen går tapt, for derved å kanalisere hydraulisk energi som lagret i akkumulatorbankene (f.eks. det undersjøiske styresystemet 10) for å lukke alle sikkerhetsventiler til sin trygge tilstand. Siden dette skjer parallelt med den andre aktiveringsmetologien, kan PFD-verdien for denne sviktsikringen multipliseres med PFD-verdien for den vanlige sviktsikkerheten, som resulterer i en meget lavere netto PFD-verdi.
[0053] Selv om spesielle utførelsesformer av oppfinnelsen her er beskrevet ganske detaljert, er dette bare gjort for å beskrive forskjellige trekk og aspekter ved oppfinnelsen, og er ikke ment å være begrensende i forhold til omfanget av oppfinnelsen. Det er tenkt at forskjellige erstatninger, alternativer og/eller modifikasjoner som innbefatter, men ikke er begrenset til, de forskjellige variantene som kan ha blitt antydet her, kan gjøres på de beskrevne utførelsesformene uten å avvike fra oppfinnelsens ramme slik den er definert i de vedføyde patentkravene.
Claims (14)
1. Et undersgrunns testventiltre-system, hvor systemet omfatter:
et undersjøisk testventiltre (124) som har en sikkerhetsventil, hvor det undersjøiske testventiltreet (124) kan forbindes med en utblåsings-sikringsstakk (108) under en vannoverflate (104);
et undersjøisk styresystem som er operativt forbundet med det undersjøiske testventiltreet (124) under vannoverflaten (104) for å aktivere sikkerhetsventilen, hvor det undersjøiske styresystemet ikke innbefatter en mikroprosessor;
en styrestasjon anordnet ved en posisjon på overflaten, hvor styrestasjonen innbefatter
en mikroprosessor, og
en navlestreng (136) som er operativt forbundet med styrestasjonen og det undersjøiske styresystemet for å aktivere sikkerhetsventilen som reaksjon på et signal sendt fra styrestasjonen på overflaten til det undersjøiske styresystemet, hvor styrestasjonen leverer en elektrisk strøm gjennom en leder i navlestrengen (136) for å aktivere sikkerhetsventilen via det undersjøiske styresystemet,
hvor det undersjøiske styresystemet omfatter en diodestyringskrets for å demultiplekse den elektriske strømmen som mottas.
2. System ifølge krav 1, hvor det undersjøiske styresystemet demultiplekser det signalet som er mottatt fra styrestasjonen på overflaten.
3. System ifølge krav 1, hvor styrestasjonen på overflaten benytter DC-aktivering for å aktivere sikkerhetsventilen.
4. System ifølge krav 1, hvor navlestrengen (136) innbefatter bare sju ledere for operasjonsmessig å forbinde styrestasjonen på overflaten og det undersjøiske styresystemet.
5. Fremgangsmåte for å operere et undersjøisk testventiltre (”SSTT”) (124) som innbefatter en sikkerhetsventil, hvor fremgangsmåten omfatter følgende trinn: å tilveiebringe et undersjøisk styresystem under en vannoverflate (104) i forbindelse med sikkerhetsventilen;
å forbinde en styrestasjon på overflaten med det undersjøiske styresystemet via en navlestreng (136); og
å aktivere sikkerhetsventilen via DC-aktivering,
hvor trinnet med aktivering av sikkerhetsventilen via DC-aktivering omfatter følgende trinn:
å overføre en elektrisk strøm fra styrestasjonen på overflaten gjennom navlestrengen (136) til det undersjøiske styresystemet; og
å demultiplekse den elektriske strømmen under vannoverflaten (104), og hvor det undersjøiske styresystemet omfatter en diodestyringskrets for demultipleksing av den elektriske strømmen.
6. Fremgangsmåte ifølge krav 5, hvor navlestrengen (136) innbefatter bare sju ledere som operativt forbinder styrestasjonen på overflaten og det undersjøiske styresystemet.
7. Fremgangsmåte ifølge krav 5, hvor det undersjøiske styresystemet ikke innbefatter en mikroprosessor.
8. Fremgangsmåte ifølge krav 7, hvor det undersjøiske styresystemet omfatter en diodestyringskrets.
9. Fremgangsmåte ifølge krav 5, videre omfattende et trinn med diagnostisk testing av SSTT uten å aktivere sikkerhetsventilen.
10. Fremgangsmåte ifølge krav 9, hvor trinnet med diagnostisk testing omfatter følgende trinn:
å overføre en elektrisk strøm til det undersjøiske styresystemet, som er utilstrekkelig til å aktivere sikkerhetsventilen;
å beregne den implisitte impedansen for den elektriske strømmen; og å bestemme om en feilmodus for SSTT har inntruffet.
11. Fremgangsmåte ifølge krav 5, videre innbefattende et trinn for å tilveiebringe elektrisk reservekraft til det undersjøiske styresystemet for å opprettholde sikkerhetsventilen i en tilstand slik at den er ved tap av elektrisk kraft fra en primær kilde til det undersjøiske styresystemet.
12. Fremgangsmåte ifølge krav 11, videre innbefattende et trinn for å aktivere sikkerhetsventilen til en trygg tilstand etter utløp av en valgt tidsforsinkelse etter tap av elektrisk kraft fra den primære kilden.
13. Fremgangsmåte ifølge krav 11, videre omfattende et trinn for diagnostisk testing av SSTT uten å aktivere sikkerhetsventilen.
14. Fremgangsmåte ifølge krav 13, hvor trinnet med diagnostisk testing omfatter følgende trinn:
å overføre en elektrisk strøm til det undersjøiske styresystemet, som er utilstrekkelig til å aktivere sikkerhetsventilen;
å beregne den implisitte impedansen for den elektriske strømmen; og å bestemme om en feilmodus for SSTT har inntruffet.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US4619808P | 2008-04-18 | 2008-04-18 | |
PCT/US2009/040945 WO2009146206A2 (en) | 2008-04-18 | 2009-04-17 | Subsea tree safety control system |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20101535L NO20101535L (no) | 2010-11-17 |
NO345599B1 true NO345599B1 (no) | 2021-05-03 |
Family
ID=41200154
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20101535A NO345599B1 (no) | 2008-04-18 | 2009-04-17 | Undersgrunns testventiltre-system og fremgangsmåte for å operere et undersjøisk testventiltre |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
US (2) | US8347967B2 (no) |
NO (1) | NO345599B1 (no) |
WO (1) | WO2009146206A2 (no) |
Families Citing this family (55)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
NO345599B1 (no) * | 2008-04-18 | 2021-05-03 | Schlumberger Technology Bv | Undersgrunns testventiltre-system og fremgangsmåte for å operere et undersjøisk testventiltre |
US8517112B2 (en) | 2009-04-30 | 2013-08-27 | Schlumberger Technology Corporation | System and method for subsea control and monitoring |
US8783360B2 (en) | 2011-02-24 | 2014-07-22 | Foro Energy, Inc. | Laser assisted riser disconnect and method of use |
US8783361B2 (en) | 2011-02-24 | 2014-07-22 | Foro Energy, Inc. | Laser assisted blowout preventer and methods of use |
US9845652B2 (en) | 2011-02-24 | 2017-12-19 | Foro Energy, Inc. | Reduced mechanical energy well control systems and methods of use |
US8720584B2 (en) | 2011-02-24 | 2014-05-13 | Foro Energy, Inc. | Laser assisted system for controlling deep water drilling emergency situations |
US8684088B2 (en) | 2011-02-24 | 2014-04-01 | Foro Energy, Inc. | Shear laser module and method of retrofitting and use |
US8336629B2 (en) * | 2009-10-02 | 2012-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | Method and system for running subsea test tree and control system without conventional umbilical |
US8708054B2 (en) * | 2009-12-09 | 2014-04-29 | Schlumberger Technology Corporation | Dual path subsea control system |
US8397827B2 (en) * | 2011-06-09 | 2013-03-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Reducing trips in well operations |
BR112013031557B8 (pt) * | 2011-06-09 | 2020-11-03 | Halliburton Energy Services Inc | método de medir uma distância entre uma superfície suporte e uma localização em um conjunto preventor. |
US9080411B1 (en) | 2011-06-14 | 2015-07-14 | Trendsetter Engineering, Inc. | Subsea diverter system for use with a blowout preventer |
US8720580B1 (en) | 2011-06-14 | 2014-05-13 | Trendsetter Engineering, Inc. | System and method for diverting fluids from a damaged blowout preventer |
US9033051B1 (en) | 2011-06-14 | 2015-05-19 | Trendsetter Engineering, Inc. | System for diversion of fluid flow from a wellhead |
US9670755B1 (en) | 2011-06-14 | 2017-06-06 | Trendsetter Engineering, Inc. | Pump module systems for preventing or reducing release of hydrocarbons from a subsea formation |
US20130054034A1 (en) * | 2011-08-30 | 2013-02-28 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Method, device and system for monitoring subsea components |
US8800662B2 (en) * | 2011-09-02 | 2014-08-12 | Vetco Gray Inc. | Subsea test tree control system |
AT511991B1 (de) * | 2011-09-26 | 2013-09-15 | Advanced Drilling Solutions Gmbh | Verfahren und einrichtung zum versorgen wenigstens eines elektrischen verbrauchers eines bohrgestänges mit einer betriebsspannung |
US8725302B2 (en) * | 2011-10-21 | 2014-05-13 | Schlumberger Technology Corporation | Control systems and methods for subsea activities |
US20130168101A1 (en) * | 2011-12-28 | 2013-07-04 | Vetco Gray Inc. | Vertical subsea tree assembly control |
US8997872B1 (en) | 2012-02-22 | 2015-04-07 | Trendsetter Engineering, Inc. | Cap assembly for use with a tubing spool of a wellhead |
BR112015005026B1 (pt) | 2012-09-06 | 2021-01-12 | Reform Energy Services Corp. | conjunto de fixação e combinação |
US9828817B2 (en) | 2012-09-06 | 2017-11-28 | Reform Energy Services Corp. | Latching assembly |
US9045959B1 (en) | 2012-09-21 | 2015-06-02 | Trendsetter Engineering, Inc. | Insert tube for use with a lower marine riser package |
US9316078B2 (en) * | 2012-10-23 | 2016-04-19 | Transocean Innovation Labs Ltd | Inductive shearing of drilling pipe |
EP2738348B1 (en) * | 2012-11-29 | 2017-09-20 | GE Oil & Gas UK Limited | Shutting down an underwater fluid production well |
BR112015013108B8 (pt) | 2012-12-14 | 2020-06-23 | Halliburton Energy Services Inc | método para determinar a colocação de uma árvore de teste submarina dentro de um conjunto de preventores |
EP2906777A4 (en) * | 2012-12-27 | 2016-06-08 | Halliburton Energy Services Inc | AUTONOMIC LACQUERED JOINT SIMULATOR AND METHOD FOR REDUCING TIME NEEDED TO CARRY OUT UNDER SEA DUMMY-RUNNING |
US9074449B1 (en) | 2013-03-06 | 2015-07-07 | Trendsetter Engineering, Inc. | Vertical tree production apparatus for use with a tubing head spool |
WO2014210045A2 (en) * | 2013-06-24 | 2014-12-31 | Helix Energy Solutions Group, Inc. | Subsea intervention system |
WO2015009410A1 (en) * | 2013-07-18 | 2015-01-22 | Conocophillips Company | Pre-positioned capping device for source control with independent management system |
EP2853682A1 (en) * | 2013-09-25 | 2015-04-01 | Siemens Aktiengesellschaft | Subsea enclosure system for disposal of generated heat |
US9140091B1 (en) | 2013-10-30 | 2015-09-22 | Trendsetter Engineering, Inc. | Apparatus and method for adjusting an angular orientation of a subsea structure |
US10048673B2 (en) | 2014-10-17 | 2018-08-14 | Hydril Usa Distribution, Llc | High pressure blowout preventer system |
US10196871B2 (en) | 2014-09-30 | 2019-02-05 | Hydril USA Distribution LLC | Sil rated system for blowout preventer control |
CN107002481B (zh) | 2014-09-30 | 2020-02-07 | 海德里尔美国配送有限责任公司 | 用于防喷器控制的安全性完整性等级(sil)评级系统 |
US10876369B2 (en) | 2014-09-30 | 2020-12-29 | Hydril USA Distribution LLC | High pressure blowout preventer system |
US9989975B2 (en) | 2014-11-11 | 2018-06-05 | Hydril Usa Distribution, Llc | Flow isolation for blowout preventer hydraulic control systems |
US9759018B2 (en) | 2014-12-12 | 2017-09-12 | Hydril USA Distribution LLC | System and method of alignment for hydraulic coupling |
CN107407140B (zh) | 2014-12-17 | 2021-02-19 | 海德里尔美国配送有限责任公司 | 用于控制盒、辅助海底系统和海面控件之间的接口的电力和通信集中器 |
US9528340B2 (en) | 2014-12-17 | 2016-12-27 | Hydrill USA Distribution LLC | Solenoid valve housings for blowout preventer |
WO2016167742A1 (en) * | 2015-04-14 | 2016-10-20 | Oceaneering International Inc | Inside riser tree controls adapter and method of use |
US9828824B2 (en) * | 2015-05-01 | 2017-11-28 | Hydril Usa Distribution, Llc | Hydraulic re-configurable and subsea repairable control system for deepwater blow-out preventers |
EP3163012A1 (en) * | 2015-10-30 | 2017-05-03 | Siemens Aktiengesellschaft | Subsea communication device |
US10753852B2 (en) | 2016-05-10 | 2020-08-25 | Saudi Arabian Oil Company | Smart high integrity protection system |
US10392892B2 (en) | 2016-06-01 | 2019-08-27 | Trendsetter Engineering, Inc. | Rapid mobilization air-freightable capping stack system |
US9631448B1 (en) * | 2016-08-03 | 2017-04-25 | Schlumberger Technology Corporation | Distibuted control system for well application |
US11261726B2 (en) | 2017-02-24 | 2022-03-01 | Saudi Arabian Oil Company | Safety integrity level (SIL) 3 high-integrity protection system (HIPS) fully-functional test configuration for hydrocarbon (gas) production systems |
US11456812B2 (en) * | 2017-03-06 | 2022-09-27 | Mitsubishi Electric Corporation | Demultiplexing circuit, multiplexing circuit, and channelizer relay unit |
CN109240186A (zh) * | 2018-11-27 | 2019-01-18 | 美钻深海能源科技研发(上海)有限公司 | 一种用于水下采油树的生产控制模块 |
US11078755B2 (en) | 2019-06-11 | 2021-08-03 | Saudi Arabian Oil Company | HIPS proof testing in offshore or onshore applications |
GB202107620D0 (en) * | 2021-05-28 | 2021-07-14 | Expro North Sea Ltd | Control system for a well control device |
CN116025311B (zh) * | 2022-11-16 | 2024-05-28 | 西南石油大学 | 一种水下全电控坐落管柱系统及方法 |
US11965394B1 (en) | 2023-08-25 | 2024-04-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subsea test tree fast ball actuation with low pressure pump through capability |
CN118275153B (zh) * | 2024-05-30 | 2024-08-16 | 威飞海洋装备制造有限公司 | 一种基于液压动力的浅水注水树测试系统及方法 |
Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5995020A (en) * | 1995-10-17 | 1999-11-30 | Pes, Inc. | Downhole power and communication system |
US6125938A (en) * | 1997-08-08 | 2000-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control module system for subterranean well |
US20050274417A1 (en) * | 2004-06-14 | 2005-12-15 | Rosemount Inc. | Process equipment validation |
Family Cites Families (40)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4138669A (en) * | 1974-05-03 | 1979-02-06 | Compagnie Francaise des Petroles "TOTAL" | Remote monitoring and controlling system for subsea oil/gas production equipment |
US4276640A (en) * | 1979-07-02 | 1981-06-30 | General Motors Corporation | Noise tolerant multiplex system |
US4309734A (en) * | 1979-11-05 | 1982-01-05 | Trw Inc. | Methods and apparatus for limiting electrical current to a subsea petroleum installation |
US4679766A (en) * | 1984-05-01 | 1987-07-14 | Cuming Kenneth J | Solenoid booster |
US4636934A (en) * | 1984-05-21 | 1987-01-13 | Otis Engineering Corporation | Well valve control system |
US4685521A (en) * | 1985-04-17 | 1987-08-11 | Raulins George M | Well apparatus |
US4658904A (en) | 1985-05-31 | 1987-04-21 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea master valve for use in well testing |
US4798247A (en) * | 1987-07-15 | 1989-01-17 | Otis Engineering Corporation | Solenoid operated safety valve and submersible pump system |
US5293551A (en) * | 1988-03-18 | 1994-03-08 | Otis Engineering Corporation | Monitor and control circuit for electric surface controlled subsurface valve system |
US4896722A (en) * | 1988-05-26 | 1990-01-30 | Schlumberger Technology Corporation | Multiple well tool control systems in a multi-valve well testing system having automatic control modes |
US4880060A (en) * | 1988-08-31 | 1989-11-14 | Halliburton Company | Valve control system |
US5539375A (en) * | 1991-09-07 | 1996-07-23 | Phoenix Petroleum Services Ltd. | Apparatus for transmitting instrumentation signals over power conductors |
US5632468A (en) * | 1993-02-24 | 1997-05-27 | Aquatec Water Systems, Inc. | Control circuit for solenoid valve |
FR2726858A1 (fr) | 1994-11-14 | 1996-05-15 | Schlumberger Services Petrol | Appareil obturateur de train de tiges d'essai, pour puits petrolier sous-marin tube |
US5495547A (en) | 1995-04-12 | 1996-02-27 | Western Atlas International, Inc. | Combination fiber-optic/electrical conductor well logging cable |
GB9613467D0 (en) * | 1996-06-27 | 1996-08-28 | Expro North Sea Ltd | Simplified horizontal xmas tree |
US5808471A (en) * | 1996-08-02 | 1998-09-15 | Ford Global Technologies, Inc. | Method and system for verifying solenoid operation |
US5784245A (en) * | 1996-11-27 | 1998-07-21 | Motorola Inc. | Solenoid driver and method for determining solenoid operational status |
US6111514A (en) * | 1996-12-18 | 2000-08-29 | Kelsey-Hayes Company | Solenoid fail-safe using current feedback as a diagnostic input |
GB2335215B (en) | 1998-03-13 | 2002-07-24 | Abb Seatec Ltd | Extraction of fluids from wells |
GB2340156B (en) | 1998-07-29 | 2003-01-08 | Schlumberger Holdings | Retainer valve |
GB2378724B (en) | 1998-07-29 | 2003-03-26 | Schlumberger Holdings | Controlling fluid flow |
US6343654B1 (en) * | 1998-12-02 | 2002-02-05 | Abb Vetco Gray, Inc. | Electric power pack for subsea wellhead hydraulic tools |
US6307376B1 (en) * | 1998-12-23 | 2001-10-23 | Eaton Corporation | Fault detection system and method for solenoid controlled actuators of a transmission system |
US6330913B1 (en) | 1999-04-22 | 2001-12-18 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for testing a well |
US6357525B1 (en) * | 1999-04-22 | 2002-03-19 | Schlumberger Technology Corporation | Method and apparatus for testing a well |
GB2362398B (en) * | 2000-05-16 | 2002-11-13 | Fmc Corp | Device for installation and flow test of subsea completions |
US7086467B2 (en) * | 2001-12-17 | 2006-08-08 | Schlumberger Technology Corporation | Coiled tubing cutter |
GB2402409B (en) | 2003-06-03 | 2006-04-12 | Schlumberger Holdings | Safety shut-in systems for subsea wells, and blowout preventer stacks incorporating such systems |
US7261162B2 (en) | 2003-06-25 | 2007-08-28 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea communications system |
WO2005098198A1 (en) | 2004-03-30 | 2005-10-20 | Alpha Petroleum Consulting, Llc | Tubing hanger running tool and subsea test tree control system |
GB2435665A (en) | 2006-03-03 | 2007-09-05 | Ya Li Lin | Vertical shade and sliding member |
US7938189B2 (en) * | 2006-03-03 | 2011-05-10 | Schlumberger Technology Corporation | Pressure protection for a control chamber of a well tool |
US7628207B2 (en) * | 2006-04-18 | 2009-12-08 | Schlumberger Technology Corporation | Accumulator for subsea equipment |
CN100543483C (zh) * | 2006-07-05 | 2009-09-23 | 鸿富锦精密工业(深圳)有限公司 | 螺线管测试装置 |
US20080105436A1 (en) * | 2006-11-02 | 2008-05-08 | Schlumberger Technology Corporation | Cutter Assembly |
GB2453947A (en) * | 2007-10-23 | 2009-04-29 | Vetco Gray Controls Ltd | Solenoid coil current used in armature movement monitoring |
US7823640B2 (en) * | 2007-10-23 | 2010-11-02 | Saudi Arabian Oil Company | Wellhead flowline protection and testing system with ESP speed controller and emergency isolation valve |
US8336630B2 (en) * | 2008-03-14 | 2012-12-25 | Schlumberger Technology Corporation | Subsea well production system |
NO345599B1 (no) | 2008-04-18 | 2021-05-03 | Schlumberger Technology Bv | Undersgrunns testventiltre-system og fremgangsmåte for å operere et undersjøisk testventiltre |
-
2009
- 2009-04-17 NO NO20101535A patent/NO345599B1/no unknown
- 2009-04-17 US US12/425,694 patent/US8347967B2/en active Active
- 2009-04-17 WO PCT/US2009/040945 patent/WO2009146206A2/en active Application Filing
-
2012
- 2012-12-04 US US13/693,512 patent/US8602108B2/en active Active
Patent Citations (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5995020A (en) * | 1995-10-17 | 1999-11-30 | Pes, Inc. | Downhole power and communication system |
US6125938A (en) * | 1997-08-08 | 2000-10-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Control module system for subterranean well |
US20050274417A1 (en) * | 2004-06-14 | 2005-12-15 | Rosemount Inc. | Process equipment validation |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
US8602108B2 (en) | 2013-12-10 |
US8347967B2 (en) | 2013-01-08 |
WO2009146206A3 (en) | 2016-03-31 |
US20130092384A1 (en) | 2013-04-18 |
WO2009146206A2 (en) | 2009-12-03 |
US20090260829A1 (en) | 2009-10-22 |
NO20101535L (no) | 2010-11-17 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO345599B1 (no) | Undersgrunns testventiltre-system og fremgangsmåte for å operere et undersjøisk testventiltre | |
US11180967B2 (en) | Blowout preventer control system and methods for controlling a blowout preventer | |
JP6886468B2 (ja) | 炭化水素制御モジュールを停止させるための安全システム | |
US10196871B2 (en) | Sil rated system for blowout preventer control | |
EP3017139B1 (en) | Subsea intervention system | |
KR20150082310A (ko) | 3개의 제어 포드를 구비한 분출 방지기 시스템 | |
KR102471843B1 (ko) | 파열 방지기 제어를 위한 안정 무결성 기준(sil) 등급 시스템 | |
NO20120417A1 (no) | Undersjoisk styresystem med utskiftbar mandrel | |
NO20140447A1 (no) | Styrestytemer og metoder for undervannsaktiviteter. | |
US10605048B2 (en) | Riser pressure relief apparatus | |
KR102455750B1 (ko) | 분출 방지기 제어를 위한 sil 등급 시스템 | |
Strand et al. | Risk control in the well drilling phase: BOP system reliability assessment | |
Shanks et al. | Enhanced subsea safety critical systems | |
NO347445B1 (en) | Workover Safety System | |
Shanks et al. | New Generation Control System for 20 KSI Subsea BOP | |
Theobeld | Subsea High Integrity Pressure Protection Systems for high pressure oil and gas developments | |
GB2545197A (en) | Workover safety system | |
Hall et al. | Subsea and Process Controls for the Cadlao Floating Production System | |
CN113031567A (zh) | 一种用于测试流程的电液紧急关断系统及控制方法 | |
AU2011250707A1 (en) | Blowout preventor actuation tool | |
CA2758181A1 (en) | Blowout preventor actuation tool |
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 |