RU2101460C1 - Method and device for connecting blowout preventing unit having underwater testing christmas tree with drilling tool space - Google Patents

Method and device for connecting blowout preventing unit having underwater testing christmas tree with drilling tool space Download PDF

Info

Publication number
RU2101460C1
RU2101460C1 RU94014612A RU94014612A RU2101460C1 RU 2101460 C1 RU2101460 C1 RU 2101460C1 RU 94014612 A RU94014612 A RU 94014612A RU 94014612 A RU94014612 A RU 94014612A RU 2101460 C1 RU2101460 C1 RU 2101460C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
pressure
valve
ejection
dies
drilling tool
Prior art date
Application number
RU94014612A
Other languages
Russian (ru)
Other versions
RU94014612A (en
Inventor
Форбес Коуттс Грэм
Чарлз Эдвардз Джефри
Original Assignee
Экспро Норт Си Лимитед
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Экспро Норт Си Лимитед filed Critical Экспро Норт Си Лимитед
Publication of RU94014612A publication Critical patent/RU94014612A/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2101460C1 publication Critical patent/RU2101460C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • 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

Abstract

FIELD: oil and gas production industry. SUBSTANCE: according to method, closed are at least two sets of blowout preventer slips. Pressure-sensitive valve built in drilling tool is located between two aforesaid sets of closed slips. To open pressure-sensitive valve, pressure is increased in inner chamber of blowout preventer between sets of closed slips. This ensures connection of media between inner space of blowout preventer and inner space of drilling tool. Device for realization of this method is brought forth in description of invention. EFFECT: high efficiency. 18 cl, 4 dwg

Description

Изобретение относится к добыче нефти и газа, а более точно к способу и устройству для обобщения блока предохранителя выброса, содержащего подводную испытательную фонтанную арматуру, с полостью бурового инструмента. Устройство выполнено с возможностью размещения в колонне бурового инструмента. Данные способ и устройство применяются для заглушения нестабильной скважины после срабатывания предохранителя выброса, при котором колонна для спуска обсадной колонны над фонтанной арматурой срезается и находящиеся под поверхностью моря клапаны фонтанной арматуры разведочной скважины закрываются, закупоривая колонну. The invention relates to the production of oil and gas, and more specifically to a method and apparatus for generalizing an ejection fuse block containing an underwater test fountain arm with a drilling tool cavity. The device is arranged to be placed in the column of a drilling tool. These method and device are used to silence an unstable well after an ejection fuse is triggered, in which the casing string for lowering the casing string is cut off and the valves of the exploratory well fountain valves located under the sea surface are closed, clogging the column.

При разведочных буровых работах и т.п. которые проводятся с надводного или полупогруженного судна, управление скважиной осуществляют с помощью блока предохранителя выброса, который устанавливают на дне моря в устье скважины, и устройства для сообщения блока предохранителя выброса, содержащего подводную испытательную фонтанную арматуру, с полостью бурового инструмента (см. например, патент США N 4116272). Такие блоки предохранители выброса обычно содержат трубчатый центральный корпус, на котором установлено множество комплектов гидравлических плашек, например четыре, на которых установлены различные уплотняющие и режущие инструменты. Плашки разнесены в осевом направлении вдоль корпуса. Нижние или трубные плашки снабжены полукруглыми уплотняющими торцами так, что, когда эти плашки приводятся в действие, эти полукруглые торцы совмещаются с внешней поверхностью бурового инструмента. Плашки верхнего комплекта, известные как срезающие плашки, оснащены режущими поверхностями, которые могут прорезать буровой инструмент или закрыть отверстие в нем и изолировать находящуюся под давлением среду в пласте от стояка и верхней части бурового инструмента. During exploratory drilling operations, etc. which are carried out from a surface or semi-submerged vessel, the well is controlled by an ejection fuse block, which is installed on the seabed at the wellhead, and a device for communicating an ejection fuse block containing an underwater test fountain with a drilling tool cavity (see, for example, patent U.S. N 4116272). Such ejection fuse blocks typically comprise a tubular central housing on which a plurality of sets of hydraulic dies are mounted, for example four, on which various sealing and cutting tools are mounted. The dies are axially spaced along the housing. The bottom or tube dies are provided with semicircular sealing faces so that when these dies are driven, these semicircular ends are aligned with the outer surface of the drilling tool. Dies of the upper kit, known as shear dies, are equipped with cutting surfaces that can cut through the drilling tool or close the hole in it and isolate the pressurized medium in the formation from the riser and the upper part of the drilling tool.

При испытаниях нефтяных или газовых скважин в дополнение к скважинной фонтанной арматуре, используется фонтанная арматура, расположенная над устьем скважины блоком предохранителя выброса, расположенным на установочной колонне. When testing oil or gas wells, in addition to downhole fountain fittings, fountain fittings located above the wellhead with an ejection fuse block located on the installation string are used.

Одним из инструментов, используемых при испытаниях скважин, является предохранительный клапан, расположенный внутри блока предохранителя выброса. Во время операций по испытанию скважины необходимо регулировать давление как в обсадных трубах, так и в кольцевом пространстве, т.е. давление внутри колонны и давление между колонной и стояком, обсадной колонной и облицовкой скважины. Подводная испытательная фонтанная арматура, например, типа елки представляет собой первичную систему безопасности, регулирующую давление в обсадных трубах и обеспечивающую возможность быстро и безопасно отсоединить стояк от скважины при возникновении экстремальных ситуаций, например при плохой погоде или отказе позиционирующей системы судна. Это достигается, в частности, путем применения " безотказных клапанов" в "елке", которые, например, при нормальных рабочих условиях удерживаются открытыми под воздействием давления нагнетаемой жидкости. Если же давление резко падает, клапаны закрываются, изолируя испытательную колонну под фонтанной арматурой. После этого верхнюю часть "елки" можно отсоединить от нижней части, в которой установлены клапаны, и извлечь установочную колонну и другую фонтанную арматуру, установленную над "елкой". One of the tools used in well testing is a safety valve located inside the discharge fuse block. During well testing operations, it is necessary to adjust the pressure both in the casing and in the annular space, i.e. pressure inside the string and pressure between the string and riser, casing and liner. An underwater test fountain, for example, a Christmas tree type, is the primary safety system that regulates the pressure in the casing and provides the ability to quickly and safely disconnect the riser from the well in extreme situations, for example, in bad weather or a failure of the positioning system of the vessel. This is achieved, in particular, by the use of "fail-safe valves" in the "Christmas tree", which, for example, under normal operating conditions are kept open under the influence of the pressure of the pumped liquid. If the pressure drops sharply, the valves close, isolating the test string under the fountain fittings. After that, the upper part of the “Christmas tree” can be disconnected from the lower part in which the valves are installed, and the installation column and other fountain fittings installed above the “Christmas tree” can be removed.

В ситуациях, когда вероятен выброс, включаются срезающие плашки и заглушают колонну путем прорезания установочной колонны над "елкой", оставляя ее внутри блока предохранителя выброса. Трубные плашки при испытаниях скважины обычно установлены в выдвинутое положение, также образуя уплотнение вокруг внешней поверхности колонны. Для того, чтобы привести скважину вновь в безопасное состояние и обеспечить извлечение скважинного тестового оборудования, необходимо заглушить нестабильную скважину так, чтобы не допустить возникновения нерегулируемого потока среды при открывании блока предохранителя выброса. Это достигается путем снижения давления, чего можно добиться путем закачивания в колонну такой среды, как бариевая буровая грязь, рассол или морская вода. In situations where an ejection is likely, cutting dies are turned on and the column is drowned out by cutting the installation column above the Christmas tree, leaving it inside the ejection fuse block. During well testing, pipe dies are usually installed in the extended position, also forming a seal around the outer surface of the string. In order to bring the well back to a safe state and ensure the extraction of the downhole test equipment, it is necessary to shut off the unstable well so as to prevent an uncontrolled flow of the medium when opening the ejection fuse block. This is achieved by reducing the pressure, which can be achieved by pumping a medium such as barium drilling mud, brine or sea water into the column.

Техническим результатом изобретения является создание способа и устройства для сообщения блока предохранителя выброса, содержащего подводную испытательную фонтанную арматуру, с полостью бурового инструмента, обеспечивающих заглушение нестабильной скважины после срабатывания блока предохранителя выброса. The technical result of the invention is the creation of a method and device for communicating an ejection fuse block containing an underwater test fountain arm with a cavity of a drilling tool that silences an unstable well after an ejection fuse block is triggered.

Этот технический результат достигается тем, что в способе сообщения блока предохранителя выброса, содержащего подводную испытательную фонтанную арматуру, с полостью бурового инструмента, включающем закрытие по меньшей мере двух комплектов плашек предохранителя выброса, согласно изобретению устанавливают чувствительный к давлению клапан в буровой инструмент между двумя комплектами закрытых плашек и повышают давление во внутренней камере предохранителя выброса между комплектами закрытых плашек для открытия чувствительного к давлению клапана, обеспечивающего сообщение сред между внутренней полостью предохранителя выброса и внутренней полостью бурового инструмента. This technical result is achieved by the fact that in the method of communicating an ejection fuse block comprising an underwater test fountain arm with a drilling tool cavity comprising closing at least two sets of ejection safety dies, according to the invention, a pressure-sensitive valve is installed in the drilling tool between two sets of closed dies and increase the pressure in the inner chamber of the ejection safety device between sets of closed dies to open pressure-sensitive iju valve providing communication media between the inner cavity and fuse release internal cavity of the drill tool.

Целесообразно через открытый чувствительный к давлению клапан закачивать бариевый буровой раствор, рассол или морскую воду в буровой инструмент для глушения скважины, из которой вероятен выброс, и обеспечения возможности открытия предохранителя выброса и извлечения скважинного оборудования, находящегося ниже предохранителя выброса. It is advisable to inject barium drilling fluid, brine or sea water through an open pressure-sensitive valve into the drilling tool to kill the well from which it is likely to be ejected and to enable the opening of the ejection fuse and extraction of downhole equipment below the ejection fuse.

Предпочтительно после заглушения скважины открывать плашки предохранителя выброса, опускать ловильный инструмент в предохранитель выброса для взаимодействия с участком увеличенного поперечного сечения, выполненным на колонне бурового инструмента над подводной испытательной фонтанной арматурой, захватывать последний и извлекать. It is preferable, after plugging the well, to open the ejection fuse dies, lower the fishing tool into the ejection fuse to interact with the section of enlarged cross-section made on the drill string above the underwater test fountain, grab the latter and remove it.

Предпочтительно также повышать давление во внутренней камере предохранителя выброса между двумя комплектами закрытых плашек путем закачивания среды с поверхности через подающий трубопровод до создания разности давлений в упомянутой камере и во внутренней полости бурового инструмента, превышающей заранее определенный уровень, достаточный для открытия чувствительного к давлению клапана. It is also preferable to increase the pressure in the inner chamber of the ejection safety device between two sets of closed dies by pumping the medium from the surface through the supply pipe to create a pressure difference in the said chamber and in the internal cavity of the drilling tool, exceeding a predetermined level sufficient to open the pressure-sensitive valve.

В качестве чувствительного к давлению клапана используют клапан, имеющий клапанный элемент в виде кольцевой втулки, которую удерживают в камере низкого давления корпуса клапана воздействием давления на первую торцевую поверхность втулки для удержания клапана открытым, а в камере низкого давления поддерживают атмосферного давление. As a pressure sensitive valve, a valve is used that has a valve element in the form of an annular sleeve that is held in the low pressure chamber of the valve body by applying pressure to the first end surface of the sleeve to keep the valve open, and atmospheric pressure is maintained in the low pressure chamber.

Указанный технический результат достигается и тем, что в устройстве для сообщения блока предохранителя выброса, содержащего подводную испытательную фонтанную арматуру, с полостью бурового инструмента, выполненным с возможностью размещения в колонне бурового инструмента, согласно изобретению имеется чувствительный к давлению клапан, выполненный в виде втулки, являющейся его корпусом и определяющей внутренний клапан, и клапанного элемента, открывающегося под действием заранее выбранной разности давлений по обе стороны от него для обеспечения сообщения сред между внешним пространством втулки и внутренним его каналом. The specified technical result is also achieved by the fact that in the device for communicating an ejection safety block containing an underwater test fountain arm with a drilling tool cavity configured to be placed in a drill string, according to the invention, there is a pressure-sensitive valve made in the form of a sleeve, which is its body and defining an internal valve, and a valve element that opens under the action of a pre-selected pressure difference on both sides of it for both sintering communication media between the outer space of the sleeve and its internal channel.

Целесообразно чтобы чувствительный к давлению клапан содержал замок для удержания в корпусе в закрытом положении клапанного элемента, выполненный с возможностью предотвращения перемещения упомянутого клапанного элемента до приложения к нему заранее определенной разности давлений. Этот замок предпочтительно выполнить в форме срезного штифта, установленного между корпусом клапана и клапанным элементом в закрытом положении, а клапанный элемент в форме кольцевой втулки, установленной с возможностью осевого перемещения в корпусе клапана. It is advisable that the pressure-sensitive valve comprise a lock for holding the valve element in the housing in the closed position, configured to prevent the said valve element from moving until a predetermined pressure difference is applied to it. This lock is preferably made in the form of a shear pin mounted between the valve body and the valve element in the closed position, and the valve element in the form of an annular sleeve mounted with axial movement in the valve body.

Целесообразно, чтобы кольцевая втулка имела первую торцевую поверхность для воздействия давлением из внутренней камеры предохранителя выброса и внешнего пространства относительно колонны бурового инструмента и обтекании этой торцевой поверхности средой при открытии клапана. Предпочтительно корпус клапана содержит камеру низкого давления для приема кольцевой втулки при открытии клапана и воздействии приложенного давления на первую торцевую ее поверхность для удержания клапана в открытом состоянии. Камера низкого давления содержит воздух при атмосферном давлении. It is advisable that the annular sleeve has a first end surface for applying pressure from the inner chamber of the ejection safety device and the external space relative to the drill string and the medium flows around this end surface when the valve is opened. Preferably, the valve body comprises a low pressure chamber for receiving the annular sleeve when the valve is opened and the applied pressure is applied to its first end surface to keep the valve open. The low pressure chamber contains air at atmospheric pressure.

Устройство расположено выше подводной испытательной фонтанной арматуры с возможностью сообщения внутреннего канала с внутренним каналом подводной испытательной арматуры. The device is located above the underwater test fountain with the possibility of communication of the internal channel with the internal channel of the underwater test fittings.

Предпочтительно, чтобы оно содержало участок увеличенного поперечного сечения, выполненный с возможностью разъема и взаимодействия с ловильным инструментом. Preferably, it contains a section of an enlarged cross-section, made with the possibility of connection and interaction with the fishing tool.

Чувствительный к давлению клапан и участок увеличенного поперечного сечения образованы отдельной втулкой, установленной в колонне бурового инструмента выше подводной испытательной фонтанной арматуры. Чувствительный к давлению клапан и испытательная фонтанная арматура образуют часть колонны бурового инструмента и размещены в предохранителе выброса, при этом предохранитель выброса содержит стенку, определяющую внутренний канал для приема упомянутой колонны, по меньшей мере два комплекта плашек и подающий трубопровод, в стенке имеется клапан для обеспечения сообщения сред между внешним пространством относительно стенки и внутренним каналом между двумя комплектами плашек предохранителя выброса и повышения давления в упомянутом внутреннем канале при закачивании среды через подающий трубопровод с поверхности. The pressure-sensitive valve and the enlarged cross-sectional area are formed by a separate sleeve installed in the drill string above the underwater test fountain. The pressure-sensitive valve and test fountain fittings form part of the drill string and are located in the ejection fuse, while the ejection fuse contains a wall defining an internal channel for receiving said column, at least two sets of dies and a supply pipe, there is a valve in the wall to provide media communication between the external space relative to the wall and the internal channel between two sets of ejection and pressure relief dies in the above channel friction when pumping fluid through the feed conduit from the surface.

Целесообразно, чтобы подводная испытательная фонтанная арматура содержала клапаны, выполненные с возможностью открытия под воздействием заранее выбранного давления в обсадной колонне, приложенного выше этих клапанов, при этом чувствительный к давлению клапан был выполнен с возможностью обеспечения в открытом положении повышения давления в колонне между верхним комплектом плашек предохранителя выброса и безотказными клапанами испытательной фонтанной арматуры для открывания упомянутых клапанов и обеспечения возможности закачивания среды в колонну бурового инструмента под подводной испытательной фонтанной арматурой. Чувствительный к давлению клапан и подводная испытательная фонтанная арматура имеют размеры, обеспечивающие их размещение между двумя комплектами плашек предохранителя выброса, для обеспечения возможности приведения в действие упомянутых плашек при герметизации скважины. It is advisable that the underwater test fountain fittings contain valves configured to open under the influence of a predetermined pressure in the casing string applied above these valves, while the pressure-sensitive valve is configured to provide in the open position a pressure increase in the string between the upper set of dies an ejection fuse and fail-safe valves of the test fountain valve to open said valves and to allow pumped I environment in the drilling tool string under test submarine christmas tree. The pressure-sensitive valve and the underwater test fountain fittings are sized to allow them to be placed between two sets of ejection fuse dies to enable the said dies to be actuated when sealing the well.

На фиг. 1 и 2 изображены схематические виды в разрезе противовыбросового оборудования скважины; на фиг. 3 и 4 увеличенные схематические виды в разрезе устройства для сообщения блока предохранителя выброса с полостью бурового инструмента согласно изобретению. In FIG. 1 and 2 are schematic cross-sectional views of well blowout equipment; in FIG. 3 and 4 are enlarged schematic sectional views of a device for communicating an ejection fuse block with a cavity of a drilling tool according to the invention.

На фиг. 1 и 2 схематически показано устройство, устанавливаемое на устье скважины при ее испытаниях. Стояк 1 опущен с бурового судна или платформы (на фигуре не показаны) и соединен с верхним концом блока 2 предохранителя выброса, установленного в устье 3 скважины. Блок 2 предохранителя выброса содержит трубчатый корпус 4, на котором установлены четыре комплекта гидравлических плашек 5, 6, 7, 8. В данном примере нижний комплект плашек 7, 8 выполнен в форме трубных плашек с полукруглыми уплотняющими торцами, при этом плашки обычно выдвинуты, как показано для взаимодействия с колонной 9 бурового инструмента при испытаниях скважины. Верхний комплект плашек 5 выполнен в форме срезающих плашек, которые могут быть приведены в действие для разрезания колонны 9 при необходимости, как показано на фиг. 2. In FIG. 1 and 2 schematically shows a device installed on the wellhead during its testing. The riser 1 is lowered from the drilling vessel or platform (not shown in the figure) and connected to the upper end of the ejection fuse block 2 installed at the wellhead 3. The ejection fuse block 2 contains a tubular body 4 on which four sets of hydraulic dies 5, 6, 7, 8 are installed. In this example, the lower set of dies 7, 8 is made in the form of tube dies with semicircular sealing ends, while the dies are usually extended as shown for interaction with the drill string 9 during well testing. The upper set of dies 5 is made in the form of shear dies, which can be actuated to cut the column 9 if necessary, as shown in FIG. 2.

На колонне 9 бурового инструмента внутри стояка 1 и блока 2 предохранителя выброса смонтирована фонтанная арматура, содержащая предохранительный клапан 10 лубрикатора, предохранительный клапан 11 пробки и подводную испытательную фонтанную арматуру 12, включая устройство 13 для сообщения блока 2 предохранителя выброса с полостью бурового инструмента, описанное ниже. Подвесной узел 14 посажен на устье 3 скважины на кожухе 15 и от этого подвесного угла 14 опускается испытательная колонна 16. On the column 9 of the drilling tool inside the riser 1 and block 2 of the discharge fuse mounted fountain valves containing a safety valve 10 lubricator safety valve 11 plugs and underwater test fountain fittings 12, including a device 13 for communicating block 2 of the discharge fuse with a cavity of the drilling tool, described below . The suspension unit 14 is planted at the wellhead 3 on the casing 15, and from this suspension angle 14, the test string 16 is lowered.

Испытательная фонтанная арматура 12 содержит безоткатные клапаны (на фигурене показаны), которые могут удерживаться в открытом положении гидравлическим давлением. Если подача гидравлического давления прекратится, клапаны закрываются, изолируя испытательную колонну 16 под испытательной фонтанной арматурой 12. Эти клапаны можно открыть вновь давлением среды в колонне над фонтанной арматурой 12, что дает возможность открыть эти клапаны при обрыве трубопроводов, подающих гидравлическое давление. Подводная испытательная фонтанная арматура типа "елка" SAFE выпускается фирмой "Экспро (Норт си) Лтд. ", Абердин, Шотландия, Соединенное Королевство. Верхняя часть елки может также механически или гидравлически отсоединяться от нижней части, в которой расположены клапаны для обеспечения возможности быстрого и безопасного извлечения колонны 9 бурового инструмента, например в случае плохой погоды. The test fountain armature 12 contains recoilless valves (shown in the figure) that can be held open by hydraulic pressure. If the flow of hydraulic pressure stops, the valves are closed, isolating the test string 16 under the test fountain fittings 12. These valves can be opened again by the pressure of the medium in the column above the fountain fittings 12, which makes it possible to open these valves when the pipelines supplying hydraulic pressure break. SAFE Christmas tree-like underwater fountain fixtures are manufactured by Expro (North Sea) Ltd., Aberdeen, Scotland, United Kingdom. The upper part of the tree can also be mechanically or hydraulically disconnected from the lower part, in which the valves are located to allow quick and safe removal of the drill string 9, for example in case of bad weather.

В ситуациях, когда возникает вероятность выброса, приводятся в действие срезающие плашки 5 предохранительного блока 2 для прорезания колонны 9 бурового инструмента над подводной испытательной фонтанной арматурой 12 и устройством 13 для сообщения блока предохранителя выброса с полостью бурового инструмента и скважина заглушается. Когда фонтанная арматура 12, снабженная безотказными клапанами, как описано выше, располагается внутри блока 2 предохранителя выброса, срезающие плашки 5 также прорезают трубопроводы подачи гидравлического давления, которое в обычных обстоятельствах удерживает клапаны открытыми. Таким образом, клапаны закрываются, если они не были закрыты ранее. In situations where there is a probability of an ejection, cutting dies 5 of the safety block 2 are actuated to cut the drill tool string 9 above the underwater test fountain 12 and the device 13 for communicating the ejection safety block with the cavity of the drilling tool and the well is shut off. When fountain fittings 12, equipped with fail-safe valves, as described above, are located inside the ejection fuse block 2, shear dies 5 also cut through the hydraulic pressure supply pipes, which in normal circumstances keeps the valves open. In this way, the valves close if they have not been closed before.

Для заглушения нестабильной скважины, для того чтобы получить возможность открыть предохранительный блок 2 и извлечь из испытательной колонны 16 скважинное оборудование, в первую очередь необходимо снизить давление в испытательной колонне 16 и в устье 3 скважины так, чтобы среда не истекала вверх из скважины и через колонну 16 когда будет открыт предохранительный блок. Это обычно достигается путем закачивания в колонну 16 материала с относительно высокой плотностью, такого как бариевая буровая грязь, рассол или морская вода. To shut off an unstable well, in order to be able to open the safety block 2 and remove downhole equipment from the test string 16, it is first necessary to reduce the pressure in the test string 16 and in the wellhead 3 so that the medium does not flow up from the well and through the string 16 when the safety block is opened. This is usually accomplished by pumping relatively high density material, such as barium drilling mud, brine or seawater, into the column 16.

В изобретении это достигается с помощью устройства 13 для сообщения блока предохранителя выброса с полостью бурового инструмента, более подробно показанного на фиг. 3 и 4. In the invention, this is achieved by means of a device 13 for communicating an ejection fuse block with a cavity of a drilling tool, shown in more detail in FIG. 3 and 4.

Устройство 13 имеет чувствительный к давлению клапан, выполненный в виде втулки 17, являющейся его корпусом и определяющей внутренний канал 18, и клапанного элемента, открывающегося под воздействием заранее выбранной разности давлений по обе стороны от него для обеспечения сообщения сред между внешним пространством втулки 17 и внутренним его каналом 18. Клапанный элемент выполнен в виде кольцевой втулки 19, установленной с возможностью осевого перемещения в корпусе клапана. The device 13 has a pressure-sensitive valve, made in the form of a sleeve 17, which is its body and defines the internal channel 18, and a valve element that opens under the influence of a pre-selected pressure difference on both sides of it to ensure media communication between the external space of the sleeve 17 and the internal its channel 18. The valve element is made in the form of an annular sleeve 19, mounted with the possibility of axial movement in the valve body.

Втулка 17 образует часть колонны 9 и расположена над основным корпусом подводной испытательной фонтанной арматуры 12 и при работе устанавливается непосредственно под срезающими плашками 5 блока 2 предохранителя выброса. The sleeve 17 forms part of the column 9 and is located above the main body of the underwater test fountain 12 and during operation is installed directly under the cutting dies 5 of the block 2 of the ejection fuse.

Внутренний канал 18 имеет диаметр, равный внутреннему диаметру испытательной колонны 16, и торцы втулки 17 снабжены обычными соединительными средствами (на фигуре не показаны) для соединения втулки 17 с колонной 9 бурового инструмента. The inner channel 18 has a diameter equal to the inner diameter of the test string 16, and the ends of the sleeve 17 are provided with conventional connecting means (not shown) for connecting the sleeve 17 with the column 9 of the drilling tool.

Втулка 17 содержит три основных детали: верхнюю часть, в виде верхнего переводника 20, нижнюю часть, в виде нижнего переводника 21, кольцевую втулку 22. Следует отметить, что термины "верхний" и "нижний" используются для облегчения понимания чертежа, однако описываемое устройство одинаково эффективно работает и в противоположной ориентации. Верхний переводник 20 имеет верхнюю часть 23 и нижнюю часть 24 увеличенного поперечного сечения. Как будет описано, выступ 25 между частями 23 и 24 может использоваться для позиционирования ловильного инструмента овершота, тогда как нижний выступ 26 части 24 являются поверхностью, взаимодействующей с ловильным инструментом. The sleeve 17 contains three main parts: the upper part, in the form of an upper sub 20, the lower part, in the form of a lower sub 21, an annular sleeve 22. It should be noted that the terms “upper” and “lower” are used to facilitate understanding of the drawing, however, the described device works equally effectively in the opposite orientation. The upper sub 20 has an upper portion 23 and a lower portion 24 of an enlarged cross section. As will be described, the protrusion 25 between parts 23 and 24 can be used to position the overshot fishing tool, while the lower protrusion 26 of part 24 is the surface that interacts with the fishing tool.

Переводники 20 и 21 соединены посредством резьб 27, выполненных на внутренней поверхности нижней части 24 верхнего переводника 20 и на внешней поверхности верхнего конца нижнего переводника 21. The sub 20 and 21 are connected by means of threads 27 made on the inner surface of the lower part 24 of the upper sub 20 and on the outer surface of the upper end of the lower sub 21.

Между переводниками 20 и 21 расположена кольцевая втулка 22, определяющая внутренний канал 18. Верхний конец 28 втулки 22 установлен в кольцевой канавке 29, выполненной в верхнем переводнике 20, а нижний конец 30 упирается в торцовую поверхность 31 нижнего переводника 21. Нижний конец 30 втулки 22 выполнен корончатым, т.е. снабжен четырьмя равноразнесенными канавками (развернутыми на 90oC) по его окружности, которые определяют четыре канала 32, 33, 34 (показаны только три) между внутренним каналом 18 и кольцевой камерой 35, образованной между втулкой 22 и переводниками 20 и 21. Еще четыре канала 36, 37 (показаны только два) выполнены в стенке нижней части 24 верхнего переводника 20, которые вместе с каналами 32, 34 образуют циркуляционные каналы, в нормальном положении закрытые клапанным элементом, выполненным в форме кольцевой втулки 38, расположенной в камере 35. На фиг. 3 показана кольцевая втулка 38, установленная так, чтобы закрывать циркуляционные каналы, а на фиг. 4 втулка 38 показана в поднятом состоянии так, что циркуляционные каналы открыты.Between the sub 20 and 21 there is an annular sleeve 22 defining the inner channel 18. The upper end 28 of the sleeve 22 is mounted in an annular groove 29 made in the upper sub 20, and the lower end 30 abuts against the end surface 31 of the lower sub 21. The lower end 30 of the sleeve 22 made by crown, i.e. equipped with four equally spaced grooves (rotated 90 ° C) around its circumference, which define four channels 32, 33, 34 (only three are shown) between the internal channel 18 and the annular chamber 35 formed between the sleeve 22 and the sub 20 and 21. Four more channels 36, 37 (only two are shown) are made in the wall of the lower part 24 of the upper sub 20, which together with the channels 32, 34 form circulation channels, normally closed by a valve element, made in the form of an annular sleeve 38 located in the chamber 35. On FIG. 3 shows an annular sleeve 38 mounted so as to close the circulation channels, and in FIG. 4, sleeve 38 is shown in a raised state such that the circulation channels are open.

Втулка 38 подвижна установке в кольцевой камере 35, в которой имеется верхний участок 23 с низким или атмосферным давлением воздуха и увеличенный нижний участок 40 между каналами 32, 34, 36, 37. Эта циркуляционная втулка 38 обычно расположена верхней частью 41 в нижней части верхнего участка 39 камеры 35, а нижним концом 42 упирается в основание 43 нижнего участка 40 камеры 35. На нижнем конце втулки 38 выполнен буртик 44, который уплотняет камеру, прижимаясь к внутренней стороне стенки камеры 35. The sleeve 38 is movable in an installation in an annular chamber 35 in which there is an upper portion 23 with low or atmospheric air pressure and an enlarged lower portion 40 between the channels 32, 34, 36, 37. This circulation sleeve 38 is usually located at the bottom 41 of the upper portion 39 of the chamber 35, and the lower end 42 abuts against the base 43 of the lower portion 40 of the chamber 35. A collar 44 is made at the lower end of the sleeve 38, which seals the chamber, pressing against the inner side of the wall of the chamber 35.

Чувствительный к давлению клапан содержит замок для удержания в корпусе в закрытом положении клапанного элемента, выполненный с возможностью предотвращения перемещения клапанного элемента до приложения к нему заранее определенной разности давлений. Этот замок выполнен в форме срезного штифта 45 в верхнем переводнике 20, 45, который проходит в паз 46 во внешней стенке втулки 38. Втулка 38 удерживается в закрытом положении, кроме того давлением в трубах изнутри колонны, приложенным к площади А1. На сдвиг втулки 38 для открытия циркуляционных каналов действует давление в кольцевом пространстве между внутренней полостью блока 2 предохранителя выброса и колонной 9, которое приложено к площади А2, в нестабильной скважине давление в кольцевом пространстве обычно значительно ниже давления в трубах. Следует отметить, что площадь А2 значительно больше площади А1 так, что "направленное вверх" усилие давления, воздействующего на площадь А2 будет больше, чем "направленное вниз " усилие давления, воздействующего на площадь А1, когда давление в кольцевом пространстве будет значительно меньше чем давление в трубах.The pressure sensitive valve comprises a lock for holding the valve element in the housing in the closed position, configured to prevent the valve element from moving until a predetermined pressure difference is applied to it. This lock is made in the form of a shear pin 45 in the upper sub 20, 45, which extends into a groove 46 in the outer wall of the sleeve 38. The sleeve 38 is held in a closed position, in addition to the pressure in the pipes from the inside of the column, applied to area A 1 . The shear of the sleeve 38 to open the circulation channels is affected by the pressure in the annular space between the internal cavity of the ejection fuse block 2 and the column 9, which is applied to area A 2 , in an unstable well the pressure in the annular space is usually much lower than the pressure in the pipes. It should be noted that the area A 2 is much larger than the area A 1 so that the “upward” pressure force acting on the area A 2 will be greater than the “downward” pressure force acting on the area A 1 when the pressure in the annular space is significantly less than the pressure in the pipes.

В предпочтительном варианте воплощения втулка 17 выполнена из металла К-400 Мопеl (товарный знак), а три кольцевых уплотнения 47, размещенные на втулке 17, выполнены из эластомера, предпочтительно Viton (товарный знак), а срезаемый штифт 45 выполнен из алюминиевой бронзы. In a preferred embodiment, the sleeve 17 is made of Mopel K-400 metal (trademark), and the three O-rings 47 located on the sleeve 17 are made of elastomer, preferably Viton (trademark), and the pin pin 45 is made of aluminum bronze.

Для того, чтобы разместить подводную испытательную фонтанную арматуру 12 и втулку 17 в блоке 2 предохранителя выброса под срезающими плашками 5, втулка 17 имеет минимальную длину, предпочтительно около 304,8 мм и обычно имеет внутренний диаметр 76,2 мм и внешний диаметр 203,2 мм. In order to accommodate the underwater test fountain 12 and the sleeve 17 in the ejection fuse block 2 under the cutting dies 5, the sleeve 17 has a minimum length, preferably about 304.8 mm, and usually has an inner diameter of 76.2 mm and an outer diameter of 203.2 mm

Способ сообщения блока 2 предохранителя выброса с полостью бурового инструмента осуществляется следующим образом. The method of communication unit 2 of the ejection fuse with the cavity of the drilling tool is as follows.

Втулка 17 используется после приведения в действие срезающих плашек 5 блока 2 предохранителя выброса, которые срезают колонну 9 бурового инструмента, как показано на фиг. 2. Втулка 38 обеспечивает сообщение сред между внутренней камерой 38 предохранителя выброса между срезающими плашками 5 и нижним комплектом плашек 7, 8 и внутренней полостью колонны 9 бурового инструмента, что позволяет операторам заглушить скважину. Это достигается путем повышения давления во внутренний конец 48 с помощью закачивания среды с поверхности через подающий трубопровод 49 и клапан 50 в корпус 4 блока 2 предохранителя выброса. После того, как давление в этой камере 48 достигает заранее определенного уровня, усиление давления в кольцевом пространстве, приложенное к площади А2 станет достаточным, чтобы преодолеть усилие давления в трубах, приложенное к площади А1, и срезать штифт 45, чтобы сдвинуть циркуляционную втулку 38 в верхний участок 39 камеры 35 и открыть циркуляционные каналы. Давление в камере 48, а теперь и в колонне 9 бурового инструмента над испытательной фонтанной арматурой 12, используется для открывания закрытых шаровых клапанов в испытательной фонтанной арматуре 12. После этого через циркуляционные каналы втулки 17 в колонну 9 и, через испытательную фонтанную арматуру 12 можно закачивать среду, такую как бариевая грязь, рассол или морская вода, пока давление в трубах в устье 3 скважины не упадет до уровня (обычно нулевого), позволяющего открыть блок 2 предохранителя выброса, отведя плашки 5, 7 и 8. После этого можно извлечь втулку 17, испытательную фонтанную арматуру 12, подвесной угол 14 и испытательную колонну 16, на которой установлено скважинное испытательное оборудование. Это осуществляется с помощью ловильного инструмента оверхота, который при опускании, позиционируется на участке втулки 17, имеющим увеличенное поперечное сечение на выступе 25 и зацепляется вокруг этого участка на нижнем выступе 26.The sleeve 17 is used after actuating the shear dies 5 of the ejection fuse block 2, which shear the drill string 9, as shown in FIG. 2. The sleeve 38 provides a communication medium between the inner chamber 38 of the ejection safety device between the cutting dies 5 and the lower set of dies 7, 8 and the inner cavity of the column 9 of the drilling tool, which allows operators to plug the well. This is achieved by increasing the pressure to the inner end 48 by pumping the medium from the surface through the supply pipe 49 and the valve 50 into the housing 4 of the block 2 of the ejection fuse. After the pressure in this chamber 48 reaches a predetermined level, the pressure amplification in the annular space applied to the area A 2 will become sufficient to overcome the pressure exerted in the pipes applied to the area A 1 and cut off the pin 45 to move the circulation sleeve 38 to the upper section 39 of the chamber 35 and open the circulation channels. The pressure in the chamber 48, and now in the column 9 of the drilling tool above the test fountain 12, is used to open the closed ball valves in the test fountain 12. After that, through the circulation channels of the sleeve 17 into the column 9 and, through the test fountain 12 can be pumped medium, such as barium mud, brine or seawater, until the pressure in the pipes at the wellhead 3 drops to a level (usually zero) that allows opening the ejection fuse block 2 by releasing the dies 5, 7 and 8. After that, you can remove sleeve 17, test christmas tree 12, outboard corner 14 and test string 16, on which are mounted the downhole test equipment. This is carried out using an overshot fishing tool, which, when lowered, is positioned on a portion of the sleeve 17 having an enlarged cross section on the protrusion 25 and engages around this portion on the lower protrusion 26.

Таким образом, очевидно, что описанное устройство для сообщения блока предохранителя выброса с полостью бурового инструмента в сочетании с другими устройствами, представляет собой средство для быстрого заглушения скважины после срабатывания предохранителя и позволяет извлекать оборудование из скважины. Thus, it is obvious that the described device for communicating an ejection fuse block with a cavity of a drilling tool in combination with other devices is a means for quickly plugging a well after a fuse is triggered and allows equipment to be removed from the well.

Claims (18)

1. Способ сообщения блока предохранителя выброса, содержащего подводную испытательную фонтанную арматуру, с полостью бурового инструмента, включающий закрытие по меньшей мере двух комплектов плашек предохранителя выброса, отличающийся тем, что устанавливают чувствительный к давлению клапан в буровой инструмент между двумя комплектами закрытых плашек и повышают давление во внутренней камере предохранителя выброса между комплектами закрытых плашек для открытия чувствительного к давлению клапана, обеспечивающего сообщение сред между внутренней полостью предохранителя выброса и внутренней полостью бурового инструмента. 1. A method for communicating an ejection safety block containing an underwater test fountain arm with a drilling tool cavity, comprising closing at least two sets of ejection safety dies, characterized in that a pressure-sensitive valve is installed in the drilling tool between two sets of closed dies and pressurized in the inner chamber of the ejection fuse between sets of closed dies to open a pressure-sensitive valve that provides media communication between the internal cavity of the ejection fuse and the internal cavity of the drilling tool. 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что через открытый чувствительный к давлению клапан закачивают бариевый буровой раствор, рассол или морскую воду в буровой инструмент для глушения скважины, из которой вероятен выброс, и обеспечения возможности открытия предохранителя выброса и извлечения скважинного оборудования, находящегося ниже предохранителя выброса. 2. The method according to claim 1, characterized in that barium drilling fluid, brine or seawater are pumped through an open pressure-sensitive valve into the drilling tool to kill the well from which a spill is likely, and to enable the opening of the ejection protector and extraction of downhole equipment, below the ejection fuse. 3. Способ по п.2, отличающийся тем, что после заглушения скважины открывают плашки предохранителя выброса, опускают ловильный инструмент в предохранитель выброса для взаимодействия с участком увеличенного поперечного сечения, выполненным на колонне бурового инструмента над подводной испытательной фонтанной арматурой, захватывают последний и извлекают. 3. The method according to claim 2, characterized in that after plugging the well, the ejection fuse dies are opened, the fishing tool is lowered into the ejection fuse to interact with the section of increased cross-section made on the column of the drilling tool above the underwater test fountain, capture the latter and remove it. 4. Способ по любому из пп.1 3, отличающийся тем, что повышают давление во внутренней камере предохранителя выброса между двумя комплектами закрытых плашек путем закачивания среды с поверхности через подающий трубопровод до создания разности давлений в упомянутой камере и во внутренней полости бурового инструмента, превышающей заранее определенный уровень, достаточный для открытия чувствительного к давлению клапана. 4. The method according to any one of claims 1 to 3, characterized in that the pressure in the inner chamber of the ejection guard is increased between two sets of closed dies by pumping the medium from the surface through the supply pipe to create a pressure difference in the said chamber and in the internal cavity of the drilling tool exceeding a predetermined level sufficient to open a pressure sensitive valve. 5. Способ по любому из пп.1 4, отличающийся тем, что в качестве чувствительного к давлению клапана используют клапан, имеющий клапанный элемент в виде кольцевой втулки, которую удерживают в камере низкого давления корпуса клапана воздействием давления на первую торцевую поверхность втулки для удержания клапана открытым, а в камере низкого давления поддерживают атмосферное давление. 5. The method according to any one of claims 1 to 4, characterized in that, as a pressure-sensitive valve, a valve is used having a valve element in the form of an annular sleeve that is held in the low pressure chamber of the valve body by applying pressure to the first end surface of the sleeve to hold the valve open, and in the low-pressure chamber maintain atmospheric pressure. 6. Устройство для сообщения блока предохранителя выброса, содержащего подводную испытательную фонтанную арматуру, с помощью бурового инструмента, выполненное с возможностью размещения в колонне бурового инструмента, отличающееся тем, что оно имеет чувствительный к давлению клапан, выполненный в виде втулки, являющейся его корпусом и определяющей внутренний канал, и клапанного элемента, открывающегося под действием заранее выбранной разности давлений по обе стороны от него для обеспечения сообщения сред между внешним пространством втулки и внутренним его каналом. 6. A device for communicating an ejection fuse block containing an underwater test fountain with a drilling tool, configured to be placed in a drill string, characterized in that it has a pressure-sensitive valve made in the form of a sleeve that is its body and defines the internal channel, and the valve element, which opens under the action of a pre-selected pressure difference on both sides of it to ensure communication media between the external space w LCI and its inner channel. 7. Устройство по п.6, отличающееся тем, что чувствительный к давлению клапан содержит замок для удержания в корпусе в закрытом положении клапанного элемента, выполненный с возможностью предотвращения перемещения упомянутого клапанного элемента до приложения к нему заранее определенной разности давлений. 7. The device according to claim 6, characterized in that the pressure-sensitive valve comprises a lock for holding the valve element in the housing in the closed position, configured to prevent the said valve element from moving until a predetermined pressure difference is applied to it. 8. Устройство по п.7, отличающееся тем, что замок клапанного элемента выполнен в форме срезного штифта, установленного между корпусом клапана и клапанным элементом в закрытом его положении. 8. The device according to claim 7, characterized in that the valve element lock is made in the form of a shear pin mounted between the valve body and the valve element in its closed position. 9. Устройство по п.7 или 8, отличающееся тем, что клапанный элемент выполнен в форме кольцевой втулки, установленной с возможностью осевого перемещения в корпусе. 9. The device according to claim 7 or 8, characterized in that the valve element is made in the form of an annular sleeve mounted with the possibility of axial movement in the housing. 10. Устройство по п.9, отличающееся тем, что кольцевая втулка имеет первую торцевую поверхность для воздействия давлением из внутренней камеры предохранителя выброса и внешнего пространства относительно колонны бурового инструмента и обтекания этой торцевой поверхности средой при открытии клапана. 10. The device according to claim 9, characterized in that the annular sleeve has a first end surface for applying pressure from the inner chamber of the ejection safety device and the outer space relative to the drill string and the medium is flushed around this end surface when the valve is opened. 11. Устройство по п.9 или 10, отличающееся тем, что корпус клапана содержит камеру низкого давления для приема кольцевой втулки при открытии клапана и воздействии приложенного давления на первую торцевую ее поверхность для удержания клапана в открытом состоянии. 11. The device according to claim 9 or 10, characterized in that the valve body comprises a low-pressure chamber for receiving the annular sleeve when the valve is opened and the applied pressure on its first end surface to keep the valve open. 12. Устройство по п.11, отличающееся тем, что камера низкого давления содержит воздух при атмосферном давлении. 12. The device according to claim 11, characterized in that the low-pressure chamber contains air at atmospheric pressure. 13. Устройство по любому из пп. 6 12, отличающееся тем, что оно расположено выше подводной испытательной фонтанной арматуры с возможностью сообщения внутреннего канала с внутренним каналом подводной испытательной арматуры. 13. The device according to any one of paragraphs. 6 to 12, characterized in that it is located above the underwater test fountain with the possibility of communication of the internal channel with the internal channel of the underwater test fittings. 14. Устройство по любому из пп.6 13, отличающееся тем, что оно содержит участок увеличенного поперечного сечения, выполненный с возможностью разъема и взаимодействия с ловильным инструментом. 14. The device according to any one of paragraphs.6 to 13, characterized in that it contains a section of an enlarged cross-section made with the possibility of connector and interaction with the fishing tool. 15. Устройство по п.14, отличающееся тем, что чувствительный к давлению клапан и участок увеличенного поперечного сечения образованы отдельной втулкой, установленной в колонне бурового инструмента выше подводной испытательной фонтанной арматуры. 15. The device according to 14, characterized in that the pressure-sensitive valve and the section of increased cross-section are formed by a separate sleeve mounted in the column of the drilling tool above the underwater test fountain. 16. Устройство по любому из пп.6 15, отличающееся тем, что чувствительный к давлению клапан и испытательная фонтанная арматура образуют часть колонны бурового инструмента и размещены в предохранителе выброса, при этом предохранитель выброса содержит стенку, определяющую внутренний канал для приема упомянутой колонны, по меньшей мере два комплекта плашек и подающий трубопровод, в стенке имеется клапан для обеспечения сообщения сред между внешним пространством относительно стенки и внутренним каналом между двумя комплектами плашек предохранителя выброса и повышения давления в упомянутом внутреннем канале при закачивании среды через подающий трубопровод с поверхности. 16. The device according to any one of paragraphs.6 to 15, characterized in that the pressure-sensitive valve and test fountain fittings form part of the drill string and are placed in the ejection fuse, while the ejection fuse contains a wall defining an internal channel for receiving said column, at least two sets of dies and a supply pipe, there is a valve in the wall to ensure that the media communicate between the external space relative to the wall and the inner channel between the two sets of dies anitelya ejection and increasing the pressure in said internal channel when pumping fluid through the feed conduit from the surface. 17. Устройство по п.16, отличающееся тем, что подводная испытательная фонтанная арматура содержит клапаны, выполненные с возможностью открытия под воздействием заранее выбранного давления в обсадной колонне, приложенного выше этих клапанов, при этом чувствительный к давлению клапан выполнен с возможностью обеспечения в открытом положении повышения давления в колонне между верхним комплектом плашек предохранителя выброса и клапанами испытательной фонтанной арматуры для открывания упомянутых клапанов и обеспечения возможности закачивания среды в колонну бурового инструмента под подводной испытательной фонтанной арматурой. 17. The device according to clause 16, characterized in that the underwater test fountain valve includes valves made with the possibility of opening under the influence of a pre-selected pressure in the casing string applied above these valves, while the pressure-sensitive valve is configured to open increasing the pressure in the column between the upper set of dies of the ejection safety valve and valves of the test fountain valves to open the said valves and to allow pumping of the medium in the drilling tool string below the test subsea christmas tree. 18. Устройство по п.16 или 17, отличающееся тем, что чувствительный к давлению клапан и подводная испытательная фонтанная арматура имеют размеры, обеспечивающие их размещение между двумя комплектами плашек предохранителя выброса для обеспечения возможности приведения в действие упомянутых плашек при герметизации скважины. 18. The device according to p. 16 or 17, characterized in that the pressure-sensitive valve and the underwater test fountain fittings are dimensioned to ensure that they are placed between two sets of ejection safety dies to enable the said dies to be activated when sealing the well.
RU94014612A 1991-07-30 1992-07-23 Method and device for connecting blowout preventing unit having underwater testing christmas tree with drilling tool space RU2101460C1 (en)

Applications Claiming Priority (3)

Application Number Priority Date Filing Date Title
GB9116477.2 1991-07-30
GB919116477A GB9116477D0 (en) 1991-07-30 1991-07-30 Improved sub-sea test tree apparatus
PCT/GB1992/001352 WO1993003254A1 (en) 1991-07-30 1992-07-23 Improved sub-sea test tree apparatus

Publications (2)

Publication Number Publication Date
RU94014612A RU94014612A (en) 1996-02-27
RU2101460C1 true RU2101460C1 (en) 1998-01-10

Family

ID=10699252

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU94014612A RU2101460C1 (en) 1991-07-30 1992-07-23 Method and device for connecting blowout preventing unit having underwater testing christmas tree with drilling tool space

Country Status (9)

Country Link
EP (1) EP0595907B1 (en)
AU (1) AU668689B2 (en)
CA (1) CA2114619C (en)
DE (1) DE69223409T2 (en)
GB (1) GB9116477D0 (en)
GR (1) GR3026203T3 (en)
NO (1) NO308912B1 (en)
RU (1) RU2101460C1 (en)
WO (1) WO1993003254A1 (en)

Cited By (4)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2534876C1 (en) * 2013-09-13 2014-12-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Double-packer installation for operation of well with electrically driven pump, simultaneous isolation of untight interval and circulation valve
RU2763868C1 (en) * 2020-09-29 2022-01-11 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" Hydroelectric control system of column for descent with backup control system of sequential activation with pressure relief into cavity of water separation column
RU2768811C1 (en) * 2020-09-29 2022-03-24 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" Hydraulic string control system for lowering
RU2773838C2 (en) * 2020-09-29 2022-06-14 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" Method for controlling the lower column for descent with security system duplication

Families Citing this family (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
IL107549A (en) 1993-11-09 1996-01-31 Nova Measuring Instr Ltd Device for measuring the thickness of thin films
US5764365A (en) 1993-11-09 1998-06-09 Nova Measuring Instruments, Ltd. Two-dimensional beam deflector
AU4993399A (en) * 1998-08-03 2000-02-28 Deep Vision Llc An apparatus and method for killing a subsea well
NO309439B1 (en) * 1999-10-01 2001-01-29 Kongsberg Offshore As Apparatus for underwater lubricator, as well as methods for circulating fluids from the same
NO332404B1 (en) 2007-06-01 2012-09-10 Fmc Kongsberg Subsea As Method and apparatus for reducing pressure in a first cavity of a subsea device
US9957774B2 (en) 2013-12-16 2018-05-01 Halliburton Energy Services, Inc. Pressure staging for wellhead stack assembly

Family Cites Families (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US3955623A (en) * 1974-04-22 1976-05-11 Schlumberger Technology Corporation Subsea control valve apparatus
US4116272A (en) * 1977-06-21 1978-09-26 Halliburton Company Subsea test tree for oil wells
US4436157A (en) * 1979-08-06 1984-03-13 Baker International Corporation Latch mechanism for subsea test tree
US4375239A (en) * 1980-06-13 1983-03-01 Halliburton Company Acoustic subsea test tree and method
US4880060A (en) * 1988-08-31 1989-11-14 Halliburton Company Valve control system

Cited By (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
RU2534876C1 (en) * 2013-09-13 2014-12-10 Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" Double-packer installation for operation of well with electrically driven pump, simultaneous isolation of untight interval and circulation valve
RU2763868C1 (en) * 2020-09-29 2022-01-11 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" Hydroelectric control system of column for descent with backup control system of sequential activation with pressure relief into cavity of water separation column
RU2768811C1 (en) * 2020-09-29 2022-03-24 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" Hydraulic string control system for lowering
RU2773838C2 (en) * 2020-09-29 2022-06-14 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" Method for controlling the lower column for descent with security system duplication
RU2773834C2 (en) * 2020-09-29 2022-06-14 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" Method for controlling the lower string for descent
RU2773834C9 (en) * 2020-09-29 2022-08-25 Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" Control method of the lower column for runing

Also Published As

Publication number Publication date
WO1993003254A1 (en) 1993-02-18
DE69223409T2 (en) 1998-06-04
EP0595907B1 (en) 1997-12-03
AU2342292A (en) 1993-03-02
AU668689B2 (en) 1996-05-16
CA2114619C (en) 1998-10-13
NO940307D0 (en) 1994-01-28
EP0595907A1 (en) 1994-05-11
GR3026203T3 (en) 1998-05-29
GB9116477D0 (en) 1991-09-11
CA2114619A1 (en) 1994-01-31
NO940307L (en) 1994-01-28
NO308912B1 (en) 2000-11-13
DE69223409D1 (en) 1998-01-15

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US5860478A (en) Sub-sea test tree apparatus
US5868204A (en) Tubing hanger vent
US6318472B1 (en) Hydraulic set liner hanger setting mechanism and method
US5085277A (en) Sub-sea well injection system
US6253854B1 (en) Emergency well kill method
US6142236A (en) Method for drilling and completing a subsea well using small diameter riser
US5022427A (en) Annular safety system for gas lift production
US5988282A (en) Pressure compensated actuated check valve
US6367551B1 (en) Monobore riser
US20030127231A1 (en) Coiled tubing cutter
US10309191B2 (en) Method of and apparatus for drilling a subterranean wellbore
US11142994B2 (en) Buoyancy assist tool with annular cavity and piston
GB2284838A (en) Annulus pressure actuated casing hanger running tool
US10995583B1 (en) Buoyancy assist tool with debris barrier
US4576235A (en) Downhole relief valve
RU2101460C1 (en) Method and device for connecting blowout preventing unit having underwater testing christmas tree with drilling tool space
US6152225A (en) Method and apparatus for multi-diameter testing of blowout preventer assemblies
GB2292573A (en) Pressure assist installation of production components in wellhead
US10989013B1 (en) Buoyancy assist tool with center diaphragm debris barrier
NO892760L (en) SAFETY VALVE TESTING DEVICE.
US11359454B2 (en) Buoyancy assist tool with annular cavity and piston
US20160208569A1 (en) Sealing insert and method
US20210148184A1 (en) Buoyancy assist tool with degradable plug
GB2239471A (en) Sub-sea well injection system
GB2320513A (en) A wellhead assembly

Legal Events

Date Code Title Description
MM4A The patent is invalid due to non-payment of fees

Effective date: 20040724