RU2574228C2 - Submarine wellhead equipment with control unit - Google Patents
Submarine wellhead equipment with control unit Download PDFInfo
- Publication number
- RU2574228C2 RU2574228C2 RU2014117548/03A RU2014117548A RU2574228C2 RU 2574228 C2 RU2574228 C2 RU 2574228C2 RU 2014117548/03 A RU2014117548/03 A RU 2014117548/03A RU 2014117548 A RU2014117548 A RU 2014117548A RU 2574228 C2 RU2574228 C2 RU 2574228C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- suspension device
- suspension
- equipment
- pipe
- control
- Prior art date
Links
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims abstract description 229
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 87
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims description 19
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 5
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims description 5
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 claims 2
- 239000011324 bead Substances 0.000 abstract description 8
- 239000000789 fastener Substances 0.000 abstract 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 abstract 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 37
- 210000000614 Ribs Anatomy 0.000 description 33
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 18
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 18
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 8
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 8
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 7
- 230000000903 blocking Effects 0.000 description 7
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 6
- 230000037250 Clearance Effects 0.000 description 4
- 230000035512 clearance Effects 0.000 description 4
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 3
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 2
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 2
- 238000005452 bending Methods 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000003449 preventive Effects 0.000 description 1
- 238000010926 purge Methods 0.000 description 1
- 230000002441 reversible Effects 0.000 description 1
- 230000003442 weekly Effects 0.000 description 1
Images
Abstract
Description
Область техникиTechnical field
Настоящее изобретение относится к оборудованию подводного морского устья скважины, содержащему устройство контроля, к содержащему устройство контроля устройству закрепления для оборудования подводного морского устья скважины, и к способу контроля за кольцевым пространством для оборудования подводного морского устья скважины.The present invention relates to equipment for an underwater wellhead containing a monitoring device, to a fastening device containing a control device for an equipment for an underwater wellhead, and to a method for monitoring annular space for equipment for an underwater wellhead.
Уровень техникиState of the art
Глубоководные скважины все чаще используют для извлечения углеводородов. Такие глубоководные скважины ранее не полагали экономичными. Однако отсутствие легко доступных и легкодостижимых месторождений способствовало значительным достижениям в извлечении углеводородов посредством глубоководных скважин. Однако при использовании таких глубоководных скважин имеет место много затруднений и недостатков по сравнению со мелководными скважинами.Deep water wells are increasingly used for hydrocarbon recovery. Such deep-water wells were not previously considered economical. However, the lack of easily accessible and easily accessible fields has contributed to significant advances in hydrocarbon recovery through deep water wells. However, when using such deep-water wells, there are many difficulties and disadvantages compared to shallow wells.
В обычных нефтяных и газовых скважинах обычно имеют место концентрические трубы или колонны обсадных труб. Самая наружная колонна обсадных труб закреплена и прикреплена к грунту и, в частности, она закреплена на морском дне. Каждая концентрическая внутренняя колонна обсадных труб закреплена внутри внешней колонны обсадных труб посредством прикрепления к следующей соседней внешней колонне обсадных труб. Обычно колонна обсадных труб содержит устройство подвеса на своем верхнем конце. Устройство подвеса содержит буртик с внешним выступом, размещенный на выступающем во внутреннем направлении выступе внешней колонны обсадных труб и вступающую в зацепление с ним. В соответствии с этим внутренняя колонна обсадных труб функционально поддержана на. внешней колонне обсадных труб и "свисает" с нее. После такого размещения на выступе цемент может быть подан в кольцевое пространство, определенный между. наружной поверхностью внутренней колонны обсадных труб и внутренней поверхностью внешней колонны обсадных труб. Цемент, тем самым, приклеивает внутреннюю колонну обсадных труб к внешней колонне обсадных труб. Внешняя колонна обсадных труб может содержать возвратный клапан с возможностью управления транспортным средством с дистанционным управлением, расположенным на уровне дна моря или вблизи его. При закачке цемента в кольцевое пространство излишний цемент может выходить через клапан.In conventional oil and gas wells, concentric pipes or casing strings usually occur. The outermost casing string is fixed and attached to the ground and, in particular, it is fixed to the seabed. Each concentric inner casing string is secured within the outer casing string by attaching to the next adjacent outer casing string. Typically, a casing string comprises a suspension device at its upper end. The suspension device includes a flange with an external protrusion, placed on the protruding in the inner direction of the protrusion of the outer casing string and engages with him. Accordingly, the inner casing string is functionally supported on. the outer casing string and hangs from it. After such placement on the protrusion, the cement may be fed into the annular space defined between. the outer surface of the inner casing string and the inner surface of the outer casing string. Cement thereby adheres the inner casing string to the outer casing string. The outer casing string may include a check valve with the ability to control the vehicle with remote control, located at or near the bottom of the sea. When cement is pumped into the annular space, excess cement may exit through the valve.
Обычная скважина содержит несколько концентрических колонн обсадных труб.A typical well contains several concentric casing strings.
Например, внешняя колонна обсадных труб может быть прикреплена цементом к первой внутренней колонне обсадных труб, которая может поддерживать вторую внутреннюю колонну обсадных труб, которая может поддерживать третью внутреннюю колонну обсадных труб и т.д. Специалистам в данной области техники очевидно, что излишний цемент между внешней колонной обсадных труб и первой внутренней колонной обсадных труб относительно легко может быть извлечен из скважины через клапан, расположенный на уровне дна моря во внешней колонне обсадных труб. Однако становится все более и более затруднительным простым образом извлекать лишний цемент из последовательно расположенных внутренних колонн обсадных труб, поддерживая целостность оборудования подводного морского устья скважины.For example, the outer casing string may be cemented to the first inner casing string, which may support the second inner casing string, which may support the third inner casing string, etc. Those skilled in the art will recognize that excess cement between the outer casing string and the first inner casing string can be relatively easily removed from the well through a valve located at sea level in the outer casing string. However, it is becoming more and more difficult to simply remove excess cement from successively located inner casing strings, maintaining the integrity of the equipment of the subsea wellhead.
Кроме того, предпочтительно блокировать внутренние концентрические колонны обсадных труб таким образом, чтобы колонна обсадных труб не могла быть поднята вверх никаким избыточным давлением или силой, образованной в окружающем ее кольцевом зазоре. Такие блокирующие устройства соединения могут требовать, чтобы устройство подвеса содержит блокирующее устройство, которым, возможно, относительно трудно управлять и манипулировать, поскольку блокирующие устройства соединения расположены на большом расстоянии от поверхности. Кроме того, такие блокирующие устройства могут быть сложными и не прилагать никакой осевой нагрузки к колонне обсадных труб.In addition, it is preferable to block the inner concentric casing strings so that the casing strings cannot be lifted up by any excess pressure or force generated in the annular gap surrounding it. Such interlocking devices may require the suspension device to comprise a locking device, which may be relatively difficult to control and manipulate, since the interlocking devices are located at a great distance from the surface. In addition, such blocking devices can be complex and not apply any axial load to the casing string.
Системы известного уровня техники могут содержать многочисленные компоненты, включая компоненты кольцевого уплотнения для выполнения необходимого уплотнения, компоненты блокировки для предотвращения перемещения вниз колонны обсадных труб скважины, а также компоненты блокировки для предотвращения перемещения вверх колонны обсадных труб скважины. Каждый из этих компонентов требует активации или приведения в действие, что может иметь место только при их расположении на глубоководном уровне. Таким образом, эти многочисленные компоненты и операции активации могут быть затруднительными и проблематичными.Prior art systems may include numerous components, including o-ring components to perform the required seal, interlock components to prevent downward movement of casing strings, and blocking components to prevent upward movement of casing strings. Each of these components requires activation or activation, which can only take place when they are located at a deep sea level. Thus, these numerous components and activation operations can be difficult and problematic.
Цель настоящего изобретения состоит в преодолении по меньшей мере одного недостатка, связанного с известным уровнем техники, независимо от того, упомянут он здесь или нет.'The aim of the present invention is to overcome at least one disadvantage associated with the prior art, regardless of whether it is mentioned here or not. '
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
Согласно первой особенности настоящего изобретения предложено устройство закрепления для закрепления устройства подвеса в оборудовании подводного морскогоAccording to a first aspect of the present invention, there is provided a fastening device for securing a suspension device in underwater marine equipment
устья скважины, содержащее средства контроля для контроля за кольцевым пространством, расположенным ниже устройства подвеса (или на его первой стороне), причем кольцевое пространство расположено между внешней поверхностью внутренней колонны обсадных труб и внутренней поверхностью внешней колонны обсадных труб, а средства контроля содержат патрубок с возможностью закрепления в оборудовании устья скважины, причем патрубок содержит контрольный канал текучей среды, который по текучей среде соединяет кольцевое пространство с отверстием контроля, расположенным выше устройства подвеса (или на второй его стороне).a wellhead containing control means for monitoring an annular space located below the suspension device (or on its first side), the annular space being located between the outer surface of the inner casing string and the inner surface of the outer casing string, and the control means comprise a nozzle fixing in the equipment of the wellhead, and the pipe contains a control channel of the fluid, which fluidly connects the annular space with the hole control located above the suspension device (or on its second side).
В предпочтительном варианте реализации изобретения средства контроля дополнительно содержат датчик контроля, расположенный выше устройства подвеса (или на второй его стороне).In a preferred embodiment of the invention, the control means further comprise a control sensor located above the suspension device (or on its second side).
Патрубок может быть размещен с возможностью охвата устройства подвеса.The pipe may be placed with the possibility of coverage of the suspension device.
В предпочтительном варианте реализации изобретения устройство подвеса содержит колонну обсадных труб, закрепленную на его нижнем конце. Обсадная труба может быть подвешена от устройства подвеса. В предпочтительном варианте реализации изобретения колонна обсадных труб, закрепленная от устройства подвеса, представляет собой внутреннюю колонну обсадных труб, наружная поверхность которой определяет кольцевое пространство вместе с внутренней поверхностью внешней колонны обсадных труб.In a preferred embodiment of the invention, the suspension device comprises a casing string fixed to its lower end. The casing can be suspended from a suspension device. In a preferred embodiment of the invention, the casing string secured from the suspension device is an inner casing string, the outer surface of which defines an annular space together with the inner surface of the outer casing string.
В предпочтительном варианте реализации изобретения патрубок содержит секцию колонны обсадных труб.In a preferred embodiment, the pipe includes a casing string section.
В предпочтительном варианте реализации изобретения патрубок содержит колонну обсадных труб, закрепленную на его нижнем конце. Колонна обсадных труб может быть подвешена от патрубка. В предпочтительном варианте реализации изобретения колонна обсадных труб, закрепленная от патрубка, представляет собой внешнюю колонну обсадных труб, внутренняя поверхность которой определяет кольцевое пространство вместе с наружной поверхностью внутренней колонны обсадных труб.In a preferred embodiment, the nozzle comprises a casing string fixed to its lower end. The casing string may be suspended from the nozzle. In a preferred embodiment of the invention, the casing string fixed to the nozzle is an outer casing string, the inner surface of which defines an annular space together with the outer surface of the inner casing string.
В предпочтительном варианте реализации изобретения патрубок размещен с возможностью закрепления устройства подвеса в оборудовании устья скважины.In a preferred embodiment of the invention, the pipe is placed with the possibility of fixing the suspension device in the equipment of the wellhead.
В предпочтительном варианте реализации изобретения патрубок содержит первые средства закрепления и вторые средства закрепления для закрепления устройства подвеса в первом положении и во втором положении.In a preferred embodiment, the nozzle comprises first securing means and second securing means for securing the suspension device in a first position and a second position.
В предпочтительном варианте реализации изобретения нижний конец патрубка расположен ниже поверхности уплотнения устройства подвеса в первом положенийIn a preferred embodiment, the lower end of the nozzle is located below the seal surface of the suspension device in the first position
и/или во втором положении.and / or in the second position.
Патрубок может быть вытянут между нижним устройством закрепления и верхним устройством закрепления.The pipe may be elongated between the lower securing device and the upper securing device.
В предпочтительном варианте реализации изобретения контрольный канал текучей среды обеспечивает обход сообщения по текучей среде, что обеспечивает возможность введения текучей среды в кольцевое пространство и/или извлечения из него.In a preferred embodiment of the invention, the control channel of the fluid allows the fluid to bypass the message, which allows fluid to be introduced into and / or removed from the annular space.
Средства контроля могут содержать датчик текучей среды, расположенный выше устройства подвеса.The controls may include a fluid sensor located above the suspension device.
Средства контроля могут представлять собой контрольное устройство подвеса.The controls may be a suspension control device.
Контрольное устройство подвеса может содержать контрольный канал текучей среды, который выровнен с отверстием канала текучей среды в патрубке, причем контрольное устройство подвеса дополнительно содержит порт контроля для соединения со средствами связи, обеспечивающими связь от оборудования подводного морского устья скважины к поверхности.The suspension control device may include a control channel of the fluid, which is aligned with the hole of the channel of the fluid in the pipe, and the control device of the suspension further comprises a control port for connection with communication means that provide communication from the equipment of the underwater wellhead to the surface.
В предпочтительном варианте реализации изобретения средства связи выполнены с возможностью выборочного зацепления и расцепления с портом контроля.In a preferred embodiment of the invention, the communication means is configured to selectively engage and disengage from the monitoring port.
Средства контроля могут содержать изолирующий патрубок, выполненный с возможностью прикрепления выше устройства подвеса, причем изолирующий патрубок уплотняет открытое отверстие, образованное контрольным каналом текучей среды внутри патрубка, в котором расположено устройство подвеса.The control means may include an insulating nozzle adapted to be mounted above the suspension device, the insulating nozzle sealing an open hole formed by the control fluid channel inside the nozzle in which the suspension device is located.
В предпочтительном варианте реализации изобретения устройство закрепления содержит зажимное устройство для зажима устройства подвеса. Устройство закрепления может содержать первое зажимное устройство для зажима устройства подвеса и второе зажимное устройство для зажима части средств контроля выше устройства подвеса. Второе зажимное устройство способно зажать изолирующий патрубок выше устройства подвеса. Второе зажимное устройство способно зажать контрольное устройство подвеса выше устройства подвеса.In a preferred embodiment, the securing device comprises a clamping device for clamping the suspension device. The securing device may include a first clamping device for clamping the suspension device and a second clamping device for clamping part of the control means above the suspension device. The second clamping device is able to clamp the insulating pipe above the suspension device. The second clamping device is able to clamp the suspension control device above the suspension device.
Первое зажимное устройство и/или второе зажимное устройство могут быть размещены с возможностью приложения радиальной силы, достаточной для деформации патрубка во внутреннем направлении с целью захвата устройства подвеса и/или изолирующего патрубка и/или контрольного устройства.The first clamping device and / or the second clamping device can be placed with the possibility of applying a radial force sufficient to deform the pipe in the internal direction in order to capture the suspension device and / or insulating pipe and / or control device.
В предпочтительном варианте реализации изобретения при использовании патрубок размещен с возможностью расположения между внутренней поверхностьюIn a preferred embodiment of the invention, when used, the nozzle is positioned between the inner surface
части первого зажимного устройства и наружной поверхностью устройства подвеса.parts of the first clamping device and the outer surface of the suspension device.
В предпочтительном варианте реализации изобретения при использовании патрубок размещен с возможностью расположения между внутренней поверхность части второго зажимного устройства и наружной поверхностью изоляционного патрубка или контрольного устройства.In a preferred embodiment of the invention, when using the pipe, it is disposed between the inner surface of the part of the second clamping device and the outer surface of the insulating pipe or control device.
В предпочтительном варианте реализации изобретения контрольный канал текучей среды не проникает в колонну обсадных труб оборудования устья скважины.In a preferred embodiment of the invention, the control channel of the fluid does not penetrate into the casing string of the wellhead equipment.
В предпочтительном варианте реализации изобретения патрубок содержит цилиндрическую секцию колонны обсадных труб, включая внутреннюю поверхность и наружную поверхность.In a preferred embodiment, the nozzle comprises a cylindrical section of casing string, including an inner surface and an outer surface.
В предпочтительном варианте реализации изобретения контрольный канал текучей среды выполнен в патрубке и содержит впускное отверстие на внутренней поверхности патрубка, удлиненную секцию, соединяющую впускное отверстие с выпускным отверстием, и выпускное отверстие, расположенное на внутренней поверхности патрубка. В предпочтительном варианте реализации изобретения удлиненная секция проходит (в основном) в продольном направлении патрубка. Удлиненная секция может содержать секцию, вытянутую в радиальном направлении. Удлиненная секция может одновременно быть вытянутой в радиальном внешнем и в продольном направлениях и затем в радиальном внутреннем направлении вдоль радиуса патрубка.In a preferred embodiment of the invention, the control channel of the fluid is made in the nozzle and contains an inlet on the inner surface of the nozzle, an elongated section connecting the inlet to the outlet, and an outlet located on the inner surface of the nozzle. In a preferred embodiment, the elongated section extends (substantially) in the longitudinal direction of the nozzle. The elongated section may comprise a section elongated in the radial direction. The elongated section can simultaneously be elongated in the radial outer and longitudinal directions and then in the radial inner direction along the radius of the nozzle.
Контрольный канал текучей среды может обеспечить средства восстановления, восстанавливающие давление в кольцевом зазоре. В предпочтительном варианте реализации изобретения средства восстановления размещены с возможностью стравливания давления из кольцевого зазора. В предпочтительном варианте реализации изобретения средства восстановления размещены с возможностью введения текучей среды восстановления с целью уплотнения части кольцевого зазора. Средства восстановления могут при использовании быть размещены для восстановления действующего продолжительное время давления внутри колонны обсадных труб. Средства восстановления могут быть размещены с возможностью стравливать давление или вводить текучую среду восстановления, такую как буровой глинистый раствор для устранения утечки, или цемент для ее уплотнения.A fluid control channel may provide recovery means to restore pressure in the annular gap. In a preferred embodiment of the invention, the recovery means are arranged to release pressure from the annular gap. In a preferred embodiment of the invention, the recovery means are arranged to introduce a recovery fluid to seal part of the annular gap. The means of recovery can, when used, be placed to restore the pressure acting over a long time inside the casing string. Recovery agents may be placed with the ability to release pressure or introduce a recovery fluid, such as drilling mud to eliminate leakage, or cement to seal it.
В предпочтительном варианте реализации изобретения устройство закрепления для закрепления устройства подвеса в оборудовании подводного морского устья скважины содержит первые средства закрепления для закрепления устройства подвеса в первом положении и вторые средства закрепления для закрепления устройстваIn a preferred embodiment, the securing device for securing the suspension device in the equipment of the subsea wellhead includes first securing means for securing the suspension device in a first position and second securing means for securing the device
подвеса во втором положении, причем первые средства закрепления размещены, при использовании, с образованием канала текучей среды по внешней поверхности уплотнения устройства подвеса при сохранении устройства подвеса в первом положении таким образом, что текучая среда имеет возможность течь вокруг внешней поверхности уплотнения устройства подвеса, а вторые средства закрепления содержат зажимное устройство для обеспечения уплотнения вокруг устройства подвеса при закреплении устройства подвеса во втором положении таким образом, что текучая среда не имеет возможности течь вокруг внешней поверхности уплотнения устройства подвеса.the suspension in the second position, the first fixing means being placed, when used, to form a fluid channel on the outer surface of the seal of the suspension device while maintaining the suspension device in the first position so that the fluid is able to flow around the outer surface of the seal of the suspension device, and the second the fixing means comprise a clamping device for providing a seal around the suspension device when securing the suspension device in a second position so that the fluid cannot flow around the outer surface of the seal of the suspension device.
В предпочтительном варианте реализации изобретения вторые средства закрепления крепят устройство подвеса в первом продольном направлении и в противоположном втором продольном направлении для предотвращения перемещения устройства подвеса в любом продольном направлении.In a preferred embodiment of the invention, the second securing means secures the suspension device in the first longitudinal direction and in the opposite second longitudinal direction to prevent the suspension device from moving in any longitudinal direction.
В предпочтительном варианте реализации изобретения вторые средства закрепления обеспечивают осевую нагрузку на колонну обсадных труб, закрепленную ниже устройства подвеса. В предпочтительном варианте реализации изобретения колонна обсадных труб закреплена внутри скважины цементом.In a preferred embodiment of the invention, the second securing means provide an axial load on the casing string fixed below the suspension device. In a preferred embodiment of the invention, the casing string is cemented inside the well.
В предпочтительном варианте реализации изобретения первые средства закрепления закрепляют устройство подвеса в одном продольном направлении и обеспечивали возможность перемещения устройства подвеса во втором противоположном продольном направлении.In a preferred embodiment of the invention, the first securing means secures the suspension device in one longitudinal direction and makes it possible to move the suspension device in a second opposite longitudinal direction.
В предпочтительном варианте реализации изобретения первые средства закрепления содержат удерживающий выступ, размещенный при использовании так, чтобы взаимодействовать с удерживающей поверхностью на устройстве подвеса с целью подвески устройства подвеса в первом положении.In a preferred embodiment of the invention, the first securing means comprise a holding protrusion arranged in use so as to interact with the holding surface on the suspension device in order to suspend the suspension device in a first position.
В предпочтительном варианте реализации изобретения удерживающий выступ выполнен на секции трубы, уже подвешенной или закрепленной в оборудовании устья скважины.In a preferred embodiment of the invention, the retaining protrusion is made on a pipe section already suspended or fixed in the wellhead equipment.
Удерживающий выступ может быть снабжен патрубком, уже закрепленным в оборудовании подводного морского устья скважины.The retaining protrusion may be provided with a nozzle already fixed in the equipment of the underwater wellhead.
Удерживающий выступ может быть снабжен устройством подвеса, уже закрепленным в оборудовании подводного морского устья скважины.The holding protrusion may be provided with a suspension device already fixed in the equipment of the underwater wellhead.
В предпочтительном варианте реализации изобретения в первом положении внешняя поверхность уплотнения устройства подвеса размещена с возможностью расположения в продольном положении, причем внешняя поверхность уплотненияIn a preferred embodiment of the invention in the first position, the outer surface of the seal of the suspension device is arranged to be arranged in a longitudinal position, the outer surface of the seal
расположена на расстоянии от внутренней поверхности, выполненной в устье скважины, для определения кругового пути потока вокруг внешней поверхности уплотнения.located at a distance from the inner surface made at the wellhead to determine a circular flow path around the outer surface of the seal.
Первые средства закрепления могут содержать канавку канала текучей среды, определенную вокруг внутренней поверхности трубы в оборудовании устья скважины.The first fastening means may comprise a fluid channel groove defined around an inner surface of a pipe in a wellhead equipment.
Первые средства закрепления могут иметь увеличенный диаметр на внутреннем патрубке или трубе в оборудовании подводного морского устья скважины.The first means of fixing may have an increased diameter on the inner pipe or pipe in the equipment of the subsea wellhead.
Удерживающий выступ может быть выполнен верхней поверхностью трубы, уже подвешенной или закрепленной в оборудовании устья скважины.The retaining protrusion may be made by the upper surface of the pipe, already suspended or fixed in the equipment of the wellhead.
В предпочтительном варианте реализации изобретения устройство подвеса содержит множество шлицев или продольных ребер на своей наружной поверхности.In a preferred embodiment of the invention, the suspension device comprises a plurality of splines or longitudinal ribs on its outer surface.
Устройство подвеса может содержать множество радиальных ребер на своей нижней кольцевой поверхности.The suspension device may comprise a plurality of radial ribs on its lower annular surface.
В предпочтительном варианте реализации изобретения нижняя поверхность шлицев или продольных ребер или радиальных ребер образует удерживающую поверхность на устройстве подвеса.In a preferred embodiment, the lower surface of the splines or longitudinal ribs or radial ribs forms a retaining surface on the suspension device.
В предпочтительном варианте реализации изобретения нижняя поверхность шлицев или продольных ребер при использовании была размещена так, чтобы упираться в опору или удерживающую поверхность в оборудовании устья скважины и быть поддержанной ими.In a preferred embodiment of the invention, the lower surface of the splines or longitudinal ribs during use was placed so as to abut against a support or retaining surface in the wellhead equipment and be supported by them.
В предпочтительном варианте реализации изобретения шлицы или продольные ребра расположены на радиальном расстоянии друг от друга вокруг окружности наружной поверхности устройства подвеса. В предпочтительном варианте реализации изобретения шлицы или продольные ребра расположены на одинаковом расстоянии друг от друга вокруг окружности наружной поверхности устройства подвеса.In a preferred embodiment, the slots or longitudinal ribs are located at a radial distance from each other around the circumference of the outer surface of the suspension device. In a preferred embodiment of the invention, the slots or longitudinal ribs are located at the same distance from each other around the circumference of the outer surface of the suspension device.
Радиальные ребра могут отстоять друг от друга в радиальном направлении вокруг окружности нижней кольцевой поверхности устройства подвеса. В предпочтительном варианте реализации изобретения радиальные ребра были размещены на одинаковом расстоянии друг от друга вокруг окружности нижней кольцевой поверхности устройства подвеса.Radial ribs can be spaced apart in a radial direction around the circumference of the lower annular surface of the suspension device. In a preferred embodiment of the invention, the radial ribs were placed at the same distance from each other around the circumference of the lower annular surface of the suspension device.
В предпочтительном варианте реализации изобретения соседние в радиальном направлении шлицы или продольные ребра или радиальные ребра определяют между собой канал текучей среды.In a preferred embodiment of the invention, radially adjacent slots or longitudinal ribs or radial ribs define a fluid channel between them.
В предпочтительном варианте реализации изобретения шлицы или продольные ребра проходят вверх от нижнего положения до внешней поверхности уплотненияIn a preferred embodiment, the slots or longitudinal ribs extend upward from a lower position to the outer surface of the seal
устройства подвеса.suspension devices.
Устройство подвеса может содержать дополнительные шлицы или продольные ребра, расположенные выше внешней поверхности уплотнения. В предпочтительном варианте реализации изобретения дополнительные шлицы или продольные ребра совпадают со шлицами или ребрами, расположенными ниже внешней поверхности уплотнения, а два набора шлицев или продольных ребер могли, по существу, представлять собой один набор с внешней поверхностью уплотнения, расположенной между ними.The suspension device may include additional splines or longitudinal ribs located above the outer surface of the seal. In a preferred embodiment, the additional splines or longitudinal ribs coincide with the splines or ribs located below the outer surface of the seal, and two sets of splines or longitudinal ribs could essentially be one set with the outer surface of the seal located between them.
В предпочтительном варианте реализации изобретения внешняя поверхность уплотнения содержит внешнюю металлическую поверхность для создания уплотнения типа металл-металл во втором положении.In a preferred embodiment, the outer surface of the seal comprises an outer metal surface to create a metal-metal seal in a second position.
Внешняя поверхность уплотнения может содержать уплотнение в виде кольцевой уплотнительной прокладки и предпочтительно содержит две кольцевых уплотнительных прокладки, отстоящих друг от друга в продольном направлении на наружной поверхности устройства подвеса.The outer surface of the seal may comprise a seal in the form of an annular gasket and preferably comprises two annular gaskets spaced longitudinally from each other on the outer surface of the suspension device.
В предпочтительном варианте реализации изобретения канал текучей среды обеспечивает возможность выходящему на устья скважины цементу течь вверх из кольцевого зазора вокруг устройства подвеса.In a preferred embodiment of the invention, the fluid channel allows the cement leaving the wellhead to flow upward from the annular gap around the suspension device.
В предпочтительном варианте реализации изобретения устройство подвеса содержит колонну обсадных труб, закрепленную на его нижнем конце.In a preferred embodiment of the invention, the suspension device comprises a casing string fixed to its lower end.
В предпочтительном варианте реализации изобретения канал текучей среды обеспечивает возможность выходящему на устья скважины цементу течь вверх из кольцевого зазора вокруг устройства подвеса и подвешенной колонны обсадных труб.In a preferred embodiment of the invention, the fluid channel allows the cement leaving the wellhead to flow upward from the annular gap around the suspension device and the suspended casing string.
В предпочтительном варианте реализации изобретения устройство закрепления. обеспечивает возможность цементу течь вниз по колонне обсадных труб и затем вверх вокруг наружной поверхности обсадной трубы, и возможность цементу, выходящему на устье скважины, затем течь вверх вокруг устройства подвеса и вверх от него.In a preferred embodiment, the fastening device. allows the cement to flow down the casing string and then up around the outer surface of the casing, and the cement that flows to the wellhead, then flow up and around the suspension device.
В предпочтительном варианте реализации изобретения устройство закрепления предотвращает протекание текучей среды и, в частности, жидкости вокруг устройства подвеса при закреплении устройства подвеса во втором положении.In a preferred embodiment of the invention, the fixing device prevents the flow of fluid and, in particular, fluid around the suspension device when securing the suspension device in the second position.
Устройство закрепления может содержать нижнее устройство закрепления и верхнее устройство закрепления.The fixing device may comprise a lower fixing device and an upper fixing device.
Нижнее устройство закрепления может содержать нижние первые средства закрепления для закрепления нижнего устройства подвеса в первом положении и нижние вторые средства закрепления для закрепления нижнего устройства подвеса воThe lower securing device may include lower first securing means for securing the lower suspension device in a first position and lower second securing means for securing the lower suspension device in
втором положении, причем при использовании нижние первые средства закрепления размещены с образованием канала текучей среды по внешней поверхности уплотнения нижнего устройства подвеса при сохранении нижнего устройства подвеса в первом положении, так что текучая среда имеет возможность течь вокруг внешней поверхности уплотнения нижнего устройства подвеса, а нижние вторые средства закрепления содержат нижнее зажимное устройство для выполнения уплотнения вокруг нижнего устройства подвеса при закреплении нижнего устройства подвеса во втором положении таким образом, что текучая среда не имеет возможности течь вокруг внешней поверхности уплотнения нижнего устройства подвеса.the second position, and when using the lower first fastening means are placed with the formation of the fluid channel on the outer seal surface of the lower suspension device while maintaining the lower suspension device in the first position, so that the fluid has the ability to flow around the outer seal surface of the lower suspension device, and the lower second the fixing means comprise a lower clamping device for sealing around the lower suspension device when securing the lower suspension device in the second position so that the fluid is not able to flow around the outer surface of the seal of the lower suspension device.
Верхнее устройство закрепления может содержать верхние первые средства закрепления для закрепления верхнего устройства подвеса в первом положении и верхние вторые средства закрепления для закрепления верхнего устройства подвеса во втором положении, причем при использовании верхние первые средства закрепления размещены с образованием канала текучей среды по внешней поверхности уплотнения верхнего устройства подвеса при сохранении верхнего устройства подвеса в первом положении, так что текучая среда имеет возможность течь вокруг внешней поверхности уплотнения верхнего устройства подвеса, а верхние вторые средства закрепления содержа верхнее зажимное устройство для выполнения уплотнения вокруг верхнего устройства подвеса при закреплении верхнего устройства подвеса во втором положении таким образом, что текучая среда не имеет возможности течь вокруг внешней поверхности уплотнения верхнего устройства подвеса.The upper securing device may comprise upper first securing means for securing the upper suspension device in the first position and upper second securing means for securing the upper suspension device in the second position, wherein in use the upper first securing means are arranged to form a fluid channel on the outer seal surface of the upper device suspension while maintaining the upper suspension device in the first position, so that the fluid is able to flow around in the outer sealing surface of the upper suspension device, and the upper second securing means comprising an upper clamping device for sealing around the upper suspension device while securing the upper suspension device in the second position so that the fluid cannot flow around the outer sealing surface of the upper suspension device.
Верхнее устройство подвеса может содержать трубчатую колонну обсадных труб, подвешенную на нем, которая при использовании размещена для расположения внутри трубчатой колонны обсадных труб, подвешенной на верхнем устройстве подвеса.The upper suspension device may include a tubular casing string suspended on it, which, when used, is placed to be located inside the tubular casing string suspended on the upper suspension device.
Нижнее устройство закрепления может быть выполнено в нижнем корпусе оборудования устья скважины. Верхнее устройство закрепления может быть выполнено в верхнем корпусе оборудования устья скважины. Верхний корпус оборудования устья скважины может быть поддержан на нижнем корпусе 30 оборудования устья скважины.The lower fixing device can be performed in the lower body of the wellhead equipment. The upper fixing device may be performed in the upper body of the wellhead equipment. The upper body of the wellhead equipment may be supported on the
В предпочтительном варианте реализации изобретения вторые средства закрепления содержат зажимное устройство для зажима устройства подвеса первой трубчатой колонны обсадных труб скважины, причем зажимное устройство содержит буртик с внешней конусообразной поверхностью, и устройство также содержит кольцевой компонент с внутренней конусообразной поверхностью, а буртик иIn a preferred embodiment of the invention, the second securing means comprise a clamping device for clamping the suspension device of the first tubular string of the casing of the well, the clamping device comprising a collar with an external conical surface, and the device also comprising an annular component with an internal conical surface, and
кольцевой компонент выполнены с возможностью относительного осевого перемещения между первым положением, в котором конусообразная поверхность кольцевого компонента не обеспечивает приложение радиальной силы к буртику, и вторым положением, в котором конусообразная поверхность кольцевого компонента выполнена с возможностью приложения радиальной силы, достаточной для деформации буртика в направлении внутрь с целью захвата устройства подвеса первой трубчатой колонны обсадных труб.the annular component is capable of relative axial movement between the first position in which the conical surface of the annular component does not provide radial force to the shoulder and the second position in which the conical surface of the annular component is capable of applying radial force sufficient to deform the collar inward in order to capture the suspension device of the first tubular casing string.
В предпочтительном варианте реализации изобретения кольцевой компонент выполнен в виде работающего на сжатие кольца.In a preferred embodiment, the annular component is in the form of a compression ring.
В предпочтительном варианте реализации изобретения буртик выполнен в виде работающего на сжатие буртика.In a preferred embodiment of the invention, the bead is made in the form of a compression bead.
Работающий на сжатие буртик может иметь вытянутую в осевом направлении канавку, размещенную на внешней периферии, причем В предпочтительном варианте реализации изобретения работающий на сжатие буртик содержит множество вытянутых в осевом направлении канавок, размещенных радиально вокруг внешней периферии.The compression collar may have an axially elongated groove located on the outer periphery, wherein, in a preferred embodiment, the compression collar comprises a plurality of axially elongated grooves arranged radially around the outer periphery.
В предпочтительном варианте реализации изобретения трубчатая колонна обсадных труб вытянута вниз к месторождению и/или в морское дно.In a preferred embodiment of the invention, the tubular casing string is extended downward to the field and / or into the seabed.
В предпочтительном варианте реализации изобретения устройство содержит патрубок, при использовании размещенный с возможностью расположения между внутренней поверхностью буртика и наружными поверхностями устройства подвеса.In a preferred embodiment of the invention, the device comprises a nozzle, in use, positioned between the inner surface of the bead and the outer surfaces of the suspension device.
В предпочтительном варианте реализации изобретения при использовании патрубок размещен с возможностью соединения на верхнем конце с кондукторной обсадной колонной, проходящей вверх к морской поверхности.In a preferred embodiment of the invention, when using the nozzle is placed with the possibility of connection at the upper end with the conductor casing, passing up to the sea surface.
В предпочтительном варианте реализации изобретения при использовании патрубок размещен с возможностью соединения на нижнем конце с кондукторной обсадной колонной, проходящей вниз к месторождению и предпочтительно ниже уровня дна моря.In a preferred embodiment of the invention, when used, the nozzle is arranged to be connected at the lower end to a conductor casing extending down to the field and preferably below sea level.
В предпочтительном варианте реализации изобретения патрубок выполнен в виде работающего на сжатие патрубка.In a preferred embodiment of the invention, the pipe is made in the form of a compression pipe.
В предпочтительном варианте реализации изобретения устройство содержит средства перемещения для перемещения кольцевого компонента относительно буртика. В предпочтительном варианте реализации изобретения средства перемещения выполнены в виде гидравлических средств перемещения.In a preferred embodiment of the invention, the device comprises moving means for moving the annular component relative to the shoulder. In a preferred embodiment of the invention, the means of movement are made in the form of hydraulic means of movement.
Средства перемещения могут содержать камеру между кольцевым компонентомThe moving means may comprise a chamber between the annular component
и верхним компонентом корпуса зажима, причем камера может быть под повышенным давлением, побуждающим кольцевой компонент быть на удалении от верхнего компонента корпуса зажима.and the upper component of the clamping housing, the chamber may be under increased pressure, causing the annular component to be removed from the upper component of the clamping housing.
Зажимное устройство может содержать средства ввода гидравлической текучей среды для введения гидравлической текучей среды в камеру, чтобы побудить кольцевой компонент быть на удалении от верхнего компонента корпуса зажима.The clamping device may comprise means for introducing a hydraulic fluid to introduce the hydraulic fluid into the chamber to cause the annular component to be removed from the upper component of the clamping body.
Средства перемещения могут содержать поршень. В предпочтительном варианте реализации изобретения средства перемещения содержат множество поршней. В предпочтительном варианте реализации изобретения поршни размещены радиально вокруг кольцевого компонента.Means of movement may include a piston. In a preferred embodiment of the invention, the transfer means comprise a plurality of pistons. In a preferred embodiment of the invention, the pistons are arranged radially around the annular component.
Поршень или каждый поршень может быть прикреплен к корпусу зажима и предпочтительно на верхнем компоненте корпуса зажима. В предпочтительном варианте реализации изобретения верхний компонент корпуса зажима прикреплен к нижнему концу направляющей колонны обсадных труб, проходящей вверх к морской поверхности. Один поршень или каждый поршень может быть размещен с возможностью прохождения вниз от корпуса зажима и перемещения буртика вниз от корпуса зажима.The piston or each piston may be attached to the clamp body, and preferably on the upper component of the clamp body. In a preferred embodiment of the invention, the upper component of the clamp housing is attached to the lower end of the casing guide string extending upward to the sea surface. One piston or each piston can be placed with the possibility of passing down from the clamp body and moving the shoulder down from the clamp body.
Патрубок предпочтительно содержит компонент, который может быть или навинчен посредством резьбы на колонну обсадных труб или может быть расположен в подходящей для расположения и получения области на колонне обсадных труб.The nozzle preferably contains a component that can either be screwed onto the casing string or threaded in or suitable for positioning and receiving an area on the casing string.
Зажимное устройство может содержать средства блокировки для блокировки кольцевого компонента во втором положении. Средства блокировки могут содержать элемент блокировки, который входит в зацепление с блокировочной выточкой, выполненной в нижнем компоненте корпуса зажима. В предпочтительном варианте реализации изобретения средства блокировки содержат множество элементов блокировки.The clamping device may include locking means for locking the annular component in the second position. The locking means may include a locking element that engages with a locking recess made in the lower component of the clamp housing. In a preferred embodiment of the invention, the locking means comprise a plurality of locking elements.
Элемент блокировки может быть выполнен в виде блокирующего пальца.The locking element may be made in the form of a locking finger.
Блокирующий палец может содержать эластичный компонент, который неотъемлемо введен в зацепление с блокирующей выточкой в положении блокировки или при достижении кольцевым компонентом второго положения.The locking finger may comprise an elastic component that is inherently engaged with the locking recess in the locked position or when the ring component reaches the second position.
Средства блокировки содержат средства снятия блокировки. В предпочтительном варианте реализации изобретения средства снятия блокировки размещены с возможностью отсоединения одного или каждого элемента блокировки от блокирующей выточки.The lock means comprise a lock release means. In a preferred embodiment of the invention, the unlocking means are arranged to detach one or each of the locking elements from the locking recess.
Средства снятия блокировки могут содержать средства перемещения дляThe locking means may comprise means of moving for
перемещения элемента блокировки из состояния зацепления с блокирующей выточкой. Средства снятия блокировки могут содержать поршень и, предпочтительно, гидравлический поршень.moving the locking element out of engagement with the locking recess. The locking means may comprise a piston, and preferably a hydraulic piston.
Зажимное устройство может содержать средства обратного перемещения для перемещения кольцевого компонента из второго положения в первое положение. В частности, средства обратного перемещения могут содействовать высвобождению силы зажима между кольцевым компонентом и буртиком.The clamping device may comprise reverse movement means for moving the annular component from the second position to the first position. In particular, the reverse movement means can contribute to the release of the clamping force between the annular component and the bead.
В предпочтительном варианте реализации изобретения средства обратного перемещения содержат камеру между кольцевым компонентом и нижним компонентом корпуса зажима, причем эта камера может быть под повышенным давлением, побуждающим кольцевой компонент быть на удалении от верхнего компонента корпуса зажима.In a preferred embodiment of the invention, the return means comprise a chamber between the annular component and the lower component of the clamp body, which chamber may be under increased pressure, causing the annular component to be removed from the upper component of the clamp body.
Средства перемещения могут содержать поршень. В предпочтительном варианте реализации изобретения средства перемещения содержат множество поршней. В предпочтительном варианте реализации изобретения поршни размещены радиально вокруг кольцевого компонента.Means of movement may include a piston. In a preferred embodiment of the invention, the transfer means comprise a plurality of pistons. In a preferred embodiment of the invention, the pistons are arranged radially around the annular component.
Поршень или каждый поршень может быть прикреплен к нижней компоненте корпуса зажима. В предпочтительном варианте реализации изобретения нижний компонент корпуса зажима прикреплена к верхнему концу направляющей колонны обсадных труб, проходящей вниз от морской поверхности и/или ниже уровня дна моря. Поршень или каждый поршень может быть размещен с возможностью прохождения вверх от нижнего компонента корпуса зажима и перемещения буртика вверх с удалением от нижнего компонента корпуса зажима.A piston or each piston may be attached to the lower component of the clamp housing. In a preferred embodiment of the invention, the lower component of the clamp housing is attached to the upper end of the casing guide string extending down from the sea surface and / or below sea level. The piston or each piston can be placed with the possibility of passing upward from the lower component of the clamp housing and moving the shoulder upward with distance from the lower component of the clamp housing.
В предпочтительном варианте реализации изобретения зажимное устройство представляет собой подводное зажимное устройство.In a preferred embodiment, the clamping device is an underwater clamping device.
В предпочтительном варианте реализации изобретения оборудование подводного морского устья скважины обеспечивает скважину, проходящую в продольном направлении от первого верхнего конца до второго нижнего конца.In a preferred embodiment of the invention, the equipment of the subsea wellhead provides a well extending in the longitudinal direction from the first upper end to the second lower end.
В предпочтительном варианте реализации изобретения вторые средства закрепления одновременно создают уплотнение для колонны обсадных труб, подвешенной от устройства подвеса, при выполнении блокирующего устройства для предотвращения и перемещения вверх и перемещения вниз колонны обсадных труб.In a preferred embodiment of the invention, the second securing means simultaneously create a seal for the casing string suspended from the suspension device when the blocking device is made to prevent and move up and down the casing string.
В предпочтительном варианте реализации изобретения вторые средства закрепления одновременно создают уплотнение типа металл-металл для колонны обсадных труб, подвешенной от устройства подвеса, при выполнении блокирующегоIn a preferred embodiment of the invention, the second securing means simultaneously create a metal-to-metal seal for the casing string suspended from the suspension device, while performing a blocking
устройства для предотвращения и перемещения вверх и перемещения вниз колонны обсадных труб.devices for preventing and moving up and moving down the casing string.
Согласно второй особенности настоящего изобретения предложено оборудование подводного морского устья скважины, включающее устройство закрепления для закрепления устройства подвеса в оборудовании подводного морского устья скважины, причем устройство закрепления выполнено в соответствии с первой особенностью настоящего изобретения.According to a second aspect of the present invention, there is provided equipment for an underwater wellhead, including a fastening device for fastening a suspension device to equipment of an underwater wellhead, the fastening device being made in accordance with a first feature of the present invention.
Согласно третьей особенности настоящего изобретения предложен способ контроля за кольцевым пространством, расположенным ниже устройства подвеса в оборудовании подводного морского устья скважины, причем способ содержит операцию прикрепления патрубка в оборудовании подводного морского устья скважины, причем патрубок содержит контрольный канал текучей среды, который по текучей среде соединяет кольцевое пространство с отверстием контроля, расположенным выше устройства подвеса, а кольцевое пространство расположен между внешней поверхностью внутренней колонны обсадных труб и внутренней поверхностью внешней колонны обсадных труб.According to a third aspect of the present invention, there is provided a method for monitoring an annular space located below a suspension device in an equipment of an underwater wellhead, the method comprising the step of attaching a nozzle in the equipment of an underwater wellhead, the nozzle comprising a control channel for a fluid that fluidly connects the annular the space with the control hole located above the suspension device, and the annular space is located between the outer surface the features of the inner casing string and the inner surface of the outer casing string.
В предпочтительном варианте реализации изобретения способ включает контроль за параметром кольцевого зазора посредством средств контроля, расположенных выше устройства подвеса.In a preferred embodiment of the invention, the method includes monitoring the annular clearance parameter by means of controls located above the suspension device.
Способ может включать операцию закрепления устройства подвеса в оборудовании подводного морского устья скважины, включающую закрепление устройства подвеса в первом положении посредством первых средств закрепления и образование канала текучей среды по внешней поверхности уплотнения устройства подвеса при сохранении устройства подвеса в первом положении таким образом, что текучая среда имеет возможность течь вокруг внешней поверхности уплотнения устройства подвеса, причем способ включает перемещение устройства подвеса из первого положения во второе положение, закрепление устройства подвеса во втором положении посредством второго средства закрепления и зажим устройства подвеса для обеспечения уплотнения вокруг устройства подвеса при закреплении устройства подвеса во втором положение таким образом, что текучая среда не имеет возможности течь вокруг внешней поверхности уплотнения устройства подвеса.The method may include the operation of securing the suspension device in the equipment of the subsea wellhead, including fixing the suspension device in a first position by first fixing means and forming a fluid channel on the outer surface of the seal of the suspension device while maintaining the suspension device in the first position so that the fluid has the ability to flow around the outer surface of the seal of the suspension device, and the method includes moving the suspension device from the first Assumption second position fixing the suspension device in the second position by the second means of fixing and suspension clamp device for providing a seal around the suspension device for fixing the suspension device in the second position so that fluid is unable to flow around the outer surface of the seal suspension device.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
Настоящее изобретение будет теперь описано, лишь в виде примера, со 35 ссылками на последующие чертежи, на которых:The present invention will now be described, by way of example only, with 35 references to the following drawings, in which:
На фиг. 1 показано поперечное сечение предпочтительного варианта реализации оборудования подводного морского устья скважины без средств контроля и с первым зажимным устройством в первом положении.In FIG. 1 shows a cross section of a preferred embodiment of an equipment for an underwater wellhead without monitoring means and with a first clamping device in a first position.
На фиг. 2 показан подробный вид части предпочтительного варианта реализации первого зажимного устройства в первом положении внутри предпочтительного варианта реализации оборудования подводного морского устья скважины без средств контроля.In FIG. 2 shows a detailed view of a portion of a preferred embodiment of a first clamping device in a first position within a preferred embodiment of an equipment for an underwater wellhead without monitoring means.
На фиг. 3 показано поперечное сечение предпочтительного варианта реализации оборудования подводного морского устья скважины без средств контроля и с первым устройством зажима во втором положении.In FIG. 3 shows a cross section of a preferred embodiment of an equipment for an underwater wellhead without monitoring means and with a first clamping device in a second position.
На фиг. 4 показан подробный вид части предпочтительного варианта реализации первого зажимного устройства во втором положении внутри предпочтительного варианта реализации оборудования подводного морского устья скважины без средств контроля.In FIG. 4 shows a detailed view of a portion of a preferred embodiment of a first clamping device in a second position within a preferred embodiment of equipment for an underwater wellhead without monitoring means.
На фиг. 5 показано поперечное сечение предпочтительного варианта реализации оборудования подводного морского устья скважины без средств контроля и со вторым зажимным устройством в первом положении и первым зажимным устройством во втором положении.In FIG. 5 shows a cross section of a preferred embodiment of an equipment for an underwater wellhead without monitoring means and with a second clamping device in a first position and a first clamping device in a second position.
На фиг. 6 показан подробный вид части предпочтительного варианта реализации второго зажимного устройства в первом положении внутри предпочтительного варианта реализации оборудования подводного морского устья скважины без средств контроля.In FIG. 6 shows a detailed view of a portion of a preferred embodiment of a second clamping device in a first position within a preferred embodiment of an equipment for an underwater wellhead without monitoring means.
На фиг. 7 показано поперечное сечение предпочтительного варианта реализации оборудования подводного морского устья скважины без средств контроля и со вторым зажимным устройством во втором положении и первым зажимным устройством во втором положении.In FIG. 7 shows a cross section of a preferred embodiment of an equipment for an underwater wellhead without monitoring means and with a second clamping device in a second position and a first clamping device in a second position.
На фиг. 8 показан подробный вид части предпочтительного варианта реализации второго зажимного устройства во втором положении внутри предпочтительного варианта реализации оборудования подводного морского устья скважины без средств контроля.In FIG. 8 shows a detailed view of a portion of a preferred embodiment of a second clamping device in a second position within a preferred embodiment of an equipment for an underwater wellhead without monitoring means.
На фиг. 9 показано поперечное сечение варианта реализации оборудования подводного морского устья скважины с первым и вторым устройствами зажима вместе со средствами контроля за кольцевым пространством в конфигурации восстановления.In FIG. 9 is a cross-sectional view of an embodiment of an equipment for an underwater wellhead with a first and second clamping device together with annular space monitoring means in a recovery configuration.
На фиг. 10 показано поперечное сечение другого варианта реализации оборудования подводного морского устья скважины с первым и вторым устройствамиIn FIG. 10 shows a cross section of another embodiment of an equipment for an underwater wellhead with first and second devices.
зажима с патрубком, обеспечивающим канал контроля, и с изолирующим патрубком и устройством подвеса в нижнем положении закрепления.a clamp with a nozzle providing a control channel, and with an insulating nozzle and a suspension device in the lower fixing position.
На фиг. 11 показано поперечное сечение другого варианта реализации оборудования подводного морского устья скважины с первым и вторым устройствами зажима с патрубком, обеспечивающим канал контроля, и с изолирующим патрубком и устройством подвеса в верхнем положении закрепления.In FIG. 11 shows a cross-section of another embodiment of the equipment of an underwater wellhead with a first and second clamping device with a nozzle providing a control channel, and with an insulating nozzle and a suspension device in the upper fixing position.
На фиг. 12 показано поперечное сечение другого варианта реализации -оборудования подводного морского устья скважины с первым и вторым устройствами зажима с контрольным устройством подвеса, выровненным относительно патрубка, обеспечивающего канал контроля, причем средства контроля находятся в конфигурации добычи.In FIG. 12 is a cross-sectional view of another embodiment of offshore wellhead equipment with a first and second clamping device with a suspension control device aligned with a pipe providing a control channel, the monitoring means being in the production configuration.
Подробное описание изобретенияDETAILED DESCRIPTION OF THE INVENTION
Настоящее изобретение теперь будет описано, и на первой стадии будет полностью описан предпочтительный вариант реализации оборудования подводного морского устья скважины без средств контроля. Настоящее изобретение, содержащее средства контроля, будет затем описано со ссылками на оборудование подводного морского устья скважины, которое будет полностью описано.The present invention will now be described, and in a first step, a preferred embodiment of an underwater wellhead equipment without controls will be fully described. The present invention, containing controls, will then be described with reference to the equipment of the subsea wellhead, which will be fully described.
Как показано на фиг. 1, оборудование 10 устья скважины содержит ряд концентрических колонн обсадных труб, подвешенных от него. В частности, направляющая колонна 12 обсадных труб охватывает промежуточную колонну 14 обсадных труб и в конкретном примере реализации направляющая колонна 12 обсадных труб диаметром 36 дюймов охватывают колонну 14 обсадных труб диаметром 28 дюймов. Колонна 14 обсадных труб диаметром 28 дюймов содержит устройство 15 подвеса на своем верхнем конце, которое эффективно подвешивает колонну 14 обсадных труб диаметром 28 дюймов от направляющей колонны 12 обсадных труб. Направляющая колонна 12 обсадных труб содержит первый корпус 26 оборудования устья скважины на верхнем своем конце. Формирование скважины включает прохождение цемента вниз через колонну обсадных труб диаметром 28 дюймов, и этот цемент затем течет вверх между внутренней поверхностью направляющей колонны 12 обсадных труб и наружной поверхностью колонны 14 обсадных труб диаметром 28 дюймов в образованном между ними кольцевом пространстве 18. Клапан 20 обеспечивает возможность «выходящему на устье скважины цементу» вытекать из кольцевого пространства 18 по мере вытеснения цементом такой текучей среды. Клапан 20 содержит подводный аппаратAs shown in FIG. 1,
дистанционного управления с устройством подвеса диаметром 28 дюймов, управляющий нижним клапаном 20. «Выходящий на устье скважины цемент» может преобладающе представлять собой буровой раствор.remote control with a suspension device with a diameter of 28 inches, controlling the
Колонна обсадных труб диаметром 28 дюймов охватывает колонну 22 обсадных труб диаметром 22 дюйма, которая подвешена от второго корпуса 24 оборудования устья скважины. И опять цемент проходит вниз по колонне 22 обсадных труб диаметром 22 дюйма и затем течет вверх вокруг наружной поверхности колонны 22 обсадных труб диаметром 22 дюйма и внутренней поверхности колонны 14 обсадных труб диаметром 28 дюймов и в образованное между ними кольцевое пространство 28. И опять клапан 30 обеспечивает возможность «выходящему на устье скважины цементу» вытекать из кольцевого пространства 28 по мере вытеснения цементом такой текучей среды. Этот второй клапан 30 содержит подводный аппарат дистанционного управления с устройством подвеса диаметром 28 дюймов, управляющий нижним клапаном 30.A casing string of 28 inches in diameter spans a
Настоящее изобретение имеет, прежде всего, отношение к закреплению внутренних колонн 32, 34 обсадных труб, расположенных внутри промежуточной колонны 22 обсадных труб диаметром 22 дюйма.The present invention relates primarily to securing the inner casing strings 32, 34 located inside the
Первая внутренняя колонна 32 обсадных труб содержит колонну 32 обсадных труб диаметром 13 3/8 дюйма. В настоящем изобретении первая внутренняя колонна 32 обсадных труб проходит вниз промежуточной колонны 22 обсадных труб. Первая внутренняя колонна 32 обсадных труб содержит устройство подвеса на своем верхнем конце. Устройство подвеса содержит опорную поверхность вокруг своей периферии. Опорная поверхность 38 размещена с возможностью зацепления с удерживающим выступом 40 и удержания на нем, причем указанный выступ выступает во внутреннем направлении от промежуточной колонны 22 обсадных труб или, в частности, от патрубка 42, расположенного на верхнем конце промежуточной колонны 22 обсадных труб. Это положение соответствует первому положению закрепления для первой внутренней колонны 32 обсадных труб.The first
В частности, устройство 36 подвеса из первой внутренней колонны 32 обсадных труб содержит шлицы 44 или продольные ребра вокруг окружности. Эти шлицы 44 или продольные ребра могут быть расположены на части продольного размера первого устройства 36 подвеса и выступать лишь в пределах этой части. В частности, эти шлицы 44 или продольные ребра выступают лишь в пределах части нижней части устройства 36 подвеса. Нижние концы шлицев 44 или продольных ребер создают опорную поверхность 38, на которой устройство 36 подвеса поддержано наIn particular, the
удерживающем выступе 40.retaining
Непосредственно выше шлицев 44 или продольных ребер устройство 36 подвеса содержит внешнюю поверхность 46 уплотнения, размещенную вокруг его полной периферии.Immediately above the
Внешняя радиальная протяженность шлицев 44 или продольных ребер может по существу соответствовать радиальной протяженности внешней поверхности 46 уплотнения. В первом положении внешняя поверхность 46 уплотнения расположена рядом с канавкой 48, расположенной на внутренней стенке промежуточной колонны 22 обсадных труб или патрубка 42.The external radial extent of the
Устройство 36 подвеса также содержит шлицы 50 или продольные ребра, проходящие в длину вверх от внешней поверхности 46 уплотнения. Эти шлицы 50 или продольные ребра выполнены равноотстоящими вокруг окружности устройства 36 подвеса.The
Эти верхние шлицы 50 или продольные ребра ориентированы относительно нижних шлицов 44 или продольных ребер, причем внешняя поверхность 46 уплотнения расположена между ними.These
Как показано на фиг. 1 и фиг. 2, при поддержке устройства 36 подвеса из первой внутренней колонны 32 обсадных труб на удерживающем выступе 40 нижние шлицы 44 обеспечивают канал текучей среды, обеспечивающий возможность протекания текучей среды вверх из области между промежуточной колонной 22 обсадных труб и первой внутренней колонной 32 обсадных труб. Эта текучая среда может затем течь вверх между внешней поверхностью 46 уплотнения и промежуточной колонной 22 обсадных труб или патрубком 42, выполненным посредством части частью 48 в виде канавки. Текучая среда может затем пройти через каналы, выполненные в верхних шлицах 50 или продольных ребрах и текучая среда может продолжать течь вверх по трубчатой колонне обсадных труб к поверхности.As shown in FIG. 1 and FIG. 2, with the support of the
Этот непрерывный канал для текучей среды вокруг первой внутренней колонны 32 обсадных труб при устройстве подвеса первой внутренней колонны 32 обсадных труб обеспечивает канал для протекания «выходящего на устье скважины цемента» вверх назад к поверхности без необходимости использования клапанов с дистанционным управлением.This continuous fluid channel around the first
В соответствии с этим при закреплении первой внутренней колонны 32 обсадных труб в первом положении таким образом, что нижние концы шлицев 44 или продольные ребра оперты на верхнюю поверхность выступа 40, цемент может быть пропущен через первую внутреннюю колонну 32 обсадных труб, чтобы цемент текAccordingly, when the first
вверх в кольцевом зазоре 52, имеющем место между наружной поверхностью первой внутренней колонны 32 обсадных труб и внутренней поверхностью промежуточной колонны 22 обсадных труб. Текучая среда, вытесняемая цементом, образует «выходящий на устье скважины цемент» и эта текучая среда затем течет через нижние шлицы 44, вокруг внешней поверхности 46 уплотнения, через верхние шлицы 50, и наконец «выходящий на устье скважины цемент» может вытекать на поверхность через трубчатую колонну обсадных труб, проходящую от оборудования 10 устья скважины к поверхности.upward in the
Как показано на фиг. 3 и фиг. 4, после цементирования происходит поднятие первой внутренней колонны 32 обсадных труб до тех пор, пока внешняя поверхность 46 уплотнения не будет расположена рядом со вторыми средствами закрепления. Подъем устройства 36 подвеса и первой внутренней колонны 32 обсадных труб может быть лишь простым перемещением вверх, которое может быть измерено относительно определенной контрольной точки. В одном варианте перемещение может быть измерено относительно индексной точки, обеспечиваемой частью противовыбросового превентора.As shown in FIG. 3 and FIG. 4, after cementing, the first
Вторые средства закрепления содержат зажимное устройство, содержащее буртик 54 с внешней конусообразной поверхностью, взаимодействующей с кольцевым компонентом в виде работающего на сжатие кольца 56. Работающее на сжатие кольцо 56 подвижно в осевом направлении относительно работающего на сжатие буртика 54 таким образом, что взаимодействующие конусные поверхности создают направленную вовнутрь силу, сжимающую патрубок 42 на внешней поверхности 46 уплотнения. Сила, образованная относительным осевым перемещением работающего на сжатие кольца 56 относительно работающего на сжатие буртика 54, образует уплотнение типа металл-металл между патрубком 42 и устройством 36 подвеса из первой внутренней колонны 32 обсадных труб. Патрубок 42 может содержать серию шлицев 43 или гребней или продольных ребер вокруг своей внешней окружности, содействующих сжимающей силе, образованной посредством сжатия патрубка 42. Шлицы 43 по существу увеличивают наружный диаметр патрубка в своем месте расположения внутри зажимного устройства.The second securing means comprise a clamping device comprising a
Кроме того, перемещение устройства 36 подвеса из первого положения во второе положение создает осевую нагрузку на первую внутреннюю колонну 32 обсадных труб, а зажимное устройство сохраняет эту осевую нагрузку внутри первой внутренней колонны 32 обсадных труб.In addition, moving the
Внешняя поверхность 46 уплотнения из устройства 36 подвеса создаетThe
уплотнение типа металл-металл между устройством 36 подвеса и патрубком 42. Внешняя поверхность 46 уплотнения может также содержать два кольцевых уплотнителя 56, расположенных в продольном направлении на расстоянии друг от друга на внешней поверхности 46 уплотнения, для выполнения уплотнения высокого качества.a metal-to-metal seal between the
Зажимное устройство зажимает устройство 36 подвеса и, следовательно, первую внутреннюю колонну 32 обсадных труб для предотвращения любого продольного перемещения первой внутренней колонны 32 обсадных труб. В частности, зажимное устройство предотвращает натяжение вниз первой внутренней колонны 32 обсадных труб под воздействием веса колонны 32. Кроме того, зажимное устройство также предотвращает перемещение вверх первой внутренней колонны 32 обсадных труб под воздействием любого направленного вверх давления, образованного в кольцевом пространстве 52, окружающем первую внутреннюю колонну 32 обсадных труб. В соответствии с этим первая внутренняя колонна 32 обсадных труб выдерживает напряжение при наличии уплотнения типа металл-металл, а первая внутренняя колонна 32 обсадных труб поддержана посредством осевой нагрузки.The clamping device clamps the
Простое зажимное устройство создает уплотнение типа металл-металл и также предотвращает перемещение колонны 56 обсадных труб вниз и предотвращает перемещение колонны 56 обсадных труб в направлении вверх.A simple clamping device creates a metal-to-metal seal and also prevents the
Как показано на фиг. 5-8, оборудование устья скважины содержит второй корпус 24 оборудования устья скважины, расположенный выше первого корпуса 26 оборудования устья скважины. Второй корпус 24 оборудования устья скважины содержит вторые средства закрепления для закрепления второй внутренней колонны 56 обсадных труб внутри первой внутренней колонны 32 обсадных труб при аналогичном размещении.As shown in FIG. 5-8, wellhead equipment comprises a second
Вторая внутренняя колонна 56 обсадных труб содержит колонну 56 обсадных труб диаметром 9 5/8 дюйма. Вторая внутренняя колонна 56 обсадных труб содержит устройство 58 подвеса на своем верхнем конце. Устройство 58 подвеса содержит внешнюю поверхность 60 уплотнения, определенную вокруг ее внешней периферии, размещенную с возможностью создания уплотнения типа металл-металл с патрубком 42.The second
Устройство 58 подвеса снова размещено таким образом, чтобы быть поддерживаемым в первом положении, создавая канал текучей среды, обеспечивающий возможность «выходящему на устье скважины цементу» течь вверх через колонну обсадных труб к поверхности.The
Второе устройство 58 подвеса содержит вытянутые в радиальном направлении ребра 62 или шлицы, определенные как нижняя опорная поверхность устройства 58 подвеса. Второе устройство 58 подвеса сохранено в первом положении при упоре нижней опорной поверхности 62 устройства 58 подвеса в удерживающий выступ 64 или поверхность, обеспеченную первым устройством 36 подвеса.The
Поскольку нижняя опорная поверхность 62 второго устройства 58 подвеса содержит шлицы или ребра 62, эти средства опоры обеспечивают множество каналов текучей среды.Since the
Внешняя поверхность 60 уплотнения второго устройства 58 подвеса размещена с возможностью расположения в увеличенном диаметре 65 или канавке патрубка 42 таким образом, что текучая среда может проходить между внешней поверхностью 60 уплотнения и патрубком 42 при сохранении устройства 58 подвеса в первом положении.The
В этом первом положении цемент может течь вниз по второй внутренней колонне 56 обсадных труб и затем течь вверх в кольцевом зазоре 66 между наружной поверхностью второй внутренней колонны 56 обсадных труб и внутренней поверхностью первой внутренней колонны обсадных труб. При вхождении цемента в кольцевое пространство 66 цемент вытесняет расположенную здесь текучую среду, которая затем способна течь вверх между шлицами 62 или ребрами устройства 58 подвеса и вокруг внешней поверхности 60 уплотнения второго устройства 58 подвеса. Текучая среда затем течет вверх между верхними шлицами 63 или продольными ребрами, выполненными на втором устройстве 58 подвеса выше внешней поверхности 60 уплотнения. «Выходящий на устье скважины цемент» может затем течь вверх к поверхности.In this first position, cement may flow down the second
После застывания цемента второе устройство 58 подвеса и связанная с ним вторая внутренняя колонна 56 обсадных труб могут быть подняты вверх, чтобы внешняя поверхность уплотнения 60 второго устройства 58 подвеса была расположена рядом со (и внутри) вторыми средствами закрепления, содержащими зажимное устройство.After the cement has solidified, the
Зажимное устройство содержит работающий на сжатие буртик 68 с конусными во внешнем направлении поверхностями. Два работающих на сжатие кольца 70, 71 с конусной во внутреннем направлении поверхностью размещены с возможностью расположения вокруг конусообразных поверхностей работающего на сжатие буртика 68. Эти работающие на сжатие кольца 70, 71 могут быть перемещены относительно друг друга и по внешним конусообразным поверхностям работающего на сжатиеThe clamping device comprises a
буртика 68. Это относительное перемещение заставляет работающую на сжатие буртик 68 сжимать и деформировать патрубок 42 во внутреннем направлении с уменьшением внутреннего диаметра патрубка 42 и эффективным сжатием второго устройства 58 подвеса. В частности, эта направленная вовнутрь сила создает уплотнение типа металл-металл между внешней поверхностью 60 уплотнения второго устройства 58 подвеса и внутренней поверхностью патрубка 42.
Внешняя поверхность 60 уплотнения содержит два кольцеобразных уплотнения 67, содействующих уплотнению, созданному силой зажима.The
Зажимное устройство выполняет уплотнение типа металл-металл и также предотвращает перемещение колонны 56 обсадных труб вниз, а также предотвращает перемещение колонны 56 обсадных труб в направлении вверх.The clamping device performs a metal-to-metal seal and also prevents casing
Как показано на фиг. 7 и фиг. 8, вторая внутренняя колонна 56 обсадных труб поднята после застывания цемента. Это перемещение положения вершины колонны 56 обсадных труб означает, что вторая внутренняя колонна 56 обсадных труб выдерживает осевую нагрузку, поддерживаемую закреплением второго устройства 58 подвеса в этом втором положении. Это перемещение представляет собой простое перемещение вверх второй внутренней колонны 56 обсадных труб.As shown in FIG. 7 and FIG. 8, the second
В соответствии с этим настоящее изобретение предлагает оборудование 10 устья скважины, содержащее первую внутреннюю колонну 32 обсадных труб, которая удержана при осевой нагрузке, и вторую внутреннюю колонну 56 обсадных труб, которая также удержана при осевой нагрузке. И первая и вторая внутренние колонны 32, 56 обсадных труб зажаты с возможностью освобождения таким образом, что колонны 32, 56 обсадных труб не способны выполнять перемещение вверх или вниз в продольном направлении. Перед зажатием в таком положении оборудование 10 устья скважины создает первые средства удержания для сохранения первой и второй колонн 32, 56 обсадных труб в позиции цементирования, посредством чего «выходящий на устье скважины цемент» способен течь вокруг соответствующих устройств 36, 58 подвеса и вверх через колонну обсадных труб к поверхности. После цементирования верхние устройства 36, 58 подвеса из соответствующих внутренних колонн 32, 56 обсадных труб перемещены вверх, где устройство подвеса затем зажато в положении, способствующем поддержанию соответствующих внутренних колонн 32, 56 обсадных труб под осевой нагрузкой, что препятствует перемещению и вверх и вниз.Accordingly, the present invention provides
Настоящее изобретение может быть использовано в оборудовании подводного морского устья скважины, работающем при высоком давлении / высокой температуре, и может быть использовано на самоподъемных скважинах поисково-разведочныхThe present invention can be used in equipment of an underwater wellhead operating at high pressure / high temperature, and can be used in self-climbing exploration wells
работ. Устройство закрепления обеспечивает истинные уплотнения типа металл-металл и обеспечивает возможность мгновенной блокировки, что может соответствовать возможностям устройства подвеса.works. The clamping device provides true metal-to-metal seals and allows for instant blocking, which may match the capabilities of the suspension device.
Настоящее изобретение обеспечивает много отличительных признаков, включая требование об установке подводных устройств подвеса посредством лишь одной спускоподъемной операции. Устройства подвеса уплотнены и заблокированы после завершения цементирования. Кроме того, полная способность блокировки давления в кольцевом зазоре для устройств подвеса может составлять до 4 миллионов фунтов. Настоящее изобретение устраняет использование кольцевых уплотнений и блокировочных патрубков известного уровня техники.The present invention provides many distinctive features, including the requirement to install underwater suspension devices with only one hoisting operation. Suspension devices are sealed and locked after cementing is completed. In addition, the full annular clearance pressure locking ability for suspension devices can be up to 4 million pounds. The present invention eliminates the use of O-rings and interlocking nozzles of the prior art.
В соответствии с этим настоящее изобретение имеет существенно уменьшенное время установки и также обеспечивает способность контроля за целостностью уплотнения.In accordance with this, the present invention has a significantly reduced installation time and also provides the ability to control the integrity of the seal.
Кроме того, настоящее изобретение обеспечивает надежные уплотнения типа металл-металл вследствие устранения перемещения, большую площадь контакта уплотнения, множественные уплотнения металла, единственный канал утечки, причем уплотнение зажима имеет доказанную величину, составляющую 20000 фунтов на кв. дюйм сверху и снизу (при температуре 350 F).In addition, the present invention provides reliable metal-metal seals due to elimination of movement, a large seal contact area, multiple metal seals, a single leakage channel, the clip seal having a proven value of 20,000 psi. inch above and below (at 350 F).
Настоящее изобретение обеспечивает автоматическую предварительно загруженную блокировку оборудования устья скважины относительно направляющей колонны обсадных труб и имеет конструкцию с увеличенным диаметром скважины и хорошим сопротивлением изгибающей нагрузке. Система имеет интегральные металлические уплотнения при отсутствии операции подводной установки уплотнения, а многочисленные уплотнения металла возбуждены внешней силой с предсказуемой величиной. Блокировка мгновенна и нет никаких движущихся частей, необходимых для устройств подвеса. Нет никаких подлежащих активизации запорных колец и система создает среду с жестким уплотнением типа металл-металл. Система может быть использована в загрязненной окружающей среде.The present invention provides automatic preloaded blocking of the wellhead equipment relative to the casing guide string and has a design with an increased borehole diameter and good bending load resistance. The system has integral metal seals in the absence of an underwater seal installation operation, and numerous metal seals are excited by an external force with a predictable value. The lock is instant and there are no moving parts needed for the suspension devices. There are no locking rings to be activated and the system creates a metal-to-metal rigid seal environment. The system can be used in a polluted environment.
Установка системы может включать выполнение тестирования противовыбросового превентора с установленными работающими на износ вкладышами. Операция установки устройств подвеса обратима и система может содержать положительную блокировку работающего на износ вкладыша без поворота.Installing the system may include testing blowout preventers with wear liners installed. The installation operation of the suspension devices is reversible and the system may contain a positive lock on the wear liner without turning.
Настоящее изобретение предлагает простую и эффективную систему для обеспечения устройства для блокировки колонны обсадных труб, в котором колонна обсадных труб удержана уплотнением типа металл-металл, и колонна обсадных трубThe present invention provides a simple and effective system for providing a casing blocking device in which a casing string is held by a metal-metal seal and a casing string
блокирована от перемещения и в направлении вверх, и вниз. Зажимное устройство не требует использования многочисленных компонентов, используемых при известном уровне техники. Зажимное устройство представляет собой одну простую систему. В частности зажимное устройство представляет собой эффективную и надежную систему, обеспечивающую возможность одной операции активации для блокирования перемещения колонны обсадных труб вверх и вниз при одновременном создании уплотнения типа металл-металл. Зажимное устройство вырабатывает силу сжатия, создающую достаточную способность захвата для обеспечения быстрой, простой и одновременной реализации всех трех из этих упомянутых функциональных возможностей без необходимости использования многочисленных отдельных компонентов для обеспечения каждой функциональной возможности. Например, системы известного уровня техники могут потребовать использования кольцевых компонентов уплотнения, компонентов для блокировки перемещения колонны вниз и компонентов для блокировки перемещения колонны вверх. Каждая из этих трех функциональных возможностей, возможно, потребовала бы использования отдельных компонентов, и каждая из этих функциональных возможностей возможно, ранее требовала отдельных операций активации. Специалистам в данной области техники очевидно, что эти многочисленные дополнительные компоненты и операции активации приводят к возникновению дополнительных затруднений, а дополнительные компоненты и операции активации увеличивают риск поломки.blocked from moving both in the up and down directions. The clamping device does not require the use of numerous components used in the prior art. The clamping device is one simple system. In particular, the clamping device is an efficient and reliable system that allows one activation operation to block the movement of the casing string up and down while creating a metal-metal seal. The clamping device generates a compressive force that creates sufficient gripping ability to provide quick, simple, and simultaneous implementation of all three of these functionality without the need for multiple separate components to provide each functionality. For example, prior art systems may require the use of annular seal components, components to block the column downward movement, and components to block the column upward movement. Each of these three functionalities might require the use of separate components, and each of these functionalities may have previously required separate activation operations. Those skilled in the art will appreciate that these numerous additional components and activation operations lead to additional difficulties, and additional components and activation operations increase the risk of breakage.
Настоящее изобретение также предлагает средства контроля для контроля за пространством и объемом внутри нижнего кольцевого зазора. В частности, средства контроля контролируют пространство и объем внутри нижнего кольцевого зазора 52, расположенного между внутренней поверхностью промежуточной колонны 22 обсадных труб диаметром 22 дюйма и наружной поверхностью внутренней колонны 32 обсадных труб. Кроме того, средства контроля обеспечивают способность извлечения текучей(-их) среды(-ед) из кольцевого зазора 52 и/или их введения в указанный зазор.The present invention also provides monitoring means for controlling the space and volume within the lower annular gap. In particular, the control means controls the space and volume inside the lower
Средства контроля содержат порт, в частности канал 100 (контрольный канал текучей среды), вытянутый вверх из кольцевого зазора 52. Канал 100 выполнен в патрубке 102. Таким образом, патрубок 102 содержит патрубок, заменяющий ранее описанный патрубок 42. В соответствии с этим патрубок 102 расположен на верхнем конце промежуточной колонны 22 обсадных труб. Патрубок 102 содержит канавку 48 и внутреннюю поверхность уплотнения для уплотнения с внешней поверхностью 46 уплотнения устройства 36 подвеса во втором положении закрепления.The control means comprise a port, in particular a channel 100 (fluid control channel), elongated upward from the
Как показано на фиг. 9, канал 100 содержит нижний конец 104, которыйAs shown in FIG. 9,
обеспечивает область входа/выхода. Нижний конец 104 размещен с возможностью расположения ниже уплотнения, выполненного между устройством 36 подвеса и патрубком 102 при нахождении устройства 236 подвеса во втором положении закрепления. Точно так же верхний конец 106 канала 100 размещен с возможностью расположения выше уплотнения, созданного между устройством 36 подвеса и патрубком 102 при нахождении устройства 36 подвеса во втором верхнем положении закрепления.provides an entry / exit area. The
В соответствии с этим при нахождении устройства 36 подвеса во втором верхнем положении закрепления канал 100 обеспечивает жидкостную связь (или трубопровод), обходящую уплотнение таким образом, что текучая среда способна проходить между верхней секцией 108 трубопровода и нижним кольцевым зазором 52.Accordingly, when the
Таким образом, в настоящем изобретении выполнен канал 100, обеспечивающий возможность контроля за пространством и объемом внутри нижнего кольцевого зазора 52. Это расположение не требует вскрытия устья скважины и, в частности, не требует вскрытия колонн обсадных труб. Порт, содержащий клапан, выступающий через колонну обсадных труб ниже устья скважины, способен обеспечить доступ к кольцевому зазору 52, но такое размещение может быть опасным и рискованным. Например, при отказе такого клапана последствия для скважины могут быть катастрофическими. Кроме того, различные правила и инструкции могут указывать, что не разрешено такое вскрытие трубопровода в этом месте.Thus, in the present invention, a
Термин «контроль» использован здесь с включением контроля параметров и/или устранения недостатков, обнаруженных внутри кольцевого зазора. В частности, траектория контроля за кольцевым зазором может также быть использована для восстановления любого давления, обычно называемого «действующим продолжительное время давлением внутри обсадной трубы». Устранение недостатков представляет собой стравливание давления или введение восстанавливающей текучей среды, например, бурового глинистого раствора для устранения утечки или цемента для ее уплотнения.The term “control” is used here to include parameter control and / or elimination of deficiencies found within the annular gap. In particular, the annular clearance control path can also be used to restore any pressure commonly referred to as “continuous pressure inside the casing”. Elimination of deficiencies is a pressure release or the introduction of a reducing fluid, for example, drilling mud to eliminate leakage or cement to seal it.
При формировании устья скважины может быть использован изолирующий патрубок 110, показанный на фиг. 10. Изолирующий патрубок 110 размещен с возможностью закрепления на верхнем конце 106 канала 100 и предотвращения, тем самым, перемещения жидкости в канал 100. Изолирующий патрубок может быть использован в качестве временного патрубка во время формирования устья скважины. Изолирующий патрубок 110 удаляют и затем заменяют контрольным устройством 112 подвеса, который содержит устройство подвеса, выполненное с возможностьюWhen forming the wellhead, an
контроля и монтажа труб. В примере реализации настоящего изобретения, показанном на фиг. 9, контрольное устройство 12 подвеса не содержит подвешенную из него колонну обсадных труб, а контрольное устройство подвеса обеспечивает средства восстановления для устранения избыточного давления, обнаруженного внутри кольцевого зазора посредством введения или извлечения текучей среды через средства контроля.control and installation of pipes. In the embodiment of the present invention shown in FIG. 9, the
Контрольное устройство 112 подвеса размещено с возможностью закрепления внутри второго (верхнего) корпуса 24 устья скважины. В частности, контрольное устройство 112 подвеса закреплено внутри второго средства закрепления, как описано ранее.The
Контрольное устройство 112 подвеса содержит инструмент, способный устанавливать связь с кольцевым зазором внутри инструмента бурения в виде бурильной трубы через стояк и управлять этим зазором. Контрольное устройство 112 подвеса может быть развернуто или перед установкой устройства подвеса трубы или в ходе вмешательства посредством удаления устройства подвеса трубы и замены его контрольным устройством 112 подвеса.The
Как показано на фиг. 9, в конфигурации восстановления контрольное устройство 112 подвеса содержит центральный трубопровод 108, содержащий канал 114, проходящий в радиальном направлении за пределы центрального трубопровода 108. Радиальный канал 114 размещен с возможностью ориентации относительно верхнего конца 106 канала 100, выполненного в патрубке 102. Как было объяснено выше, нижний конец 104 канала 100 имеет жидкостную связь с кольцевым зазором 52, расположенным ниже нижнего устройства 36 подвеса. В соответствии с этим центральный трубопровод 108 из контрольного устройства 112 подвеса находится в жидкостной связи с нижним кольцевым зазором 52 между внутренней поверхностью колонны обсадных труб диаметром 22 дюйма и наружной поверхностью внутренней колонны 32 обсадных труб. Центральный трубопровод 108 может быть присоединен к поверхности, где могут быть расположены дополнительные устройства управления и датчики. Например, связь с поверхностью может быть обеспечена шлангокабелем или другим подходящим видом связи. Датчики могут представлять собой манометр и/или температурный датчик или другой датчик контроля за текучей средой. Манометр может быть расположен на поверхности в конфигурации восстановления, показанной на фиг. 9, или электрический манометр может быть расположен в фонтанной арматуре 120, находящейся в связи с поверхностной станцией. Кроме того, средства контроля могут содержать дистанционно управляемый клапан, выполненный с возможностьюAs shown in FIG. 9, in the recovery configuration, the
доступа к кольцевому зазору, так что пользователь может управлять введением текучей среды в кольцевой зазор или извлечением текучей среды из кольцевого зазора.access to the annular gap, so that the user can control the introduction of fluid into the annular gap or the extraction of fluid from the annular gap.
В этой конфигурации восстановления текучая среда может быть введена в кольцевой зазор или извлечена из него. Например, средства контроля могут обнаружить избыточное давление внутри кольцевого зазора и/или средства контроля могут обнаружить присутствие излишнего количества нефти/газа внутри кольцевого зазора, которое не должно присутствовать. Средства контроля обеспечивают возможность извлечения объема этой излишней текучей среды из кольцевого зазора через канал 100 и в центральный трубопровод 108. Излишняя текучая среда может затем протекать через центральный трубопровод 108 для удаления. В качестве альтернативы, проблема излишней текучей среды или нежелательной текучей среды может быть решена посредством введения текучей среды (например, бурового раствора, цемента и т.д.) в кольцевой зазор. Это может помочь при разрешении проблемы протекания текучей среды (например, нефти, газа и т.д.) в кольцевой зазор. Введение текучей среды может приводить к принуждению протекания текучей среды вниз через центральный трубопровод 108, через канал 100 и в кольцевой зазор 52. В соответствии с этим средства контроля обеспечивают средства восстановления. Средства контроля контролируют/обнаруживают любое нарастание давления нефти/газа со временем в кольцевом зазоре, где этого не должно быть, и средства контроля могут затем устранить эту проблему. Например, средства контроля могут сбросить избыточное давление и затем перекрыть эту связь, или насос может быть присоединен к средствам контроля для подачи бурового раствора/цемента, который будет закачан в кольцевой зазор для прекращения дальнейшего протекания. В соответствии с этим канал 100 обеспечивает доступ текучей среды к кольцевому зазору с обеспечением возможности снижения давления или введения текучей среды восстановления.In this recovery configuration, fluid may be introduced into or removed from the annular gap. For example, controls may detect excess pressure within the annular gap and / or controls may detect the presence of excess oil / gas within the annular gap that should not be present. The monitoring means allows the volume of this excess fluid to be extracted from the annular gap through the
Патрубок 102, содержащий канал 100, проходит между первыми (нижними), средствами закрепления и вторыми (верхними) средствами закрепления устья скважины. Как показано на фиг. 9, канал 100 содержит нижний вход 104, расположенный ниже поверхности уплотнения устройства 36 подвеса. Канал 100 изогнут под углом во внешнем радиальном направлении при распространении канала 100 вверх, пока канал 100 не создаст угловую секцию 116. Канал 100 затем проходит в радиальном внутреннем направлении в виде линейной секции 115 вдоль радиуса патрубка 102.A
Эта линейная секция 115 создает выходную область, размещенную сThis
возможностью выравнивания с каналом 114, выполненным в контрольном устройстве 112 подвеса.the possibility of alignment with the
Далее с определенными ссылками на фиг. 10-12 будет описана установка средств контроля.With reference to FIG. 10-12, the installation of controls will be described.
Сначала имеет место установка устройства 36 подвеса эксплуатационной колонны обсадных труб вместе с изолирующим патрубком 110. Агрегат спущен с устройством 36 подвеса колонны обсадных труб, поддерживаемым на выступе 40, выполненном патрубком 102, расположенным на вершине промежуточной колонны 22 обсадных труб, как показано на фиг. 10. Колонну 32 обсадных труб затем цементируют в положении, обеспечивающем возможность удаления избыточного цементного состава/вытесненной текучей среды. Устройство 36 подвеса колонны обсадных труб и изолирующий патрубок 110 затем поднимают в положение регулировки и кольцевые уплотнения устанавливают посредством использования нижнего средства закрепления. Нижние средства закрепления приведены в действие для уплотнения устройства 36 подвеса колонны обсадных труб на месте, а верхние средства закрепления приведены в действие для уплотнения изолирующего патрубка 110 на месте, как показано на фиг. 11 с удаленным инструментом для спускоподъемных работ.First, installation of the casing production
Операция расположения может включать испытание под давлением, проводимое в этой конфигурации. Затем может быть удален инструмент для спускоподъемных работ, который установил и отрегулировал нижнее устройство 36 подвеса колонны обсадных труб и изолирующий патрубок 110. Затем может быть продолжена программа бурения. Последовательность операций установки может включать еженедельное профилактическое проведение испытаний продувки с использованием любого подходящего для проведения испытаний инструмента, который может быть избирательно опущен в устье скважины и извлечен из него.The positioning operation may include a pressure test conducted in this configuration. Then the hoisting tool that installed and adjusted the lower casing
Изолирующий патрубок 110 может затем быть удален из устройства. Происходит расцепление верхнего средства закрепления с последующим удалением изолирующего патрубка 110 при использовании инструмента для спускоподъемных работ. После удаления могут быть установлены снаряд для окончания скважины и устройство подвеса труб, как показано на фиг. 12, где показаны средства контроля в эксплуатационной конфигурации. Это включает выполняемую вторыми средствами закрепления операцию во втором корпусе 24 оборудования устья скважины по установке кольцевых уплотнений для контроля за кольцевым пространством и закрепления на месте устройства 112 подвеса трубы. После этого закрепления канатные пробки присоединяют к устройству 112 подвеса трубы и устанавливают в нем.The insulating
Инструмент для спускоподъемных работ устройства подвеса колонны и водоотделяющая колонна для бурения могут затем быть удалены.The tool for hoisting the column suspension device and the riser for drilling can then be removed.
После удаления водоотделяющей колонны для бурения агрегат 120 фонтанной арматуры может быть установлен выше второго корпуса 24 устья скважины, как показано на фиг. 12. Агрегат 120 фонтанной арматуры устанавливают выше второго корпуса 24 устья скважины, причем агрегат 120 фонтанной арматуры содержит соединительное устройство 122, проходящее в порт 119 контроля кольцевого зазора, выполненного в устройстве 112 подвеса колонны. Наконец, происходит удаление канатной пробки и монтаж скважины завершен.After removing the riser for drilling, the fountain assembly 120 may be installed above the
Claims (15)
средства контроля для контроля за кольцевым пространством (52), расположенным ниже устройства (36) подвеса, причем
кольцевое пространство (52) расположено между внешней поверхностью внутренней колонны (32) обсадных труб и внутренней поверхностью внешней колонны (22) обсадных труб,
средства контроля содержат патрубок (102), выполненный с возможностью закрепления в оборудовании (10) устья скважины, причем
патрубок (102) содержит контрольный канал (100) текучей среды, который по текучей среде соединяет кольцевое пространство (52) с отверстием (106) контроля, расположенным выше устройства (36) подвеса,
отличающееся тем, что
крепежное устройство содержит зажимное устройство для зажима устройства (36) подвеса, а зажимное устройство содержит буртик (54), имеющий внешнюю конусообразную поверхность, а также кольцевой компонент (56) с внутренней конусообразной поверхностью,
при этом буртик (54) и кольцевой компонент (56) выполнены с возможностью относительного осевого перемещения между первым положением, в котором конусообразная поверхность кольцевого компонента (56) не прилагает радиальной силы к буртику (54), и вторым положением, в котором конусообразная поверхность кольцевого компонента (56) прилагает радиальную силу, достаточную для деформации буртика (54) в направлении внутрь, чтобы деформировать патрубок (102) в направлении внутрь для захвата устройства (36) подвеса.1. A fastening device for securing the suspension device (36) in the equipment (10) of the underwater wellhead containing
monitoring means for monitoring the annular space (52) located below the suspension device (36), wherein
the annular space (52) is located between the outer surface of the inner casing string (32) and the inner surface of the outer casing string (22),
control means contain a pipe (102), made with the possibility of fixing in the equipment (10) of the wellhead, and
the pipe (102) contains a control channel (100) of a fluid that fluidly connects the annular space (52) to the control hole (106) located above the suspension device (36),
characterized in that
the fixing device comprises a clamping device for clamping the suspension device (36), and the clamping device comprises a collar (54) having an external conical surface, as well as an annular component (56) with an internal conical surface,
wherein the flange (54) and the annular component (56) are capable of relative axial movement between the first position in which the conical surface of the annular component (56) does not exert radial force on the flange (54) and the second position in which the conical shape of the annular component (56) exerts a radial force sufficient to deform the collar (54) inward to deform the pipe (102) inward to grip the suspension device (36).
патрубок (102) содержит первые крепежные средства и вторые крепежные средства для закрепления устройства (36) подвеса в первом положении и во втором положении.2. A fixing device for securing the suspension device (36) in the equipment (10) of the underwater wellhead according to claim 1, wherein
the pipe (102) comprises first fixing means and second fixing means for fixing the suspension device (36) in the first position and in the second position.
контрольный канал (100) текучей среды обеспечивает обход сообщения по текучей среде, обеспечивающий возможность введения текучей среды в кольцевое пространство (52) и извлечения из него.3. A fastening device for securing the suspension device (36) in the equipment (10) of the underwater wellhead according to claim 1, wherein
the control channel (100) of the fluid provides a bypass message through the fluid, allowing the introduction of fluid into the annular space (52) and extraction from it.
средства контроля содержат контрольное устройство (112) подвеса, причем
контрольное устройство (112) подвеса содержит канал (114) текучей среды, который выровнен с отверстием (106) контрольного канала (100) текучей среды в патрубке (102), причем
контрольное устройство (112) подвеса дополнительно содержит порт (119) контроля для соединения со средствами связи, обеспечивающими связь от оборудования (10) подводного морского устья скважины к поверхности, и при этом
средства связи выполнены с возможностью выборочного взаимодействия и выхода из взаимодействия с портом (119) контроля.4. A fastening device for securing the suspension device (36) in the equipment (10) of the underwater wellhead according to claim 1, wherein
the control means comprise a suspension control device (112), wherein
the suspension control device (112) comprises a fluid channel (114), which is aligned with the hole (106) of the fluid control channel (100) in the pipe (102), wherein
the suspension control device (112) further comprises a control port (119) for connection with communication means providing communication from equipment (10) of the subsea wellhead to the surface, and
Communication facilities are made with the possibility of selective interaction and exit from interaction with the control port (119).
средства контроля содержат изолирующий патрубок (110), выполненный с возможностью прикрепления выше устройства (36) подвеса, причем
изолирующий патрубок (110) уплотняет открытое отверстие (106), образованное контрольным каналом (100) текучей среды внутри патрубка (102), в котором расположено устройство (36) подвеса.5. A fastening device for securing the suspension device (36) in the equipment (10) of the underwater wellhead according to claim 1, wherein
the control means comprise an insulating pipe (110) configured to attach above the suspension device (36), wherein
the insulating pipe (110) seals the open hole (106) formed by the control channel (100) of the fluid inside the pipe (102) in which the suspension device (36) is located.
крепежное устройство содержит первое зажимное устройство для зажима устройства (36) подвеса и второе зажимное устройство для зажима части средств контроля выше устройства (36) подвеса.6. A fastening device for securing the suspension device (36) in the equipment (10) of the underwater wellhead according to claim 1, wherein
the mounting device comprises a first clamping device for clamping the suspension device (36) and a second clamping device for clamping a portion of the controls above the suspension device (36).
второе зажимное устройство выполнено с возможностью выборочного зажатия изолирующего патрубка (110) выше устройства (36) подвеса.7. A fastening device for securing the suspension device (36) in the equipment (10) of the underwater wellhead according to claim 6, wherein
the second clamping device is configured to selectively clamp the insulating pipe (110) above the suspension device (36).
второе зажимное устройство выполнено с возможностью выборочного зажатия контрольного устройства (112) подвеса выше устройства (36) подвеса.8. A fastening device for securing the suspension device (36) in the equipment (10) of the underwater wellhead according to claim 6, wherein
the second clamping device is configured to selectively clamp the suspension control device (112) above the suspension device (36).
первое зажимное устройство и второе зажимное устройство размещены с возможностью приложения радиальной силы, достаточной для деформации патрубка (102) во внутреннем направлении для захвата устройства (36) подвеса и выборочного захвата изолирующего патрубка (110) или контрольного устройства (112) подвеса.9. A fastening device for securing the suspension device (36) in the equipment (10) of the underwater wellhead according to claim 6, wherein
the first clamping device and the second clamping device are placed with the possibility of applying a radial force sufficient to deform the pipe (102) in the internal direction to capture the suspension device (36) and selectively capture the insulating pipe (110) or the control suspension device (112).
первое зажимное устройство размещено с возможностью приложения радиальной силы, достаточной для деформации патрубка (102) во внутреннем направлении для захвата устройства (36) подвеса, а
второе зажимное устройство размещено с возможностью приложения радиальной силы, достаточной для деформации патрубка (102) во внутреннем направлении для выборочного захвата изолирующего патрубка (110) или контрольного устройства (112) подвеса,
причем изолирующий патрубок использован в качестве временного патрубка во время формирования оборудования (10) устья скважины и размещен с возможностью его удаления и замены контрольным устройством (112) подвеса.10. A fastening device for securing the suspension device (36) in the equipment (10) of the underwater wellhead according to claim 9, wherein
the first clamping device is placed with the possibility of applying a radial force sufficient to deform the pipe (102) in the internal direction to capture the suspension device (36), and
the second clamping device is placed with the possibility of applying a radial force sufficient to deform the pipe (102) in the internal direction for selectively gripping the insulating pipe (110) or the control device (112) of the suspension,
moreover, the insulating pipe is used as a temporary pipe during the formation of the equipment (10) of the wellhead and is placed with the possibility of its removal and replacement by the control device (112) of the suspension.
контрольный канал (100) текучей среды обеспечивает средства восстановления для восстановления уровня давления в кольцевом пространстве (52).11. A fastening device for securing the suspension device (36) in the equipment (10) of the underwater wellhead according to claim 1, wherein
the control channel (100) of the fluid provides recovery means for restoring the pressure level in the annular space (52).
средства восстановления размещены с возможностью введения текучей среды восстановления для уплотнения части кольцевого пространства (52).12. A fastening device for securing the suspension device (36) in the equipment (10) of the underwater wellhead according to claim 11, wherein
recovery means are arranged to introduce a recovery fluid to seal part of the annular space (52).
крепежное устройство выполнено в соответствии с любым пп. 1-12.13. Equipment (10) of the underwater wellhead, including a mounting device for securing the suspension device (36) in the equipment (10) of the underwater wellhead, wherein
the mounting device is made in accordance with any paragraphs. 1-12.
патрубок (102) содержит контрольный канал (100) текучей среды, соединяющий по текучей среде кольцевое пространство (52) с отверстием (106) контроля, расположенным выше устройства (36) подвеса, а
кольцевое пространство (52) расположено между наружной поверхностью внутренней колонны (32) обсадных труб и внутренней поверхностью внешней колонны (22) обсадных труб,
отличающийся тем, что
устройство (36) подвеса зажимают в крепежном устройстве, а зажимное устройство содержит буртик (54), имеющий внешнюю конусообразную поверхность, а также кольцевой компонент (56) с внутренней конусообразной поверхностью,
при этом осуществляют осевое перемещение кольцевого компонента (56) относительного буртика (54) между первым положением, в котором конусообразная поверхность кольцевого компонента (56) не прилагает радиальной силы к буртику (54), и вторым положением, в котором конусообразная поверхность кольцевого компонента (56) прилагает радиальную силу, достаточную для деформации буртика (54) в направлении внутрь, чтобы деформировать патрубок (102) в направлении внутрь для захвата устройства (36) подвеса.14. The method of monitoring the annular space (52) located below the suspension device (36) in the equipment (10) of the subsea wellhead, comprising securing the nozzle (102) in the equipment (10) of the undersea wellhead,
the pipe (102) contains a control channel (100) of a fluid connecting the annular space (52) with the fluid with a control hole (106) located above the suspension device (36), and
an annular space (52) is located between the outer surface of the inner casing string (32) and the inner surface of the outer casing string (22),
characterized in that
the suspension device (36) is clamped in the mounting device, and the clamping device comprises a collar (54) having an external conical surface, as well as an annular component (56) with an internal conical surface,
in this case, the annular component (56) of the relative shoulder (54) is axially moved between the first position in which the conical surface of the ring component (56) does not exert radial force on the shoulder (54) and the second position in which the conical surface of the ring component (56) ) exerts a radial force sufficient to deform the collar (54) inward to deform the pipe (102) inward in order to grip the suspension device (36).
устройство (36) подвеса захватывают с помощью первого зажимного устройства посредством приложения радиальной силы, достаточной для деформации патрубка (102) во внутреннем направлении для захвата устройства (36) подвеса, и
выборочно захватывают изолирующий патрубок (110) или контрольное устройство (112) подвеса с помощью второго зажимного устройства посредством приложения радиальной силы, достаточной для деформации патрубка (102) во внутреннем направлении для захвата изолирующего патрубка (110) или контрольного устройства (112),
причем изолирующий патрубок используют в качестве временного патрубка во время формирования оборудования (10) устья скважины, который удаляют и заменяют контрольным устройством (112) подвеса. 15. The method of monitoring the annular space (52) located below the suspension device (36) in the equipment (10) of the underwater wellhead, according to claim 14, according to which
the suspension device (36) is gripped by the first clamping device by applying a radial force sufficient to deform the pipe (102) inwardly to grip the suspension device (36), and
selectively gripping the insulating branch pipe (110) or the suspension control device (112) by means of a second clamping device by applying a radial force sufficient to deform the branch pipe (102) inward to gripping the insulating branch pipe (110) or the control device (112),
moreover, the insulating pipe is used as a temporary pipe during the formation of the equipment (10) of the wellhead, which is removed and replaced by a control device (112) of the suspension.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GB1016745.0 | 2010-10-05 | ||
| GB1016745.0A GB2484298A (en) | 2010-10-05 | 2010-10-05 | Subsea wellhead with adjustable hanger forming an annular seal |
| PCT/GB2011/051909 WO2012046060A2 (en) | 2010-10-05 | 2011-10-05 | Subsea wellhead including monitoring apparatus |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2014117548A RU2014117548A (en) | 2015-11-10 |
| RU2574228C2 true RU2574228C2 (en) | 2016-02-10 |
Family
ID=
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1629474A1 (en) * | 1989-01-09 | 1991-02-23 | Азербайджанский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт нефтяного машиностроения | Subsea wellhead equipment |
| US5544707A (en) * | 1992-06-01 | 1996-08-13 | Cooper Cameron Corporation | Wellhead |
| RU2146000C1 (en) * | 1997-03-12 | 2000-02-27 | Закрытое акционерное общество "Нефтемашвнедрение" | Column head |
| RU27140U1 (en) * | 2002-08-15 | 2003-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" | TUBE HEAD |
| WO2003060279A2 (en) * | 2002-01-04 | 2003-07-24 | Abb Vetco Gray Inc. | Ported subsea wellhead |
| US6640902B2 (en) * | 2001-04-17 | 2003-11-04 | Fmc Technologies, Inc. | Nested stack-down casing hanger system for subsea wellheads |
| US6871708B2 (en) * | 2001-02-23 | 2005-03-29 | Abb Vetco Gray Inc. | Cuttings injection and annulus remediation systems for wellheads |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU1629474A1 (en) * | 1989-01-09 | 1991-02-23 | Азербайджанский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт нефтяного машиностроения | Subsea wellhead equipment |
| US5544707A (en) * | 1992-06-01 | 1996-08-13 | Cooper Cameron Corporation | Wellhead |
| RU2146000C1 (en) * | 1997-03-12 | 2000-02-27 | Закрытое акционерное общество "Нефтемашвнедрение" | Column head |
| US6871708B2 (en) * | 2001-02-23 | 2005-03-29 | Abb Vetco Gray Inc. | Cuttings injection and annulus remediation systems for wellheads |
| US6640902B2 (en) * | 2001-04-17 | 2003-11-04 | Fmc Technologies, Inc. | Nested stack-down casing hanger system for subsea wellheads |
| WO2003060279A2 (en) * | 2002-01-04 | 2003-07-24 | Abb Vetco Gray Inc. | Ported subsea wellhead |
| RU27140U1 (en) * | 2002-08-15 | 2003-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Оренбурггазпром" | TUBE HEAD |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9441452B2 (en) | Oilfield apparatus and methods of use | |
| CA2921656C (en) | Running tool | |
| US10087687B2 (en) | Seal sub system | |
| RU2582525C2 (en) | Equipment of subsea wellhead | |
| CN111819338A (en) | Plug and play connection system for a controlled pressure drilling system below a tension ring | |
| US20240125193A1 (en) | A hanger running tool and a method for installing a hanger in a well | |
| RU2574228C2 (en) | Submarine wellhead equipment with control unit | |
| CA3032449C (en) | Mandrel head for wellhead isolation tool and method of use | |
| GB2603810A (en) | A hanger running tool and a method for installing a hanger in a well | |
| CN116940744A (en) | Hanger running tool and method for installing a hanger in a well | |
| Lienau | Hanger Running Tool |