EA009139B1 - Отводное устройство для манифольда нефтяной или газовой скважины, манифольд (варианты), манифольдное устройство и способ отвода текучих сред - Google Patents
Отводное устройство для манифольда нефтяной или газовой скважины, манифольд (варианты), манифольдное устройство и способ отвода текучих сред Download PDFInfo
- Publication number
- EA009139B1 EA009139B1 EA200600002A EA200600002A EA009139B1 EA 009139 B1 EA009139 B1 EA 009139B1 EA 200600002 A EA200600002 A EA 200600002A EA 200600002 A EA200600002 A EA 200600002A EA 009139 B1 EA009139 B1 EA 009139B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- fluids
- channel
- branch
- pipe
- manifold
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims abstract description 489
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 55
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims abstract description 103
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 215
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 61
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 61
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 26
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 15
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims description 5
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 claims description 4
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 claims description 3
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 claims 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 31
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 30
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 24
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 24
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 19
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 18
- 238000013461 design Methods 0.000 description 14
- 230000006870 function Effects 0.000 description 10
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 10
- 238000011282 treatment Methods 0.000 description 9
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 8
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 8
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 7
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 7
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 6
- 230000033001 locomotion Effects 0.000 description 6
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 6
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 5
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 5
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 5
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 5
- 230000008859 change Effects 0.000 description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 description 4
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 239000000463 material Substances 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 238000005868 electrolysis reaction Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 2
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 2
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 2
- -1 steam Substances 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000242722 Cestoda Species 0.000 description 1
- 101000651298 Homo sapiens TRAF-interacting protein with FHA domain-containing protein A Proteins 0.000 description 1
- 102100026933 Myelin-associated neurite-outgrowth inhibitor Human genes 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 102100027651 TRAF-interacting protein with FHA domain-containing protein A Human genes 0.000 description 1
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 1
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 239000011888 foil Substances 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 230000002452 interceptive effect Effects 0.000 description 1
- 238000003754 machining Methods 0.000 description 1
- 150000002739 metals Chemical class 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000003534 oscillatory effect Effects 0.000 description 1
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 description 1
- 239000003507 refrigerant Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 238000005070 sampling Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000002455 scale inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 239000010878 waste rock Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/035—Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
- E21B33/0387—Hydraulic stab connectors
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/035—Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
- E21B33/0353—Horizontal or spool trees, i.e. without production valves in the vertical main bore
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/04—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads
- E21B33/047—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads for plural tubing strings
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/068—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/068—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells
- E21B33/076—Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells specially adapted for underwater installations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/02—Valve arrangements for boreholes or wells in well heads
- E21B34/025—Chokes or valves in wellheads and sub-sea wellheads for variably regulating fluid flow
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B41/00—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00
- E21B41/0007—Equipment or details not covered by groups E21B15/00 - E21B40/00 for underwater installations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/01—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells specially adapted for obtaining from underwater installations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/12—Methods or apparatus for controlling the flow of the obtained fluid to or in wells
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/162—Injecting fluid from longitudinally spaced locations in injection well
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
- E21B43/166—Injecting a gaseous medium; Injecting a gaseous medium and a liquid medium
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/34—Arrangements for separating materials produced by the well
- E21B43/36—Underwater separating arrangements
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/02—Valve arrangements for boreholes or wells in well heads
- E21B34/04—Valve arrangements for boreholes or wells in well heads in underwater well heads
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Physical Or Chemical Processes And Apparatus (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
- Multiple-Way Valves (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Separation Using Semi-Permeable Membranes (AREA)
- Quick-Acting Or Multi-Walled Pipe Joints (AREA)
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
Abstract
Описаны способы и устройство для отвода текучих сред в скважину или из скважины. Некоторые варианты выполнения включают отводное устройство, расположенное в стволе фонтанной арматуры. В частности, изобретение относится к отводному устройству, присоединенному к ответвительной линии фонтанной арматуры, но не ограничено только этим. Некоторые варианты выполнения обеспечивают отведение текучих сред из фонтанной арматуры в подводную обрабатывающую установку с последующим возвращением по крайней мере части этих текучих сред в фонтанную арматуру для извлечения. В альтернативных вариантах используется только один канал текучей среды и не обеспечивается возвращение текучих сред к фонтанной арматуре. Некоторые варианты выполнения могут быть встроены в существующие фонтанные арматуры, благодаря чему может быть осуществлено выполнение новой функции без замены фонтанной арматуры. Также описаны варианты выполнения с несколькими отводными устройствами.
Description
Область техники, к которой относится изобретение
Настоящее изобретение относится к устройству и способу для отвода текучих сред. Варианты выполнения изобретения могут быть использованы для извлечения и нагнетания текучих сред. Некоторые варианты выполнения, в частности, предназначены для извлечения и нагнетания текучих сред либо при работе с одной скважиной, либо с разными скважинами, однако могут использоваться и для других целей.
Сведения о предшествующем уровне техники
В технике нефтяных и газовых скважин хорошо известны фонтанные арматуры (устьевое оборудование), обычно представляющие собой устройства, состоящие из труб, запорных и соединительных средств, устанавливаемые в устье скважины после окончания бурения и оборудования эксплуатационной насосно-компрессорной колонны для управления потоком нефти и газа из скважины. Подводная фонтанная арматура обычно включает в себя по крайней мере два ствола скважины, один из которых связан с эксплуатационной колонной (эксплуатационный ствол), а другой - с кольцевым зазором (затрубный ствол).
Типичные конструкции фонтанной арматуры содержат боковое выпускное отверстие (эксплуатационную ответвительную линию) от эксплуатационного ствола, перекрытое задвижкой эксплуатационной ответвительной линии, предназначенное для отвода добываемых (скважинных) текучих сред от эксплуатационного ствола. Затрубный ствол также обычно включает в себя затрубную ответвительную линию с соответствующей задвижкой затрубной ответвительной линии. Поверх эксплуатационного ствола и поверх затрубного ствола обычно устанавливается колпак фонтанной арматуры, которым обычно герметизируются различные стволы в фонтанной арматуре и создаются гидравлические каналы для управления различными задвижками фонтанной арматуры посредством внешнего оборудования скважины или дистанционно с морской платформы.
Скважины и фонтанная арматура часто находятся в эксплуатации длительное время, и десятилетние скважины могут работать и поныне. Прогресс в этой области с тех пор очень значителен и сегодня, например, требуется подводная обработка текучих сред. Такая обработка может включать в себя добавление химикатов, отделение воды и песка от углеводородов и пр. Более того, иногда необходимо извлечь текучие среды из одной скважины и ввести компонент этих текучих сред в другую скважину либо в ту же самую скважину. Для выполнения любой из этих операций необходимо разорвать трубопровод, подходящий к выпускному отверстию ответвительной линии, подключить новый трубопровод, идущий к оборудованию, выполняющему подобную обработку, другую скважину и пр. При этом возникают проблемы и связанный с этой операцией большой риск отсоединения трубопровода, который долгое время был присоединен и не предполагалось, что он будет отсоединяться. Далее, согласно природоохранному законодательству извлекаемые текучие среды не должны просачиваться в море, а в результате любого подобного нештатного и необычного разъединения это может произойти.
Обычные способы извлечения текучих сред из скважин включают извлечение всех текучих сред по трубам на поверхность (например, буровую установку или даже на сушу) перед отделением углеводородов от ненужных песка и воды. Транспортировка песка и воды на такие большие расстояния сопряжена со значительными напрасными потерями энергии. Кроме того, текучие среды, которые требуется нагнетать в скважину, часто транспортируются на значительные расстояния, что также сопряжено с напрасным расходом энергии.
В скважинах низкого давления обычно необходимо поднять давление добываемых текучих сред, проходящих по эксплуатационному стволу, что обычно производится насосом или аналогичным устройством, установленным после задвижки эксплуатационной ответвительной линии в трубопроводе или аналогичном ответвлении в боковом выпускном канале фонтанной арматуры. Установка такого насоса в действующей скважине, однако, представляет собой сложную операцию, для выполнения которой добыча должна быть на некоторое время остановлена, пока трубопровод разъединяется, устанавливается насос, восстанавливается соединение и производится проверка целостности трубопровода.
Другой альтернативой может быть увеличение давления добываемых текучих сред с помощью насоса, устанавливаемого на буровой установке, но для этого требуется вмешательство в работу скважины с буровой установки, что может оказаться еще более дорогостоящей операцией, чем разъединение системы труб под водой или на дне.
Сущность изобретения
Согласно настоящему изобретению предлагается отводное устройство для манифольда нефтяной или газовой скважины, содержащее корпус, имеющий внутренний проход, и выполненное с возможностью соединения с ответвлением манифольда.
Отводное устройство может быть приспособлено для введения в канал ответвления манифольда и включать в себя разделительные средства для разделения канала ответвления на две отдельные области.
Нефтяная или газовая скважина обычно представляют собой подводную скважину, но изобретение в равной мере относится и к наземным скважинам.
Манифольд может представлять собой собирающий коллектор, установленный в месте соединения нескольких трубопроводов, переносящих добываемые текучие среды от нескольких различных скважин либо транспортирующих нагнетаемые текучие среды в несколько скважин. В другом варианте мани
- 1 009139 фольд может относиться только к одной скважине и, например, может содержать фонтанную арматуру.
Под ответвлением здесь понимается любое ответвление (отвод) манифольда, за исключением эксплуатационного ствола фонтанной арматуры. Ответвительная линия обычно представляет собой боковой отвод фонтанной арматуры и может быть эксплуатационной ответвительной линией или затрубной ответвительной линией, присоединенной к эксплуатационному стволу или затрубному (кольцевому) стволу соответственно.
При необходимости корпус отводного устройства может быть соединен с корпусом штуцера. Корпус штуцера может представлять собой корпус, который остается после того, как был снят штатный штуцер обвязки. Штуцер может быть штуцером фонтанной арматуры либо штуцером манифольда другого назначения.
Отводное устройство может быть расположено в ответвлении манифольда (или в удлинителе ответвления) последовательно со штуцером. Например, в варианте выполнения, где манифольд содержит фонтанную арматуру, отводное устройство может быть расположено между штуцером и задвижкой эксплуатационного ответвления либо между штуцером и выпускным отверстием в ответвлении. В других альтернативных вариантах выполнения отводное устройство может быть расположено в трубопроводах, присоединенных к манифольду, а не в самом манифольде. В таких вариантах выполнения отводное устройство может быть использовано в придачу к штуцеру, нежели вместо него.
То, что отводное устройство приспособлено для присоединения к фонтанной арматуре, означает, что колпак фонтанной арматуры не должен сниматься для соединения с отводным устройством. Варианты выполнения настоящего изобретения могут быть легко встроены в существующие фонтанные арматуры.
В предпочтительном варианте выполнения отводное устройство может быть расположено внутри канала ответвления (ответвительной линии) манифольда.
При необходимости внутренний проход отводного устройства соединяется с внутренним пространством корпуса штуцера либо иной частью ответвления манифольда.
Изобретение обладает тем преимуществом, что текучие среды могут быть отведены от своего обычного пути между стволом скважины и выпускным отверстием ответвительной линии. Текучие среды могут представлять собой добываемые (скважинные) текучие среды, которые извлекаются и проходят из ствола скважины к выпускному отверстию фонтанной арматуры. Напротив, текучие среды могут представлять собой нагнетаемые текучие среды, следующие в обратном направлении в ствол скважины. Поскольку штуцер представляет собой штатное оборудование, существует хорошо известная и безопасная технология снятия и замены штуцера при его износе. Те же отработанные и испытанные способы могут быть использованы для снятия штуцера с корпуса штуцера и установки отводного устройства на корпус штуцера без риска утечки текучих сред из скважины в море. Это позволяет присоединять новые трубопроводы к корпусу штуцера и, таким образом, позволяет безопасно изменить путь прохождения добываемых текучих сред, не рискуя разъединением и повторным соединением каких-либо из существующих труб (например, выходного коллектора).
В некоторых вариантах выполнения имеется сообщение (связь текучей средой) между стволом скважины и отводным устройством. В других вариантах выполнения возможно отделение ствола скважины от области отводного устройства. Корпус штуцера может быть корпусом штуцера в трубопроводе с добываемой текучей средой либо может быть корпусом штуцера затрубного трубопровода.
В предпочтительном варианте выполнения на первом конце отводного устройства имеется хомут для прикрепления к корпусу штуцера либо иной части ответвления манифольда.
При необходимости корпус может иметь цилиндрическую форму, а внутренний проход может проходить по оси корпуса между противоположными концами корпуса. В другом варианте один конец внутреннего прохода находится в боковой части корпуса.
Обычно отводное устройство включает в себя разделительные средства для создания двух разделенных областей внутри отводного устройства. Каждая из этих областей обычно имеет, соответственно, впускное и выпускное отверстия, так что текучая среда может протекать через эти области независимо.
При необходимости корпус может содержать осевую вставку. Обычно осевая вставка имеет форму трубы, а ее конец выступает за конец корпуса. В предпочтительном варианте выполнения труба разделяет внутренний проход на первую область, содержащую канал трубы, и вторую область, содержащую кольцевой зазор между корпусом и трубой.
При необходимости труба может быть загерметизирована внутри ответвления (например, внутри корпуса штуцера) для предотвращения сообщения между кольцевым зазором и каналом в трубе.
В альтернативном варианте выполнения осевая вставка имеет форму стержня. Как вариант, на осевой вставке может быть расположена пробка для заглушения выпускного отверстия фонтанной арматуры либо манифольда другого типа. В предпочтительном варианте пробка выполнена так, чтобы плотно вставляться в канал, ведущий в выпускное отверстие ответвления манифольда, и закупоривать его.
При необходимости отводное устройство имеет средства для отвода потока текучих сред из первой части первого канала текучей среды (пути движения потока) во второй канал (линию) текучей среды и средства для отвода текучих сред из второго канала текучей среды во вторую часть первого канала текучей среды.
- 2 009139
В предпочтительном варианте выполнения по крайней мере часть первого канала текучей среды содержит ответвление манифольда. Первая и вторая части первого канала текучей среды могут содержать канал трубы и кольцевой зазор трубы.
Согласно изобретению также предлагается манифольд, имеющий ответвление и описанное отводное устройство.
При необходимости отводное устройство может быть прикреплено к ответвлению таким образом, что внутренний проход отводного устройства связан с внутренним пространством ответвления.
При необходимости манифольд имеет выпускное отверстие ответвительной линии, а внутренний проход отводного устройства сообщается с выпускным отверстием ответвительной линии.
При необходимости область, образованная отводным устройством, может быть отделена от эксплуатационного ствола скважины. Внутренний проход отводного устройства может быть отделен от ствола скважины закрытой задвижкой в манифольде.
В частном варианте выполнения отводное устройство может содержать вставку в форме трубы, которая образует первую область, содержащую канал трубы, и вторую отдельную область, содержащую кольцевой зазор между трубой и корпусом. При необходимости один конец трубы заглушен внутри корпуса штуцера или другой части ответвления для предотвращения прохождения текучей среды между первой и второй областями. Кольцевой зазор между трубкой и корпусом может быть перекрыт таким образом, что он будет связан только с ответвлением.
В другом варианте выполнения кольцевой зазор имеет выпускное отверстие для подсоединения к следующим далее трубам, благодаря чему вторая область образует канал текучей среды, отделенный от первой области, образуемой внутренним каналом трубы.
При необходимости первая и вторая области могут быть соединены трубопроводами, с которыми также соединена обрабатывающая установка, таким образом, что текучие среды подвергаются обработке при прохождении сквозь соединительную систему труб.
Обычно обрабатывающая установка выбирается из группы, содержащей, по крайней мере насос;
турбину, приводимую в действие обрабатываемой текучей средой; нагнетательное устройство для нагнетания газа или пара;
устройство для нагнетания химических препаратов;
разделительную колонну для текучих сред;
измерительное устройство;
устройство для измерения температуры;
устройство для измерения расхода;
устройство для определения состава;
устройство для определения вязкости;
устройство для отделения газа;
устройство для отделения воды;
устройство для отделения твердых тел;
устройство для отделения углеводородов.
Отводное устройство может создавать барьер для отделения выпускного отверстия в ответвлении и впускного отверстия в ответвлении. Барьер может отделить выпускное отверстие в ответвлении от эксплуатационного ствола фонтанной арматуры. При необходимости барьер содержит пробку, которая обычно расположена внутри корпуса штуцера (либо иной части ответвления манифольда) для заглушения выпускного отверстия ответвления. Пробка прикрепляется к корпусу стержнем, который проходит по оси через внутренний проход корпуса.
В другом варианте барьер содержит трубу отводного устройства, которое вставлено внутрь корпуса штуцера или иной части ответвления.
Манифольд может иметь трубу, соединяющую первую и вторую области.
При необходимости первая группа текучих сред извлекается из первой скважины по первому отводному устройству и объединяется с другими текучими средами в общей трубе, а объединенные текучие среды затем отводятся в транспортирующую линию через второе отводное устройство, соединенное со второй скважиной.
Согласно изобретению также предлагается способ отвода текучих сред через ответвление манифольда, в котором соединяют ответвление манифольда с отводным устройством, содержащим корпус, имеющий внутренний проход, и осуществляют отвод текучих сред через корпус.
Согласно изобретению может быть также осуществлен отвод скважинных текучих сред посредством отвода текучих сред от первой части первого канала текучей среды ко второму каналу текучей среды и отведение текучих сред от второго канала текучей среды назад ко второй части первого канала текучей среды, при этом текучие среды отводят по крайней мере одним отводным устройством, присоединенным к ответвлению манифольда.
- 3 009139
Отводное устройство может быть расположено внутри корпуса штуцера; в альтернативном варианте отводное устройство может быть соединено последовательно со штуцером. Отводное устройство может быть расположено в ответвлении манифольда, смежном со штуцером, либо может быть включено в состав отдельной удлинительной надставки ответвления манифольда.
Способ в основном предназначен для добычи текучих сред из скважины и может включать в качестве заключительного шага отведение текучих сред в выпускное отверстие первого канала текучей среды для их выведения оттуда. Вместо этого, либо вдобавок к этому, способ может быть использован для нагнетания текучих сред в скважину.
Внутренний проход отводного устройства может быть связан с внутренним пространством ответвления. Текучие среды могут проходить через отводное устройство либо в одном, либо в другом направлениях.
Отводное устройство обычно включает разделительные средства для создания двух разделенных областей внутри отводного устройства, а способ может включать шаг пропускания текучих сред через одну из этих областей или обе эти области.
При необходимости текучие среды пропускают через первую и вторую области в одном направлении. В другом варианте текучие среды проходят через первую и вторую области в противоположных направлениях.
Текучие среды пропускают либо через первую, либо через вторую из этих областей, а затем, по крайней мере, пропорциональные части этих текучих сред пропускают, соответственно, через другую область из этих первой и второй областей. При необходимости способ включает шаг обработки текучих сред в обрабатывающей установке перед пропусканием текучих сред обратно, соответственно, к другой области из первой и второй областей.
В другом варианте текучие среды могут быть пропущены только через одну из двух разделенных областей. Например, отводное устройство может быть использовано для создания соединения между двумя каналами текучей среды, которые не присоединяются к стволу скважины, например между двумя внешними линиями пропускания текучей среды. При необходимости текучие среды могут протекать только через область, изолированную от ответвления. Например, если бы разделенные области были оснащены трубой, загерметизированной внутри ответвления манифольда, текучие среды могли протекать только через канал в трубе. Канал текучей среды может соединять канал в трубе со стволом скважины (эксплуатационный ствол или затрубный ствол) либо с другим крупным каналом фонтанной арматуры для обхода ответвления манифольда. Этот канал текучей среды может, при необходимости, соединять область, образуемую в отводном устройстве, со стволом скважины через отверстие в колпаке фонтанной арматуры.
Первая и вторая области могут быть соединены системой труб. При необходимости подсоединяют обрабатывающую установку в системе труб так, что текучие среды подвергаются обработке, проходя по соединительной системе труб.
Обрабатывающая установка может быть любой из описанных выше, хотя и не ограничена этим перечнем.
Обычно способ включает шаг извлечения штуцера из корпуса штуцера перед тем, как прикрепить к корпусу штуцера отводное устройство.
При необходимости способ включает шаг отвода текучих сред от первой части первого канала текучей среды и отвода текучих сред от второго канала текучей среды ко второй части первого канала текучей среды.
Для извлечения добываемых текучих сред первую часть первого канала текучей среды обычно связывают с эксплуатационным стволом, а вторую часть первого канала обычно соединяют с трубопроводом для транспортировки от скважины извлеченных текучих сред (например, на поверхность). Для нагнетания текучих сред в скважину первая часть первого канала текучей среды обычно соединяется с внешней линией передачи текучей среды, а вторая часть первого канала текучей среды соединена с затрубным стволом. При необходимости направления потоков могут быть изменены на противоположные.
Преимущество способа состоит в том, что отвод текучих сред может быть осуществлен (например, текучие среды могут быть извлечены из скважины или могут нагнетаться в нее либо даже отведены от другого пути, полностью обходя скважину) без снятия или замены каких-либо труб, уже прикрепленных к выпускному отверстию на ответвлении манифольда (например, выпускного отверстия эксплуатационной ответвительной линии).
При необходимости способ может включать шаг извлечения текучих сред из скважины и шаг нагнетания текучих сред в скважину. Некоторые из извлеченных текучих сред могут закачиваться обратно в ту же самую скважину либо в другую скважину.
Например, добываемые текучие среды могут быть разделены на углеводороды и воду; при этом углеводороды возвращаются в первый канал текучей среды для их извлечения оттуда, а вода возвращается и нагнетается в ту же самую или другую скважину.
При необходимости оба шага - извлечение текучих сред и нагнетание текучих сред - включают использование соответствующих отводных устройств. В другом варианте только один из шагов, извлече
- 4 009139 ние или нагнетание текучих сред, включает использование отводного устройства.
При необходимости способ может включать шаг отвода текучих сред через обрабатывающую установку.
Согласно изобретению также предлагается манифольдное устройство, содержащее первый и второй манифольды, описанные выше, соединенные по меньшей мере одной каналом (линией) текучей среды.
Обычно манифольд содержит фонтанную арматуру, первое ответвление содержит эксплуатационную ответвительную линию, а второе ответвление - затрубную ответвительную линию.
Манифольд может включать первый канал, имеющий выпускное отверстие; второй канал, имеющий выпускное отверстие; первое отводное устройство, соединенное с первым каналом; второе отводное устройство, соединенное со вторым каналом; и канал текучей среды, соединяющий первое и второе отводные устройства.
Обычно по крайней мере одно из первого и второго отводных устройств перекрывает канал в манифольде между каналом манифольда и соответствующим ему выпускным отверстием. Манифольд может представлять собой фонтанную арматуру, первый канал содержит эксплуатационный ствол, а второй канал содержит затрубный ствол.
Преимуществом некоторых вариантов выполнения является то, что первое и второе отводные устройства могут быть соединены друг с другом так, чтобы обеспечить нагнетание нежелательных компонентов добываемых текучих сред (например, воды и песка) непосредственно обратно в скважину, вместо того чтобы транспортировать их от скважины вместе с углеводородами. Нежелательные материалы могут быть в основном отделены от углеводородов в устье скважины, благодаря чему сокращается объем транспортируемых от скважины текучих сред и экономится энергия. Первое и второе отводные устройства могут быть использованы для подключения к обрабатывающим установкам других типов в виде альтернативы или дополнения (например, установкам, описанным в связи с другими особенностями изобретения), например, насосу высокого давления, фильтрующему устройству, устройству нагнетания химических препаратов и др., для добавления или отведения веществ и для установки нужного давления в районе устья скважины. Первое и второе отводные устройства позволяют выполнять обработку как на извлекаемых текучих средах, так и на нагнетаемых текучих средах. В предпочтительных вариантах выполнения изобретения одновременно обеспечивается как извлечение, так и нагнетание текучих сред в одной и той же скважине.
Обычно первое и второе отводные устройства присоединены к обрабатывающей установке. В качестве обрабатывающей установки может быть использовано любое из средств, описанных в связи с другими особенностями изобретения.
В качестве отводного устройства может использоваться отводное устройство, описанное выше.
Обычно также используется система труб, приспособленная как к извлечению, так и к нагнетанию текучих сред. В предпочтительном варианте выполнения система труб приспособлена к одновременному извлечению и нагнетанию текучих сред.
Изобретение может использоваться для извлечения текучих сред из скважины и нагнетания текучих сред в скважину, которая имеет манифольд, включающий по крайней мере один канал и по крайней мере одно ответвление, имеющее выпускное отверстие. При этом осуществляют перекрытие прохода в манифольде между каналом манифольда и соответствующим выпускным отверстием ответвления;
отвод от манифольда текучих сред, извлеченных из скважины;
нагнетание текучих сред в скважину;
причем ни одна из текучих сред не отводится за пределы манифольда, и ни одна из нагнетаемых текучих сред не проходит через выпускное отверстие ответвления перекрытого прохода.
При этом отводное устройство может быть присоединено ко второму каналу текучей среды. В качестве обрабатывающей установки может использоваться любое из упомянутых выше средств.
Обычно в обрабатывающей установке углеводороды отделяют от остальных извлеченных текучих сред. Неуглеводородные компоненты извлеченных текучих сред отводят ко второму отводному устройству для образования по крайней мере одного компонента нагнетаемых текучих сред.
При необходимости по крайней мере один компонент нагнетаемых текучих сред подают из внешней линии передачи текучей среды, которая не подсоединена к эксплуатационному стволу либо к первому отводному устройству.
При необходимости может быт включен шаг отвода, по крайней мере, некоторых из нагнетаемых текучих сред от первой части первого канала текучей среды ко второму каналу текучей среды и отвода текучих сред от второго канала текучей среды обратно ко второй части первого канала текучей среды для нагнетания в затрубный ствол скважины. Обычно шаги извлечения текучих сред из скважины и нагнетания текучих сред в скважину выполняются одновременно.
В изобретении может быть использовано оборудование скважины, содержащее первую скважину, имеющую первое отводное устройство; вторую скважину, имеющую второе отводное устройство;
канал текучей среды, соединяющий первое и второе отводные устройства.
- 5 009139
Обычно каждая из первой и второй скважин содержит фонтанную арматуру, имеющую соответствующий ствол и соответствующее выпускное отверстие, и по крайней мере одно из отводных устройств перекрывает проход в фонтанной арматуре между соответствующими ее стволом фонтанной арматуры и соответствующими ее выпускным отверстием фонтанной арматуры.
Обычно используется альтернативное выпускное отверстие, а отводное устройство отводит текучие среды по пути, ведущему в альтернативное выпускное отверстие.
При необходимости по крайней мере одно из первого и второго отводных устройств расположены внутри эксплуатационного ствола соответствующей этому отводному устройству фонтанной арматуры. По крайней мере одно из первого и второго отводных устройств присоединено к ответвительной линии соответствующей фонтанной арматуры.
Может быть осуществлен отвод текучих сред от первой скважины во вторую скважину по крайней мере через один манифольд. При этом осуществляют перекрытие прохода в манифольде между каналом манифольда и выпускным отверстием ответвления манифольда и отвод, по крайней мере, некоторых из текучих сред от первой скважины ко второй скважине по пути, не включающему выпускное отверстие ответвления перекрытого прохода.
В этом случае по крайней мере один манифольд может содержать фонтанную арматуру первой скважины, а способ может включать дополнительный шаг возвращения части извлеченных текучих сред в фонтанную арматуру первой скважины и затем извлечения этой части извлеченных текучих сред из выпускного отверстия перекрытого прохода.
Может быть также осуществлено извлечение текучих сред из скважины, имеющей манифольд, и нагнетание текучих сред в такую скважину. При этом по крайней мере один из шагов извлечения и нагнетания включает отведение текучих сред от первой части первого канала текучей среды ко второму каналу текучей среды и отведение текучих сред от второго канала текучей среды ко второй части первого канала текучей среды.
Далее может быть также осуществлено извлечение текучих сред из первой скважины и обратное нагнетание по крайней мере некоторых из этих извлеченных текучих сред во вторую скважину, при этом осуществляют шаги отвода текучих сред от первой части первого канала текучей среды ко второму каналу текучей среды и отведение, по крайней мере, некоторых из этих текучих сред из второго канала текучей среды ко второй части первого канала текучей среды.
Обычно текучие среды извлекают из первой скважины через первое отводное устройство, и текучие среды нагнетаются обратно во вторую скважину через второе отводное устройство. Может быть также включен шаг обработки добываемых текучих сред в обрабатывающей установке, установленной между первой и второй скважинами и соединенной с ними. При необходимости может быть включен дополнительный шаг возвращения части извлеченных текучих сред в первое отводное устройство и затем извлечения этой части извлеченных текучих сред через первое отводное устройство.
Кроме того, может быть также осуществлено извлечение текучих сред из скважины и нагнетание текучих сред в скважину посредством отвода текучих сред между стволом скважины и выпускным отверстием ответвления и при этом обходится по крайней мере часть ответвления. Такой вариант может быть использован для отвода текучих сред в обрабатывающей установке и затем для возвращения их в выпускное отверстие ответвительной линии для отбора через штатный транспортирующий трубопровод, присоединенный к выпускному отверстию. Это может быть также полезным в случае, если заклинит в закрытом состоянии задвижку ответвительной линии.
При необходимости текучие среды отводят через колпак фонтанной арматуры.
Кроме того, может быть осуществлено нагнетание текучих сред в скважину, при котором осуществляют отведение текучих сред от первой части первого канала текучей среды во второй канал текучей среды и отведение текучих сред от второго канала текучей среды во вторую часть первого канала текучей среды.
При этом может быть использовано описанное выше отводное устройство. Отводное устройство может быть установлено в самых разных местах, включая: эксплуатационный ствол, затрубный ствол, эксплуатационную ответвительную линию, затрубную ответвительную линию, корпус штуцера эксплуатационного ствола, корпус штуцера затрубного ствола, колпак фонтанной арматуры или внешние патрубки, подсоединенные к фонтанной арматуре, но и не только в этих местах. Отводное устройство не обязательно должно быть подсоединено к фонтанной арматуре, вместо этого оно может быть подсоединено к манифольду другого типа. Первый и второй каналы текучей среды могут включать некоторые из частей манифольда или все части.
Обычно первый канал текучей среды представляет собой эксплуатационный ствол или эксплуатационный трубопровод, а его первая часть обычно представляет нижнюю часть вблизи устья скважины. В другом варианте первый канал текучей среды содержит затрубный ствол. Вторая часть первого канала текучей среды обычно представляет собой часть ствола или трубопровода, смежного с выпускным отверстием ответвления, расположенную вниз по направлению перемещения потока, хотя первая или вторая части могут располагаться в ответвлении или выпускном отверстии первого канала текучей среды.
- 6 009139
Отведение текучих сред от первого канала текучей среды обеспечивает обработку текучих сред (например, химическими веществами) или увеличение давления для более эффективного извлечения перед повторным введением в первый канал текучей среды.
Второй канал текучей среды может представлять собой затрубный ствол либо трубу, вставленную в первый канал текучей среды. Для второго канала текучей среды, при необходимости, вместо затрубного ствола могут быть использованы стволы других типов.
Обычно отклонение потока от первого канала текучей среды во второй канал текучей среды осуществляется колпаком на фонтанной арматуре. При необходимости колпак содержит насос или устройство технологической обработки, но оно может устанавливаться отдельно либо в иной части оборудования, и в большинстве вариантов выполнения этого типа поток отводится через колпак к насосу и т.д. и возвращается к колпаку по системе труб. Соединение, обычно в виде трубопровода, как правило, используется для переноса текучих сред между первым и вторым каналами текучей среды.
Обычно отводное устройство может быть выполнено из высококачественных сталей или иных металлов с использованием, при необходимости, упругих или надувных герметизирующих средств.
Отводное устройство может включать в себя выпускные отверстия для первого и второго каналов текучей среды для отвода текучих сред к насосу или установке технологической обработки либо иной обрабатывающей установке, описанной в настоящем изобретении.
Отводное устройство, при необходимости, содержит трубу, которая может быть вставлена в первый канал текучей среды, причем устройство имеет герметизирующие (уплотняющие) средства, которые обеспечивают герметизацию трубы относительно стенки эксплуатационного ствола. Труба может формировать устройство для отвода текучей среды в своем центральном канале, который обычно ведет к колпаку фонтанной арматуры и насосу, упомянутым ранее. Герметизация между трубой и первым каналом текучей среды предотвращает попадание текучей среды из первого канала текучей среды в кольцевой зазор между трубой и эксплуатационным стволом, за исключением случаев, описанных ниже. После прохождения через обычный насос высокого давления устройство нагнетания цементного раствора либо устройство химической обработки отложений текучая среда отводится во второй канал текучей среды и отсюда перекрестно возвращается в первый канал текучей среды и выпускное отверстие первого канала текучей среды.
Предлагаемые устройства и способы обычно могут быть использованы для подводных добывающих скважин в нормальном режиме работы или при испытании скважины, но также могут быть использованы в подводных скважинах нагнетания воды, наземных нагнетательных скважинах нефтедобычи и геотермальных скважинах.
Насос может приводиться в действие водой высокого давления, либо электроэнергией, которая может подаваться непосредственно с неподвижных или плавающих шельфовых установок, либо с привязного буя, либо газом высокого давления из локального источника.
В предпочтительном варианте выполнения колпак герметизируется в стволах фонтанной арматуры над главной (основной) задвижкой фонтанной арматуры. Герметизирующие элементы между колпаком и стволами фонтанной арматуры могут представлять собой уплотнительные кольца, надувные уплотнители либо, в предпочтительном варианте выполнения, уплотнители металл-металл. Доработка колпака может быть выполнена с невысокими затратами без нарушения целостности существующей системы труб и минимальным воздействием на уже существующую систему управления.
Обычно конструкции устройств отвода потока внутри колпака могут изменяться, причем конструкция фонтанной арматуры, число, размер и конфигурация каналов устройства отведения согласуются с конструкцией эксплуатационного и затрубного стволов и других относящихся к ним устройств. Тем самым обеспечивается возможность, при необходимости, изолировать насос от эксплуатационного ствола и возможность создания байпасной петли.
Колпак обычно допускает возможность его встраивания в существующие фонтанные арматуры и может включать в себя эквивалентные трубы для гидравлических текучих сред для управления задвижками фонтанной арматуры, которые согласуются и взаимодействуют с трубами и иными элементами управления фонтанной арматуры, к которой прикреплен колпак.
В наиболее предпочтительном варианте выполнения колпак имеет выпускные отверстия для эксплуатационного и затрубного каналов текучей среды для отведения от колпака текучих сред.
В настоящем изобретении также может использоваться насос, приспособленный к установке внутри канала манифольда. Манифольд, при необходимости, содержит фонтанную арматуру, но может представлять собой любой манифольд для нефтяной или газовой скважины, например коллектор.
В соответствии с изобретением насос может содержать отводное устройство. В этом случае фонтанная арматура обычно представляет собой подводную фонтанную арматуру, например обычно фонтанную арматуру на подводной скважине, однако и верхняя фонтанная арматура (либо иной верхний манифольд), присоединенная к верхней скважине, также может быть уместной. Горизонтальные и вертикальные фонтанные арматуры также в равной мере подходят для использования изобретения.
- 7 009139
Ствол фонтанной арматуры может быть эксплуатационным стволом. Отводное устройство и насос, однако, могут быть расположены в любом канале фонтанной арматуры, например в стволе ответвительной линии.
Устройство отвода потока может обычно включать в себя средства отвода текучих сред, протекающих через ствол фонтанной арматуры от первой части ствола, через насос и обратно ко второй части ствола для выведения оттуда через выпускное отверстие, который обычно представляет собой задвижку эксплуатационной ответвительной линии.
Первая часть, от которой вначале отводятся текучие среды, обычно представляет собой эксплуатационный ствол/другой ствол/трубопровод скважины, а поток из этой части обычно отводится в отводную трубу, загерметизированную внутри столба. Текучая среда обычно отводится через отверстие отводной трубы и, пройдя через нее и выйдя из отверстия отводной трубы, обычно проходит сквозь кольцевой зазор, образованный между отводной трубой и стволом или трубопроводом. В каком-то месте на пути отведенной текучей среды текучая среда проходит через расположенный внутри фонтанной арматуры насос, благодаря чему сокращаются внешние размеры фонтанной арматуры и снижается вероятность повреждения насоса.
Насос обычно приводится в действие мотором, который может быть мотором различного типа. В некоторых вариантах выполнения изобретения гидравлический мотор, турбинный мотор или моторнасос Муано могут приводиться в действие хорошо известным способом, например электрогидравлическим источником питания или аналогичным источником питания, и могут быть присоединены, прямо или косвенно, к насосу. В определенных вариантах выполнения мотор может быть электромотором, питающимся от местного либо удаленного источника питания.
В некоторых вариантах выполнения настоящего изобретения конструкция узла устья скважины позволяет направлять поток текучей среды в различных направлениях просто путем реверсирования направления потока насоса, хотя в некоторых вариантах выполнения потребуется замена задвижек (например, изменено направление включения) в зависимости от конструктивного варианта выполнения.
Отводное устройство обычно включает в себя колпак фонтанной арматуры, который может быть встроен в существующие конструкции фонтанной арматуры и может включать насос и/или мотор, приводящий его в действие, в качестве неотъемлемых элементов.
В предпочтительном варианте выполнения отводное устройство также содержит трубу, которая может быть вставлена в ствол и может иметь герметизирующие средства, которые обеспечивают герметизацию трубы относительно стенки ствола. Отводное устройство обычно загерметизировано внутри эксплуатационных стволов фонтанной арматуры над верхним главной задвижкой фонтанной арматуры в обычной фонтанной арматуре либо в подвеске насосно-компрессорной колонны горизонтальной фонтанной арматуры, а в качестве герметизирующих элементов могут использоваться, в зависимости от условий, уплотнительные кольца, надувные, эластомерные уплотнители либо уплотнители металлметалл. Колпак, либо иные элементы устройства отвода потока, могут содержать трубы для гидравлической текучей среды. При необходимости насос может быть загерметизирован внутри трубы.
Для извлечения добываемых текучих сред из скважины, имеющей манифольд, может также использоваться интегрированный насос, расположенный в канале манифольда, отвод текучих сред от первой части канала манифольда тогда осуществляют через насос и во вторую часть канала.
В соответствии с изобретением может использоваться фонтанная арматура, содержащая отводное устройство, загерметизированное в стволе фонтанной арматуры, причем отводное устройство содержит разделительные средства, которые делят ствол фонтанной арматуры на две раздельные области и которые проходят через ствол фонтанной арматуры и далее в эксплуатационную зону скважины.
В этом случае по крайней мере одно отводное устройство также может содержать трубу и по крайней мере одно уплотнение; труба может содержать трубопровод нагнетания газа. В этом случае изобретение может быть использовано совместно с дополнительным отводным устройством в соответствии с любой другой особенностью изобретения либо с отводным устройством в форме трубы, которая загерметизирована в эксплуатационном стволе. Оба отводных устройства могут содержать трубы; одна труба может быть установлена концентрично с другой трубой для образования концентрических, разделенных областей внутри эксплуатационного ствола.
Для отвода текучих сред может быть также использовано отводное устройство, загерметизированное в стволе фонтанной арматуры для образования двух раздельных областей в стволе и проходящее далее в эксплуатационную зону скважины, причем при этом осуществляют нагнетание текучих сред в скважину через одну из областей и извлечение текучих сред через другую область.
Нагнетаемые текучие среды обычно являются газами; могут быть также включены шаги перекрытия канала текучей среды между стволом фонтанной арматуры и эксплуатационным отводным выпускным отверстием и отведение извлеченных текучих сред из фонтанной арматуры по альтернативному пути. Отведение извлеченных текучих сред может быть отведением извлеченных текучих сред к обрабатывающей установке и возвращением, по крайней мере, некоторых из этих извлеченных текучих сред к фонтанной арматуре и отбор этих текучих сред из выпускного отверстия ответвительной линии. Извлеченные текучие среды могут быть подвергнуты любой из описанной в настоящем изобретении обработке
- 8 009139 и могут быть возвращены в фонтанную арматуру для извлечения либо с другой целью (например, они могут извлекаться из разделительной колонны для текучих сред) в соответствии с любым из описанных способов и по любому из каналов текучей среды.
Краткое описание чертежей
Далее, только в качестве примера, приводится описание вариантов выполнения изобретения со ссылкой на приложенные чертежи, на которых:
фиг. 1 представляет вид сбоку сечения обычного фонтанной арматуры (оборудование устья скважины): фиг. 2 представляет вид сбоку фонтанной арматуры согласно фиг. 1 с установленным колпаком отвода потока:
фиг. 3 а представляет вид фонтанной арматуры согласно фиг. 1 с установленным колпаком по второму варианту выполнения:
фиг. 3Ь представляет вид фонтанной арматуры согласно фиг. 1 с установленным колпаком по третьему варианту выполнения:
фиг. 4а представляет вид фонтанной арматуры согласно фиг. 1 с установленным колпаком по четвертому варианту выполнения:
фиг. 4Ь представляет вид сбоку фонтанной арматуры согласно фиг. 1 с установленным колпаком по пятому варианту выполнения:
фиг. 5 представляет вид сбоку первого варианта выполнения отводного устройства, содержащего встроенный насос:
фиг. 6 представляет аналогичный вид второго варианта выполнения со встроенным насосом; фиг. 7 представляет аналогичный вид третьего варианта выполнения со встроенным насосом; фиг. 8 представляет аналогичный вид четвертого варианта выполнения со встроенным насосом; фиг. 9а и 9Ь представляют аналогичный вид пятого варианта выполнения со встроенным насосом; фиг. 10а-104 и 11а, 11Ь представляют шестой вариант выполнения со встроенным насосом; фиг. 12а, 12Ь и 13а, 13Ь представляют седьмой вариант выполнения со встроенным насосом; фиг. 14а, 14Ь и 15а, 15Ь представляют восьмой вариант выполнения со встроенным насосом;
фиг. 16а, 16Ь представляют девятый вариант выполнения со встроенным насосом;
фиг. 17 представляет схему соединения варианта выполнения арматуры согласно фиг. 2 с обрабатывающей установкой;
фиг. 18 представляет схему соединения двух вариантов выполнения, соответственно, с эксплуатационной (добывающей) скважиной и с нагнетательной скважиной, причем обе скважины соединены через обрабатывающую установку;
фиг. 19 представляет конкретный пример выполнения варианта согласно фиг. 18;
фиг. 20 представляет поперечное сечение альтернативного варианта выполнения, в котором труба отводного устройства расположена внутри корпуса штуцера;
фиг. 21 представляет поперечное сечение варианта выполнения согласно фиг. 20, расположенного в горизонтальной фонтанной арматуре;
фиг. 22 представляет поперечное сечение другого варианта выполнения, аналогичного варианту, представленному фиг. 20, но также содержащему штуцер;
фиг. 23 представляет вид поперечного сечения фонтанной арматуры, в которой первое отводное устройство соединено с первым ответвлением фонтанной арматуры, а второе отводное устройство соединено со вторым ответвлением фонтанной арматуры;
фиг. 24 представляет схему использования устройства в соответствии с фиг. 23 совместно с первой скважинной системой труб;
фиг. 25 представляет альтернативный вариант выполнения скважинной системы труб, который может быть использован совместно с устройством согласно фиг. 23;
фиг. 26 и 27 представляют альтернативные варианты выполнения изобретения, в каждом из которых отводное устройство присоединено к ответвлению модифицированной фонтанной арматуры между штуцером и задвижкой эксплуатационной ответвительной линии;
фиг. 28 и 29 представляют другие альтернативные варианты выполнения, в каждом из которых отводное устройство присоединено к ответвлению модифицированной фонтанной арматуры ниже штуцера;
фиг. 30 представляет первое отводное устройство, используемое для отвода текучих сред от первой скважины и подсоединенное к приемному коллектору; и второе отводное устройство, используемое для отвода текучих сред от второй скважины и подсоединенное к выпускному коллектору;
фиг. 31 представляет вид поперечного сечения варианта выполнения отводного устройства, имеющего центральный стержень;
фиг. 32 представляет вид поперечного сечения варианта выполнения отводного устройства, не имеющего центральной трубы;
фиг. 33 представляет вид поперечного сечения другого варианта выполнения отводного устройства; фиг. 34 представляет вид поперечного сечения возможного использования варианта выполнения отводного устройства согласно фиг. 33 для создания канала текучей среды в обход отводной линии фонтанной арматуры;
- 9 009139 фиг. 35 представляет схему фонтанной арматуры, в которой колпак фонтанной арматуры содержит трубопровод нагнетания газа;
фиг. 36 представляет более подробное изображение устройства согласно фиг. 35;
фиг. 37 представляет комбинацию вариантов выполнения, представленных на фиг. 3 и фиг. 35; фиг. 38 представляет другой вариант выполнения, аналогичный представленному на фиг. 23; фиг. 39 представляет другой вариант выполнения, аналогичный представленному на фиг. 18.
Сведения, подтверждающие возможность осуществления изобретения
В соответствии с чертежами типичный эксплуатационный манифольд устья морской нефтяной или газовой скважины содержит фонтанную арматуру с эксплуатационным стволом 1, ведущим от эксплуатационных насосно-компрессорных труб (колонны) (не показаны) и переносящим добываемые текучие среды из перфорированной части эксплуатационной обсадной колонны в резервуар (не показан). Затрубный ствол 2 проходит через кольцевой зазор между обсадной колонной и эксплуатационной насосно-компрессорной трубой и колпаком 4 фонтанной арматуры, который герметично разделяет эксплуатационный и затрубный стволы 1, 2 и образует несколько гидравлических каналов 3 управления, посредством которых с удаленной платформы или судна можно установить связь и управлять запорными/регулирующими средствами (клапанами, задвижками, вентилями) в фонтанной арматуре.
Колпак 4 может быть снят с фонтанной арматуры для того, чтобы открыть эксплуатационный и затрубный стволы в том случае, если необходимо какое-либо вмешательство, и в эксплуатационный и затрубный стволы 1 и 2 требуется ввести какой-либо инструмент.
Поток текучих сред через эксплуатационный и затрубный стволы управляется различными средствами, показанными на типичной фонтанной арматуре на фиг. 1. У эксплуатационного ствола 1 имеется ответвление 10, которое перекрыто задвижкой 12 эксплуатационной ответвительной линии (далее - задвижка 12 ответвительной линии). Эксплуатационная верхняя задвижка 15 перекрывает эксплуатационный ствол 1 над ответвлением 10 и задвижкой 12 ответвительной линии. Две нижерасположенные верхняя и нижняя стволовые задвижки 17 и 18 канала колонны (последняя устанавливается при необходимости) перекрывают эксплуатационный ствол 1 ниже ответвления 10 и задвижки 12 ответвительной линии. Между верхней стволовой задвижкой 17 и эксплуатационной верхней задвижкой 15 в эксплуатационном стволе 1 имеется отверстие 20 перепускного канала, которое соединяется с отверстием 21 перепускного канала в затрубном стволе 2.
Затрубный ствол перекрыт главной задвижкой 25 затрубного ствола ниже выпускного отверстия 28, которое регулируется задвижкой 29 затрубной ответвительной линии и расположено ниже отверстия 21 перепускного канала. Отверстие 21 перепускного канала перекрыто переключательным клапаном 30. Затрубная верхняя задвижка 32 расположена над отверстием 21 перепускного канала и перекрывает верхний конец затрубного ствола 2.
Все задвижки в фонтанной арматуре обычно управляются гидравлически (за исключением нижней стволовой задвижки 18, которая может иметь механическое управление) посредством каналов 3 гидравлического управления, проходящих через колпак 4 и корпус инструмента, или, при необходимости, через шланги по командам, вырабатываемым на поверхности или на судне, откуда можно вмешаться в управление скважиной.
Когда из эксплуатационного ствола 1 должны извлекаться добываемые текучие среды и верхняя и нижняя стволовые задвижки 17 и 18 открыты, эксплуатационная верхняя задвижка 15 закрыта, а задвижка 12 ответвительной линии открыта, чтобы открыть ответвление 10, которое ведет к трубопроводу (не показан). Эксплуатационная верхняя задвижка 15 и затрубная верхняя задвижка 32 открываются только в том случае, если требуется вмешательство в управление скважиной.
Далее, на фиг. 2 представлен колпак 40 устья скважины, имеющий полую трубу 42 с металлическими, надувными или упругими уплотнениями 43 с нижнего конца, которые могут загерметизировать пространство между наружной поверхностью трубы 42 и внутренними стенками ствола 1, отводя добываемые текучие среды, втекающие через ответвление 10 в кольцевой зазор между трубой 42 и стволом 1 и далее через выпускное отверстие 46.
Выпускное отверстие 46 ведет через систему 216 насосно-компрессорных труб к обрабатывающей установке 213 (см. фиг. 17). В данном случае могут быть использованы обрабатывающие установки различных типов. Например, обрабатывающая установка 213 может содержать насос или турбину, приводимую в действие обрабатываемой текучей средой, для повышения давления текучей среды. В дополнение, либо в другом варианте, обрабатывающая установка может закачивать газ, пар, морскую воду, буровой шлам или отходы в текучие среды. Нагнетание газа в текучие среды дает преимущество, так как способствует их подъему, облегчающему их откачивание. Добавление пара сообщает текучим средам дополнительную энергию.
Нагнетание морской воды в скважину может быть полезно для подъема давления в пласте для извлечения углеводородов из скважины и для поддержания давления в подземном пласте, предотвращая его обрушение. Кроме того, нагнетание отходящего газа или бурового шлама и др. в скважину избавляет от необходимости утилизации их на поверхности, что может потребовать больших затрат и нанести вред окружающей среде.
- 10 009139
Обрабатывающая установка 213 также позволяет добавлять химические препараты в текучие среды, например модулятор вязкости, который может понизить вязкость текучих сред, упрощая их откачку, либо регуляторы поверхностного трения труб, благодаря которым снижается трение между текучими средами и трубами. Другими примерами химических препаратов для нагнетания могут служить поверхностно-активные вещества, хладагенты и химические препараты, вызывающие гидравлический разрыв пласта. Обрабатывающая установка 213 может также содержать оборудование для электролиза нагнетаемой воды. Химические препараты/нагнетаемые материалы могут вводиться через один или более дополнительных входных патрубков 214.
Кроме того, дополнительный входной патрубок 214 может быть использован для подачи нагнетаемых дополнительных текучих сред. Дополнительный входной патрубок 214 может, например, выходить из впускного коллектора (показан на фиг. 30). Аналогично, дополнительный выпускной патрубок 212 может вести к выпускному коллектору (также показан на фиг. 30) для извлечения текучих сред.
Обрабатывающая установка 213 также может включать в себя разделительную колонну для текучих сред, которая может создать альтернативный путь между стволом скважины и поверхностью. Это может быть очень полезно, если, например, ответвление 10 оказалось заглушенным.
В альтернативном варианте обрабатывающая установка 213 может включать в себя сепарационное оборудование, например, для разделения газа, воды, песка/пустой породы и/или углеводородов. Разделенные компоненты могут быть откачаны сифоном через один или более дополнительных патрубков 212 обработки.
Обрабатывающая установка 213 может дополнительно или альтернативно включать в себя измерительное устройство, например, для измерения температуры/расхода/состава/плотности и др. Температура может быть сопоставлена с результатами измерения температуры на дне шахты для вычисления изменения температуры в добытых текучих средах. Кроме того, обрабатывающая установка 213 может включать оборудование электролиза закачиваемой воды.
Альтернативные варианты выполнения изобретения (описанные ниже) могут быть использованы как для извлечения добываемых текучих сред, так и для нагнетания (закачки) текучих сред, а оборудование для обработки может выбираться соответствующим образом.
Канал в трубе 42 может быть перекрыт рабочей задвижкой 45 колпака, которая нормально открыта, но может перекрывать эксплуатационное впускное отверстие 44 полого канала трубы 42 (колпака 40).
После обработки в обрабатывающей установке 213 текучие среды возвращаются через насоснокомпрессорную систему 217 труб к впускному отверстию 44, которое ведет к каналу трубы 42, а оттуда текучие среды проходят в ствол скважины. Канал в трубе 42 и впускное отверстие 46, при необходимости, могут также иметь переключательный клапан 50 и переходное средство 51 колпака фонтанной арматуры для адаптации каналов устройства отвода потока в колпаке 40 фонтанной арматуры к конкретной конструкции устья фонтанной арматуры. Каналы 3 управления стыкуются с переходником 5 цепей управления для обеспечения прослеживаемости электрических или гидравлических функций управления с поверхности или с судна при вмешательстве в управление скважиной.
Таким образом, данный вариант выполнения представляет собой устройство для отвода текучих сред, предназначенное для использования в фонтанной арматуре устья скважины, содержащее тонкостенную трубу отводного устройства и пакетный уплотняющий элемент, соединенный с усовершенствованным колпаком фонтанной арматуры и герметизирующий внутреннее пространство эксплуатационного ствола фонтанной арматуры, обычно над гидравлической главной задвижкой, отводя поток через кольцевой зазор трубы, через верхнюю часть колпака фонтанной арматуры и задвижки колпака фонтанной арматуры, как правило, к средству повышения давления или химической обработки, при этом обратный поток направляется через колпак фонтанной арматуры к каналу в трубе отводного устройства и к стволу скважины.
Представленный на фиг. 3а другой вариант выполнения колпака 40а имеет трубу 42а большого диаметра, проходящую через открытую эксплуатационную верхнюю задвижку 15 и выходящую в эксплуатационный ствол 1, имеющую пакетный уплотняющий элемент 43а ниже ответвления 10, и, кроме этого, пакетный уплотняющий элемент 43Ь, изолирующий отверстие в трубе 42а относительно внутреннего пространства эксплуатационного ствола 1 над ответвлением 10, образуя кольцевой зазор между трубой 42а и стволом 1. Уплотняющие элементы 43а и 43Ь расположены на участке трубы 42а с уменьшенным диаметром в области ответвления 10. Уплотняющие элементы 43а и 43Ь также расположены по обеим сторонам отверстия 20 перепускного канала, связанного по каналу 21с с отверстием 21 перепускного канала затрубного ствола 2.
Нагнетаемые текучие среды входят в ответвление 10, из которого они проходят в кольцевой зазор между трубой 42а и эксплуатационным стволом 1. Поток текучей среды в осевом направлении ограничен уплотняющими элементами 43а, 43Ь и уходит из кольцевого зазора через отверстие 20 перепускного канала в канал 21с перепускного канала. Канал 21с перепускного канала ведет к затрубному стволу 2, а отсюда текучие среды проходят через выпускное отверстие 62 к насосу или средству химической обработки. Текучие среды, подвергнутые обработке или после повышения их давления, возвращаются из насоса или обрабатывающей установки во впускное отверстие 61 в эксплуатационном стволе 1. Текучие
- 11 009139 среды проходят вниз по каналу трубы 42а и отсюда прямо в ствол скважины.
Рабочая задвижка 60 колпака нормально открыта, затрубная верхняя задвижка 32 обычно оставляется открытой, затрубная главная задвижка 25 и задвижка 29 затрубной ответвительной линии нормально закрыты. Между каналом трубы 42а и затрубным стволом 2 имеется переключательный клапан 65 для обеспечения, при необходимости, обхода насоса или обрабатывающей установки. Переключательный клапан 65 нормально закрыт.
В данном варианте выполнения используется канал достаточно большого диаметра для более эффективного извлечения текучих сред при сравнительно высоком давлении, благодаря чему сокращается падение давления на устройстве.
Таким образом, данный вариант выполнения представляет собой устройство отвода потока для использования совместно с манифольдом, таким как фонтанная арматура устья скважины, содержащее тонкостенное устройство отвода с двумя уплотняющими пакетными элементами, присоединенными к колпаку фонтанной арматуры, который охватывает с двух сторон выпускное отверстие переключательного клапана и выпускное отверстие напорного трубопровода (которые расположены приблизительно в одной горизонтальной плоскости), отводя поток из кольцевого зазора между охватывающей насадкой и существующим стволом фонтанной арматуры, через перепускную петлю и выпускное отверстие перепускного канала, в затрубный ствол (или кольцевой зазор перемещения потока в концентрических фонтанных арматурах), в верхнюю часть колпака фонтанной арматуры к средствам химической обработки или повышения давления, и пр., при этом обратный поток направляется через колпак фонтанной арматуры и внутренний канал трубы.
На фиг. 3Ь представлена упрощенная версия аналогичного варианта выполнения, в которой труба 42а заменена насадкой 70 на эксплуатационном стволе, имеющей уплотнения 73а и 73Ь, установленные в тех же местах и имеющие те же функции, что и уплотняющие элементы 43а и 43Ь, описанные применительно к варианту выполнения, представленному на фиг. 3 а. В варианте выполнения, представленном на фиг. 3Ь, текучие среды входят через ответвление 10, проходят через открытую задвижку 12 ответвительной линии в кольцевой зазор между насадкой 70 и эксплуатационным стволом 1, через канал 21с и отверстие 20 перепускного канала, через выпускное отверстие 62а для обработки или повышения давления и пр., после чего текучие среды возвращаются через впускное отверстие 61а, через насадку 70, через открытые нижнюю и верхнюю стволовые задвижки 18 и 17 в эксплуатационный ствол 1.
Таким образом, данный вариант выполнения представляет собой устройство отвода потока для использования совместно с манифольдом, такой как фонтанной арматурой устья скважины, которое не соединено с колпаком фонтанной арматуры тонкостенной трубой, но закреплено в стволе фонтанной арматуры, и которое обеспечивает протекание полного потока в стволе над участком насадки, но отводит поток по перекрестному пути и обеспечивает нормальное функционирование верхней задвижки.
Вариант выполнения, представленный на фиг. 4а, имеет другую конструкцию колпака 40с, где труба 42с с широким каналом спускается вниз по эксплуатационному стволу 1, как это было описано ранее. Труба 42с занимает основную часть эксплуатационного ствола 1, и на своем дальнем конце герметизирует в точке 83 эксплуатационный ствол, непосредственно над отверстием 20 перепускного канала, ниже ответвления 10. Эксплуатационная верхняя задвижка 15, как и ранее, удерживается открытой трубой 42с, а перфорация 84 на нижнем конце трубы оказывается в области ответвления 10. Переключательный клапан 65Ь установлен между эксплуатационным стволом 1 и затрубным стволом 2 для создания пути обхода средства химической обработки и насоса, при необходимости.
Вариант выполнения на фиг. 4а функционирует аналогично ранее описанным вариантам выполнения. В этом варианте выполнения обеспечивается устройство для отвода текучей среды, предназначенное для использования с фонтанной арматурой устья скважины, содержащее тонкостенную трубу, соединенную с колпаком фонтанной арматуры, при этом один пакетный уплотняющий элемент, заглушённый снизу, герметизирует эксплуатационный ствол над гидравлической главной задвижкой и выпускным отверстием перепускного канала (где выпускное отверстие перепускного канала находится ниже горизонтальной плоскости выпускного отверстия напорного трубопровода), отводя поток через ответвление в кольцевой зазор между перфорированным концом трубы и существующим стволом фонтанной арматуры, через перфорацию 84, через внутренний канал трубы 42с, к колпаку фонтанной арматуры, к обрабатывающей установке или повышения давления, при этом обратный поток направляется через затрубный ствол (либо кольцевой канал в концентрических фонтанных арматурах) и выпускное отверстие перепускного канала к эксплуатационному стволу 1 и стволу скважины.
Представленный на фиг. 4Ь модифицированный вариант выполнения обходится без трубы 42с, использованной в варианте фиг. 4а, и просто создает уплотнение 83а над перепускным отверстием 20 под ответвлением 10. Устройство по этому варианту выполнения функционирует аналогично ранее представленным вариантам выполнения и представляет собой устройство для отвода текучей среды, предназначенное для использования совместно с манифольдом, например, фонтанной арматурой устья скважины, которое не присоединено к колпаку фонтанной арматуры тонкостенной трубой, но закреплено в стволе фонтанной арматуры, и которое направляет поток по перекрестному пути и обеспечивает протекание полного потока через ствол в обратном направлении, и обеспечивает нормальное функционирование верхней задвижки.
- 12 009139
На фиг. 5 представлена подводная фонтанная арматура 101, содержащая эксплуатационный ствол 123 для извлечения добываемых текучих сред из скважины. Фонтанная арматура 101 содержит корпус 103 колпака, имеющий центральный канал 103Ь, который прикреплен к фонтанной арматуре 101 таким образом, что канал 103Ь корпуса 103 колпака совмещен с эксплуатационным стволом 123 фонтанной арматуры. Поток добываемых текучих сред через эксплуатационный ствол 123 управляется главной задвижкой 112 фонтанной арматуры, имеющей нормально открытое состояние, и верхней задвижкой 114 фонтанной арматуры (на вертикальной линии елки), которая нормально закрыта при эксплуатации скважины, при этом поток текучих сред отводится через эксплуатационный ствол 123 и главную задвижку 112 фонтанной арматуры, через задвижку 113 ответвительной линии, и к эксплуатационному трубопроводу для транспортировки обычным порядком.
В варианте выполнения изобретения, представленном на фиг. 5, канал 103Ь в корпусе 103 колпака содержит турбину или турбинный мотор 108, установленный на валу, закрепленному в подшипниках 122. Продолжение вала проходит сквозь нижнюю часть канала 103Ь в корпусе колпака и далее в эксплуатационный ствол 123, где на этом валу устанавливается турбинный насос, центробежный насос или, как показано здесь, турбинный насос 107. Турбинный насос 107 расположен внутри трубы (отводного устройства) 102.
Турбинный мотор 108 образован чередующимися лопатками 108ν и 103ν на валу и боковых стенках канала 103Ь, соответственно, так, что прохождение текучей среды мимо лопаток в направлении стрелок 126а и 126Ь вращает вал турбинного мотора 108 и, тем самым, вращает лопатки турбинного насоса 107, с которым он непосредственно соединен.
Канал трубы 102, в котором расположен турбинный насос 107, открыт нижним концом в эксплуатационный ствол 123, однако между наружной поверхностью трубы 102 и внутренней поверхностью эксплуатационного ствола 123 имеется герметизирующее уплотнение, размещенное внизу между главной задвижкой 112 фонтанной арматуры и эксплуатационной ответвительной линией, в результате чего вся добываемая текучая среда, проходящая через эксплуатационный ствол 123, ответвляется в трубу 102. Уплотнение представляет собой обычный уплотнитель из эластомера или уплотнение металл-металл.
Верхний конец трубы 102 аналогичным образом загерметизирован относительно внутренней поверхности канала 103Ь корпуса колпака с его нижнего конца, однако в трубе 102 имеются отверстия 102а, обеспечивающие прохождение текучей среды между внутренним пространством трубы 102 и кольцевым зазором (каналом) 124, 125, образованным между трубой 102 и стволом фонтанной арматуры.
Турбинный мотор 108 вращается текучей средой, приводимой в движение гидравлическим силовым агрегатом Н, которая обычно протекает в направлении стрелок 126а и 126Ь таким образом, что текучая среда, прокачиваемая вниз вдоль канала 103Ь колпака, вращает лопатки 108ν турбинного мотора 108 относительно лопаток 103ν канала, вращая тем самым вал и турбинный насос 107. В результате текучая среда накачивается из эксплуатационного ствола 123 вверх через внутреннее пространство трубы 102 и выводится через отверстия 102а в кольцевой зазор 124, 125 эксплуатационного ствола. Поскольку труба 102 загерметизирована относительно ствола выше отверстий 102а и ниже эксплуатационной ответвительной линии с нижнего конца трубы 102, текучая среда, втекающая в кольцевой зазор 124, отводится через кольцевой зазор 125 в эксплуатационную ответвительную линию через задвижку 113 эксплуатационной ответвительной линии и может извлекаться обычными средствами.
Другое преимущество данного варианта выполнения состоит в том, что направление потока в гидравлическом силовом агрегате Н может быть сделано обратным тому, что показано на фиг. 5. В этом случае поток текучей среды будет направлен в направлении, противоположном тому, что показано стрелками на фиг. 5, чем будет обеспечено обратное нагнетание текучей среды из эксплуатационной ответвительной линии через кольцевые пространства 125, 124, отверстия 102а, трубу 102 и в эксплуатационный ствол 123, причем движение потока обеспечивается насосом 107 и мотором 108, работающими в реверсивном режиме. Этим может обеспечиваться нагнетание воды или нагнетание других химических препаратов или веществ в скважины любых типов.
В варианте выполнения, показанном на фиг. 5, может быть использован любой турбинный насос или мотор-насос Муано, приводимый в действие любым известным источником энергии, например электрогидравлическим силовым агрегатом, показанным на фиг. 5, однако этот конкретный источник энергии не является существенным для данного изобретения.
На фиг. 6 представлен другой вариант выполнения, в котором для вращения вала и турбинного насоса 107 вместо турбинного мотора 108 используется электромотор 104. Электромотор 104 может запитываться от внешнего или локального источника энергии, к которому он обычным образом подключен кабелями (не показаны). Электромотор 104, при необходимости, может быть установлен вместо гидравлического или пневматического моторов.
Так же, как и в варианте выполнения, показанном на фиг. 5, направление вращения вала может быть изменено изменением направления вращения мотора 104 так, чтобы изменить направление движения потока текучей среды, показанное стрелками на фиг. 6, на обратное.
Так же как и в варианте выполнения на фиг. 5, устройство на фиг. 6 может быть встроено в существующие конструкции фонтанных арматур и может быть стыковано со многими стволами фонтанных ар
- 13 009139 матур различного диаметра. Рассмотренные варианты выполнения также могут быть введены в новые конструкции фонтанной арматуры в качестве интегрированных элементов, нежели в виде встраиваемых узлов. Кроме того, варианты выполнения могут быть стыкованы и с другими, помимо фонтанных арматур, манифольдами подводных и наземных скважин, например собирающими коллекторами.
На фиг. 7 представлен другой вариант выполнения, показывающий, что соединение между валами мотора и насоса может быть как непосредственное, так и косвенное. В варианте выполнения на фиг. 7, который в другом отношении аналогичен двум ранее описанным вариантам выполнения, электромотор 104 приводит в движение приводной ремень 109, который, в свою очередь, приводит в движение вал насоса 107. Подобное соединение между валами насоса и мотора обеспечивает большую компактность конструкции колпака 103. Приводной ремень 109 является иллюстрацией прямого механического соединения, но вместо него может быть использован и цепной приводной механизм, или гидравлическая связь, или любая иная аналогичная косвенная связь, например гидравлическая вязко-жидкостная связь известной конструкции.
Как и ранее показанные варианты выполнения, вариант выполнения, показанный на фиг. 7, может работать в реверсивном режиме, отсасывая текучие среды в направлении, противоположном показанному стрелками, в том случае, если будет необходимо закачивать в скважину такие текучие среды, как вода, химические препараты для обработки или утилизируемый буровой шлам.
На фиг. 8 показан вариант выполнения, представляющий собой другую модификацию, использующую полый вал 102§ турбины, в котором текучая среда засасывается из эксплуатационного ствола 123 через внутреннее пространство трубы 102 и во впускное отверстие совмещенного узла 105, 107 мотора и насоса. Узел мотора/насоса имеет полую конструкцию вала, в которой ротор 107г насоса расположен внутри ротора 105г мотора соосно с ним, при этом оба расположены внутри статора 1058 мотора. Ротор 107г насоса и ротор 105г мотора вращаются как единое целое в подшипниках 122 вокруг неподвижного полого вала 1028, при этом засасывая текучую среду из внутреннего пространства вала 102 через верхние отверстия 102и, и вниз через кольцевой зазор 124 между валом 1028 и каналом 103Ь в колпаке 103. Нижняя часть вала 1028 имеет отверстия в точке 1021, а наружная поверхность трубы 102 загерметизирована внутри отверстия вала 1028 над нижним каналом 1021 так, что текучая среда, накачиваемая из кольцевого зазора 124 и входящая в отверстия 1021, продолжает двигаться сквозь кольцевое отверстие 125 между трубой 102 и валом 1028 в эксплуатационный ствол 123 и, наконец, через задвижку 113 эксплуатационной ответвительной линии для дальнейшей транспортировки.
Мотор может представлять собой любой первичный двигатель с полым валом, но в данном варианте выполнения могут с одинаковым успехом работать электрические и гидравлические моторы. Конструкция насоса может быть любого подходящего типа, при этом показанный здесь турбинный насос, либо мотор-насос Муано, одинаково пригодны.
Как и в представленных ранее вариантах выполнения, направление движения потока текучей среды через насос, показанное на фиг. 8, может быть реверсировано просто путем изменения направления вращения мотора, с тем, чтобы направить текучую среду в противоположном направлении относительно показанного стрелками на фиг. 8.
В варианте выполнения, показанном на фиг. 9а, используется мотор 106 в форме дискового ротора, который, в предпочтительном варианте выполнения, имеет электрическое питание, но также может запитываться и от гидравлического источника, либо любого иного подходящего источника, соединенного с центробежным дисковым насосом 107, который отсасывает текучую среду из эксплуатационного ствола 123 через внутренний канал трубы 102, и использует центробежную крыльчатку для отбрасывания текучей среды по радиусу наружу в сборные трубы 124, и, далее, в кольцевой зазор 125, образованный между трубой 102 и эксплуатационным стволом 123, в котором он загерметизирован. Как было описано ранее в других вариантах выполнения, текучая среда, подаваемая вниз по кольцевому каналу 125, не может пройти через уплотнение на нижнем конце трубы 102 ниже эксплуатационной ответвительной линии, и выходит через задвижку 113 эксплуатационной ответвительной линии.
На фиг. 9Ь показан тот же насос, приспособленный для работы в обратном направлении, для накачивания текучих сред через задвижку 113 эксплуатационной ответвительной линии, в канал 125, через насос 107, через перенаправляющую линию 124' и трубу 102, и, наконец, в эксплуатационный ствол 123.
Преимуществом конструкции, показанной на фиг. 9, является то, что дисковый мотор и насос, показанные здесь, могут быть многократным повторением превращены в многоступенчатый насос, в котором несколько секций насоса включены последовательно и/или параллельно для увеличения давления, с которым текучая среда прокачивается через задвижку 113 эксплуатационной ответвительной линии.
На фиг. 10 и 11 показан вариант выполнения, в котором используется поршень 115, загерметизированный внутри канала 103Ь колпака 103, и соединенный штоком с расположенным ниже узла 116 поршня внутри канала трубы 102. Труба 102 в данном случае также загерметизирована внутри канала 103Ь и эксплуатационного ствола 123. Нижний конец узла 116 поршня имеет запорный клапан 119.
Поршень 115 перемещается из нижнего положения, показанного на фиг. 10а путем накачивания текучей среды в отверстие 126а в стенке канала 103Ь, с использованием гидравлического силового узла, в направлении, показанном стрелками на фиг. 10а. Кольцевой зазор поршня загерметизирован ниже отвер
- 14 009139 стия 126а, поэтому нарастание давления ниже поршня толкает его вверх, в сторону отверстия 126Ь, из которого текучая среда отсасывается гидравлическим силовым узлом. По мере движения поршня 115 вверх, генерируется гидравлический сигнал 130, который управляет клапаном 117 с целью поддержания направления движения потока текучей среды, показанного на фиг. 10а. Когда поршень 115 достигает своего самого верхнего положения, вырабатывается другой сигнал 131, который переключает клапан 117 и обращает направление движения текучей среды от гидравлического силового узла таким образом, что она входит через верхнее отверстие 126Ь и выходит через нижнее отверстие 126а, как показано на фиг. 11а. Может быть использована любая другая система переключения, и трубопроводы текучей среды не являются существенными в настоящем изобретении.
По мере того как поршень движется вверх, как это показано на фиг. 10а, добываемые текучие среды в эксплуатационном стволе 123 втягиваются в канал 102Ь трубы 102, заполняя канал 102Ь трубы под поршнем. Когда поршень достигает верхнего предела своего перемещения, и начинает двигаться вниз, запорный клапан 119 открывается, если давление, толкающее поршень вниз, превышает пластовое давление в эксплуатационном стволе 123, при этом добываемые текучие среды в канале 102Ь трубы 102 протекают через запорный клапан 119 в кольцевой зазор 124 между трубой 102 и штоком поршня. Как только поршень достигает нижней точки хода, и давление между кольцевым зазором 124 и эксплуатационным стволом 123 выравнивается, запорный клапан 119 в нижнем узле 116 поршня закрывается, запирая текучую среду в кольцевом пространстве 124 над нижнем узлом 116 поршня. В этот момент, клапан 117 переключается, заставляя поршень 115 пониматься снова и тянуть за собой нижний узел 116 поршня. Этим поднимается столб текучей среды в кольцевом пространстве 124 над нижним узлом 116 поршня, и, как только в текучей среде в кольцевом пространстве 124 над нижним узлом 116 поршня разовьется достаточное давление, запорные клапаны 120 на верхнем конце кольцевого зазора открываются, позволяя скважинной текучей среде в кольцевом пространстве протекать через запорные клапаны 120 в кольцевой зазор 125, и далее выходить наружу через задвижку 113 эксплуатационной ответвительной линии. Когда поршень достигает верхней точки хода, срабатывает верхний гидравлический датчик 131 сигнала, изменяя направление клапана 117, и заставляя поршни 115 и 116 перемещаться вниз вдоль соответствующих цилиндров. Когда поршень 116 снова смещается вниз, запорный клапан 119 открывается, позволяя скважинной текучей среде заполнить смещенный объем над двигающимся нижним узлом 116 поршня, после чего цикл повторяется.
Текучая среда, нагнетаемая гидравлическим источником питания, может нагнетаться другими способами. В альтернативном варианте линейное колебательное движение может быть сообщено нижнему узлу 116 поршня другими хорошо известными способами, например вращающимся кривошипом и соединительным штоком, кулисно-кривошипным механизмом и пр.
Путем реверсирования и/или изменения ориентации запорных клапанов 119 и 120, направление потока в этом варианте выполнения также может быть изменено, как показано на фиг. 106.
Показанные запорные клапаны представляют собой шаровые клапаны, но вместо них могут быть использованы любые другие известные клапаны для текучей среды. Варианты выполнения на фиг. 10 и 11 могут быть встроены в существующие фонтанные арматуры различных диаметров, либо введены в конструкцию новых фонтанных арматур.
На фиг. 12 и 13 представлен другой вариант выполнения, в котором используется поршневая конструкция, аналогичная варианту выполнения на фиг. 10 и 11, однако узлы поршня 115, 116 расположены внутри цилиндра, образованного целиком каналом 103Ь колпака 103. Как и ранее, рабочая текучая среда накачивается гидравлическим источником питания в камеру под верхним поршнем 115, заставляя его подниматься, как показано на фиг. 12а, а сигналы датчиков в линии 130 удерживают клапан 117 в нужном положении при подъеме поршня 115. В результате скважинная текучая среда втягивается через трубу 102 и запорный клапан 119 в камеру, образованную в канале 103Ь колпака. Когда поршень достигает крайнего положения, срабатывает сигнал в линии 131, переключая клапан 117 в положение, показанное на фиг. 13 а, при этом рабочая текучая среда накачивается в другом направлении, а поршень 115 толкается вниз. В результате поршень 116 также смещается вниз по каналу 103Ь, выдавливая скважинную рабочую среду через запорные клапаны 120 (клапан 119 закрыт) в кольцевые пространства 124, 125, и через задвижку 113 эксплуатационной ответвительной линии. В этом варианте выполнения, запорный клапан 119 расположен в трубе 102, но также может быть расположен и непосредственно над ним. Посредством изменения на противоположную ориентации запорных клапанов, по аналогии с предыдущим вариантом выполнения, поток текучей среды может быть направлен в противоположном направлении.
На фиг. 14 и 15 представлен другой вариант выполнения, который работает аналогично, но имеет короткое отводное устройство 102, загерметизированное в эксплуатационном стволе и охватывающее эксплуатационную ответвительную линию. Нижний поршень 116 перемещается в эксплуатационном стволе 123 над отводным устройством 102. Как и ранее, рабочая текучая среда поднимает поршень 115 в первой фазе, изображенной на фиг. 14, вытягивая скважинную текучую среду через запорный клапан 119, через отводное устройство 102 и в верхнюю часть эксплуатационного ствола 123. Когда клапан 117 переключается в положение, показанное на фиг. 15, поршни 115, 116 толкаются вниз, выдавливая скважинные текучие среды, захваченные в стволе 123и, через запорный клапан 120 (клапан 119 закрыт) и
- 15 009139 через задвижку 113 эксплуатационной ответвительной линии.
На фиг. 16 представлен другой вариант выполнения, в котором для перемещения поршня 116 используется вращающийся кривошип 110 с эксцентрически прикрепленным рычагом 110а, вместо механизма, использующего рабочую текучую среду. Кривошип 110 тянет поршень вверх, находясь в положении, показанном на фиг. 16а, и толкает его вниз, находясь в положении, показанном на фиг. 16Ь. В результате текучая среда затягивается в верхнюю часть эксплуатационного столба 123и, как это было описано выше. Конфигурации отводного устройства 102 в виде разобщающего устройства и запорного клапана остались такими же, как и в ранее описанном варианте выполнения.
Следует отметить, что насос не обязательно должен быть расположен в эксплуатационном стволе; насос может быть расположен в любом канале фонтанной арматуры, имеющем впускное и выпускное отверстия. Например, насос и отводное устройство могут быть присоединены к ответвительной линии фонтанной арматуры/корпусу штуцера, как показано в других вариантах выполнения изобретения.
Настоящее изобретение также может быть использовано в системе нескольких скважин, как это показано на фиг. 18 и 19. На фиг. 18 представлена общая схема, где эксплуатационная скважина 230 и нагнетательная скважина 330 соединены через обрабатывающую установку 220.
Нагнетательная скважина 330 может представлять собой любой из представленных ранее вариантов выполнения эксплуатационной скважины с колпаком. Эксплуатационная скважина 230 также может представлять любой из описанных выше вариантов выполнения эксплуатационной скважины, с реверсируемыми впускными и выпускными отверстиями.
Добываемые текучие среды из эксплуатационной скважины 230 поднимаются по каналу трубы 42, выходят через отверстие 224 выпускной линии и проходят через систему труб 232 к обрабатывающей установке 220, которое может также иметь одну или более дополнительных входных линий 222 и одну или более дополнительных выпускных линий 224.
Обрабатывающая установка 220 может быть выбрана таким образом, чтобы выполнять любую функцию из описанных выше в связи с обрабатывающей установкой 213 в варианте выполнения на фиг. 17. Кроме того, обрабатывающая установка 220 также может отделять воду/газ/нефть/песок/пустую породу от текучих сред, извлекаемых из эксплуатационной скважины 230, и затем закачивать одну или более из этих составных частей в закачивающую скважину 330. Разделение текучих сред из одной скважины и нагнетание в другую скважину через подводную обрабатывающую установку 220 уменьшают количество насосно-компрессорных труб, необходимые время и энергию по сравнению с выполнением этих функций по отдельности, как это было описано в отношении варианта выполнения, представленного на фиг. 17. Обрабатывающая установка 220 также может включать в себя разделительную колонну к поверхности для уноса добытых текучих сред или их отделенных компонентов на поверхность.
Система 233 труб присоединяет обрабатывающую установку 220 обратно к впускному отверстию 246 колпака 240 устья скважины эксплуатационной скважины 230. Обрабатывающая установка 220 также может быть использована для нагнетания газа в отделенные углеводороды для их подъема и также для нагнетания любых необходимых химических препаратов, например ингибиторы образования отложений, в том числе парафина. Затем углеводороды возвращаются через систему 233 труб во впускное отверстие 246 и проходят оттуда в кольцевой зазор между трубой 42 и каналом, в котором он расположен. Поскольку кольцевой зазор заглушен с верхнего и нижнего концов, текучие среды протекают через транспортирующий (выводящий) трубопровод 210 для транспортировки потребителю.
Горизонтальный трубопровод 310 нагнетательной скважины 330 служит нагнетательной линией (вместо транспортирующего трубопровода). Текучие среды, которые должны закачиваться, могут входить в нагнетательный трубопровод 310, из которого они проходят через кольцевой зазор между трубой 42 и каналом к выпускному отверстию 346 колпака фонтанной арматуры в систему 235 труб и обрабатывающую установку 220. Обрабатывающая установка может включать насос, устройство нагнетания химических препаратов и/или сепарационные устройства и пр. После проведения надлежащей обработки нагнетаемых текучих сред они могут быть далее соединены с любым отделенным материалом (вода/песок/пустая порода/другие отходы) из эксплуатационной скважины 230. Нагнетаемые текучие среды затем транспортируются по системе 234 труб к впускному отверстию 344 колпака 340 нагнетательной скважины 330, из которой они проходят сквозь трубу 42 и в ствол скважины.
Следует отметить, что нет необходимости вводить какие-либо дополнительные нагнетаемые текучие среды по нагнетательному трубопроводу 310; вместо этого все нагнетаемые текучие среды могут быть получены из эксплуатационной скважины 230. Более того, как и в ранее приведенных вариантах выполнения, если обрабатывающая установка 220 включает трубопровод, выходящий на поверхность, этот трубопровод может быть использован для транспортирования обработанных добываемых текучих сред на поверхность вместо того, чтобы снова подавать их назад вниз в фонтанную арматуру эксплуатационной скважины для выведения потребителю через трубопровод 210.
На фиг. 19 представлен конкретный пример более общего варианта выполнения, показанного на фиг. 18, где для обозначения одинаковых элементов используются одинаковые числа. Обрабатывающая установка в этом варианте выполнения включает насос 260 высокого давления для закачки воды, соединенный через систему 235 труб с нагнетательной скважиной, эксплуатационный насос 270 высокого дав- 16 009139 ления, соединенный системой 232 труб с эксплуатационной скважиной, и сепаратор 250 воды, включенный между двумя скважинами через системы 232, 233 и 234 труб. Насосы 260, 270 запитываются, соответственно, по высоковольтным электрическим кабелям 265, 275.
В процессе работы добываемые текучие среды из эксплуатационной скважины 230 выходят, как было описано выше, через трубу 42 (не показана на фиг. 19), выпускное отверстие 244 и систему 232 труб; давление текучих сред поднимается насосом 270 высокого давления. Затем добываемые текучие среды проходят в сепаратор 250, в котором углеводороды отделяются от извлекаемой воды. Углеводороды возвращаются в колпак 240 эксплуатационной скважины по системе 233 труб; из колпака 240 они затем направляются через кольцевой зазор, окружающий трубу 42, в транспортирующий трубопровод 210.
Отделенная вода передается по системе 234 труб к стволу скважины нагнетательной скважины 330 через впускное отверстие 344. Отделенная вода входит в нагнетательную скважину через впускное отверстие 344, из которого она проходит прямо в ее трубу 42, а оттуда в эксплуатационный ствол и вглубь нагнетательной скважины 330.
При необходимости может потребоваться закачивать дополнительные текучие среды в нагнетательную скважину 330. Это может быть выполнено закрытием задвижки в системе 234 труб для предотвращения прохода текучих сред в нагнетательную скважину через систему 234 труб. Теперь эти дополнительные текучие среды могут войти в нагнетательную скважину 330 через нагнетательный трубопровод 310 (который в предыдущих вариантах выполнения служил транспортирующим трубопроводом). В остальном этот процесс происходит, как описано выше со ссылкой на фиг. 17. Текучие среды, входящие в нагнетательный трубопровод 310, проходят вверх по кольцевому каналу между трубой 42 (см. фиг. 2 и 17) и стволом скважины, отводятся посредством уплотнений 43 (см. фиг. 2) в нижней части трубы 42 вверх по кольцевому каналу и выходят через выпускное отверстие 346. После прохождения текучих сред по системе 235 труб и повышения давления насосом 260 высокого давления они возвращаются по трубопроводу 237 к входному отверстию 344 фонтанной арматуры. Отсюда текучие среды проходят внутри трубы 42 и прямо в ствол скважины и вглубь скважины 330.
Обычно текучие среды закачиваются в нагнетательную скважину 330 из системы 234 труб (например, текучие среды, отделенные от добываемых текучих сред эксплуатационной скважины 230) и из нагнетательного трубопровода 310 (например, любые дополнительные текучие среды) последовательно. В другом варианте системы 234 и 237 труб могут быть объединены на впускном отверстии 344 и две отдельные нагнетаемые текучие среды могут нагнетаться в скважину 330 одновременно.
В варианте выполнения, представленном на фиг. 19, обрабатывающая установка может содержать просто сепаратор 250 воды и не включать ни один из насосов 260, 270 высокого давления.
Несмотря на то что на фиг. 18 и 19 показаны только две соединенные скважины, следует понимать, что к обрабатывающей установке также может быть подключено большее число скважин.
Два других варианта выполнения изобретения, показанные на фиг. 20 и 21, приспособлены для использования с фонтанной арматурой в традиционном и горизонтальном исполнении соответственно. В этих вариантах отводное устройство 502 расположено частично внутри корпуса 500 штуцера фонтанной арматуры (внутренние части штуцера удалены, остался только корпус 500 штуцера). Корпус 500 штуцера связан с внутренним каналом перпендикулярного продолжения ответвления 10.
Отводное устройство 502 содержит корпус, кожух 504, трубу 542, впускное 546 и выпускное 544 отверстия. Кожух 504 имеет приблизительно цилиндрическую форму и осевой канал 508, проходящий вдоль всей его длины, и соединительный боковой канал вблизи его верхнего конца; боковой канал ведет к выпускному отверстию 544. Нижний конец корпуса 504 приспособлен для присоединения к верхнему концу корпуса 500 штуцера хомутом 506. Осевой канал 508 имеет уменьшенный диаметр на своем верхнем конце; труба 542 расположена внутри осевого канала 508 и проходит через осевой канал 508 как продолжение части с уменьшенным диаметром. Остальная часть осевого канала 508, за пределами участка с уменьшенным диаметром, имеет диаметр, больший, чем у трубы 542, в результате чего образуется кольцевой зазор 520 между наружной поверхностью трубы 542 и осевым каналом 508. Труба 542 выходит за пределы корпуса 504 в корпус 500 штуцера, проходя мимо сочленения ответвления 10 и его перпендикулярного продолжения. В этой точке перпендикулярное продолжение ответвления 10 переходит в выпускное отверстие 530 ответвления 10; это то же самое выпускное отверстие, что в варианте выполнения, показанном на фиг. 2. Труба 542 загерметизирована относительно перпендикулярного продолжения уплотнителем 532, расположенным как раз под сочленением. Выпускное 544 и впускное 546 отверстия обычно стыкуются с трубами (не показаны), которые ведут к обрабатывающей установке или от нее, причем обрабатывающей установкой может быть любая из описанных выше в связи в приведенными вариантами выполнения изобретения.
Отводное устройство 502 может быть использовано для извлечения текучих сред из скважины и нагнетания текучих сред в скважину. Далее будет описан способ извлечения текучих сред.
В работе добываемые текучие среды поднимаются по эксплуатационному стволу 1, входят в ответвление 10 и из него проходят в кольцевой зазор 520 между трубой 542 и осевым каналом 508. Идти вниз к выпускному отверстию 530 текучим средам не позволяет уплотнение 532, поэтому они направля
- 17 009139 ются вверх в кольцевой зазор 520, выходя из кольцевого зазора 520 через выпускное отверстие 544. Выпускное отверстие 544 обычно ведет к обрабатывающей установке (которая может быть любой из описанных ранее, например насосом или закачивающим средством). После обработки текучие среды возвращаются по другому патрубку (не показан) во впускное отверстие 546. Отсюда текучие среды проходят по внутреннему каналу трубы 542 и выходят через выпускное отверстие 530, из которого они отводятся по экспортирующему трубопроводу.
Для нагнетания текучих сред в скважину могут быть использованы варианты выполнения, представленные на фиг. 20 и 21, при условии реверсирования направления потоков.
В манифольдах разных типов часто используются штуцера. Преимущество фонтанных арматур, показанных на фиг. 20 и 21, состоит в том, что отводное устройство может быть легко объединено с корпусом существующего штуцера с минимальным вмешательством в конструкцию скважины; размещение части отводного устройства в корпусе штуцера не требует даже демонтажа колпака 40 скважины.
Другой вариант выполнения представлен на фиг. 22. Этот вариант очень похож на варианты выполнения на фиг. 20 и 21, при этом штуцер 540 присоединен (например, хомутом) к верхней части корпуса 500 фонтанного штуцера. Одни и те же элементы имеют одинаковые числовые обозначения. Штуцер 540 представляет собой стандартный штуцер для подводного применения.
Выпускное отверстие 544 присоединено через патрубок (не показан) к обрабатывающей установке 550, которая, в свою очередь, соединена с впускным отверстием штуцера 540. Штуцер 540 представляет собой стандартный штуцер, внутренний канал которого имеет выпускное отверстие на нижнем конце, и впускное отверстие 541. Нижний конец канала 540 совмещен с впускным отверстием 546 осевого канала 508 в корпусе 504; таким образом, внутренний канал штуцера 540 и осевой канал 508 вместе образуют единый совмещенный осевой канал.
Далее приводится описание способа извлечения текучих сред. В процессе работы добываемые текучие среды из эксплуатационного ствола 1 входят в ответвление 10 и отсюда попадают в кольцевой зазор 520 между трубой 542 и осевым каналом 508. Препятствием для прохождения текучих сред вниз к выпускному отверстию 530 служит уплотнение 532, поэтому они направляются вверх в кольцевой зазор 520, выходя из кольцевого зазора 520 через выпускное отверстие 544. Выпускное отверстие 544 обычно ведет к обрабатывающей установке (которая может быть любой из описанных ранее, например насосом или нагнетательным устройством). После обработки текучие среды возвращаются через другой патрубок (не показан) к впускному отверстию 541 штуцера 540. Штуцер 540 может быть открыт либо, при необходимости, частично открыт для управления давлением добываемых текучих сред. Добываемые текучие среды проходят через внутренний канал штуцера, через трубу 542 и выходят через выпускное отверстие 530, из которого они выводятся по транспортирующему трубопроводу.
Вариант выполнения, представленный на фиг. 22, может быть полезен в случаях, когда вместе с отводным устройством, согласно фиг. 20 и 21, требуется штуцер. Кроме того, вариант выполнения, показанный на фиг. 22, может быть использован для нагнетания текучих сред в скважину посредством реверсирования каналов текучей среды.
Труба 542 не обязательно образует продолжение осевого канала 508. В альтернативном варианте выполнения может использоваться труба, представляющая собой отдельный компонент корпуса 504; эта труба может образовывать герметичный стык с верхним концом осевого канала 508 над выпускным отверстием 544 по аналогии с тем, как труба 542 загерметизирована уплотнителем 532.
Варианты выполнения настоящего изобретения могут быть введены в самые разные конструкции современных манифольдов путем простого согласования расположений и форм каналов 3 гидравлического управления в колпаке и использования каналов отвода потока, соединенных с колпаком, которые согласованы по расположению (и, желательно, по размеру) с эксплуатационным, затрубным и другими стволами в фонтанной арматуре или ином манифольде.
Далее на фиг. 23 представлен обычный манифольд 601 фонтанной арматуры, имеющий эксплуатационный 602 и затрубный 603 стволы.
Фонтанная арматура имеет эксплуатационную ответвительную линию 620 и соответствующую задвижку 610 эксплуатационной ответвительной линии. Эксплуатационная ответвительная линия 620 упирается в корпус 630 эксплуатационного штуцера. Внутри корпуса 630 эксплуатационного штуцера проходит внутренний канал 607 в направлении, перпендикулярном эксплуатационной ответвительной линии 620. Канал 607 в корпусе эксплуатационного штуцера связан с эксплуатационной ответвительной линией 620 таким образом, что корпус 630 штуцера образует продолжение эксплуатационной ответвительной линии 620. Отверстие на нижнем конце канала 607 содержит выпускное отверстие 612. В известных конструкциях фонтанных арматур непосредственно штуцер обычно устанавливается в корпус 630 эксплуатационного штуцера, однако в фонтанной арматуре 601, в соответствии с настоящим изобретением, сам штуцер исключен.
Аналогично фонтанная арматура 601 имеет затрубную ответвительную линию 621, задвижку 611 затрубной ответвительной линии, корпус 631 штуцера затрубной ответвительной линии и внутренний канал 609 корпуса 631 штуцера затрубной ответвительной линии, заканчивающийся нижним концом во впускном отверстии 613. Сам штуцер внутри корпуса 631 штуцера затрубной ответвительной линии отсутствует.
- 18 009139
К корпусу 630 эксплуатационного штуцера на эксплуатационной ответвительной линии 620 прикреплено первое отводное устройство 604 в виде эксплуатационной вставки. Отводное устройство 604 очень похоже на устройства, показанные на фиг. 20-22.
Эксплуатационная вставка 604 содержит приблизительно цилиндрический корпус 640, трубу 642, впускное отверстие 646 и выпускное отверстие 644. Кожух 640 имеет часть 641 с уменьшенным диаметром с верхнего конца и часть 643 увеличенного диаметра на нижнем конце.
Труба 642 имеет внутренний канал 649, а служащая ей продолжением часть 641 имеет уменьшенный диаметр. Труба 642 длиннее, чем корпус 640, поэтому он выходит за пределы конца корпуса 640.
Пространство между внешней поверхностью трубы 642 и внутренней поверхностью корпуса 640 образует осевой канал 647, который заканчивается в месте, где труба 642 выходит из корпуса 640. Рядом с местом соединения трубы 642 и корпуса 640 имеется соединительный боковой канал, который связан с осевым каналом 647 корпуса 640 и выходит в выпускное отверстие 644.
Нижний конец корпуса 640 прикреплен к верхнему концу корпуса 630 эксплуатационного штуцера посредством хомута 648. Труба 642 герметично прикреплена внутри внутреннего канала 607 корпуса 630 штуцера посредством кольцевого уплотнителя 645.
К корпусу 631 затрубного штуцера прикреплено второе отводное устройство 605. Второе отводное устройство 605 имеет такую же форму, что и первое отводное устройство 604. Второе отводное устройство 605 имеет те же компоненты, что и первое отводное устройство 604, включая корпус 680, содержащий часть 681 уменьшенного диаметра и часть 683 увеличенного диаметра;
трубу 682, выходящую из части 681 с уменьшенным диаметром и имеющую канал 689; выпускное отверстие 686;
впускное отверстие 684;
осевой канал 687, образованный между частью 683 с увеличенным диаметром корпуса 680 и трубой 682.
Рядом с местом соединения трубы 682 и корпуса 680 имеется соединительный боковой канал, который связан с осевым каналом 687 корпуса 680 и выходит во впускное отверстие 684. Кожух 680 прикреплен хомутом 688 к корпусу 631 затрубного штуцера, а труба 682 герметично присоединена внутри корпуса 631 затрубного штуцера посредством кольцевого уплотнителя 685.
Трубопровод 690 соединяет выпускное отверстие 644 первого отводного устройства 604 с обрабатывающей установкой 700. В этом варианте выполнения обрабатывающая установка 700 содержит оборудование гравитационного отделения воды, приспособленное для отделения воды от углеводородов. Другой трубопровод 692 соединяет впускное отверстие 646 первого отводного устройства 604 с обрабатывающей установкой 700. Аналогично, трубопроводы 694, 696 соединяют выпускное 686 и впускное 684 отверстия, соответственно, второго отводного устройства 605 с обрабатывающей установкой 700. Насосы 820 обрабатывающей установки 700 встроены в трубопроводы между сепаратором и первым и вторым отводными устройствами 604, 605.
Эксплуатационный 602 и затрубный 603 стволы проходят из фонтанной арматуры вниз в скважину, где они соединяются с насосно-компрессорной трубной системой (колонной) 800а, показанной на фиг. 24.
Насосно-компрессорная трубная система 800а позволяет одновременно нагнетать первую текучую среду в область 805 нагнетания и добывать вторую текучую среду из продуктивной зоны 804. Насоснокомпрессорная трубная система 800а содержит внутреннюю насосно-компрессорную трубу 810, которая расположена внутри внешней насосно-компрессорной трубы 812. Эксплуатационный ствол 602 является внутренним стволом внутренней насосно-компрессорной трубы 810. Внутренняя насосно-компрессорная труба 810 имеет перфорацию 814 в продуктивной зоне 804. Внешняя насосно-компрессорная труба имеет перфорацию 816 в области 805 нагнетания. В затрубном стволе 603 имеется цилиндрическая заглушка 801, расположенная между внешней 812 и внутренней 810 насосно-компрессорными трубами. Заглушка 801 отделяет часть затрубного ствола 803 в области 805 нагнетания от остальной части затрубного ствола 803.
Во время работы добываемые (скважинные) текучие среды (обычно смесь углеводородов и воды) входят во внутреннюю насосно-компрессорную трубу 810 через перфорацию 814 и проходят в эксплуатационный ствол 602. Затем добываемые текучие среды проходят через эксплуатационную ответвительную линию 620, осевой канал 647, выпускное отверстие 644 и по трубе 690 - в обрабатывающую установку 700. В обрабатывающей установке 700 углеводороды отделяются от воды (и при необходимости от других элементов, например песка), например, путем использования центрифуги. Вдобавок к этому или вместо этого обрабатывающая установка может содержать обрабатывающие средства любого типа, упомянутые в настоящем описании.
Отделенные углеводороды направляются в трубопровод 692, из которого они возвращаются к первому отводному устройству 604 через впускное отверстие 646. Далее углеводороды протекают вниз по трубе 642 и выходят из корпуса 630 штуцера через выпускное отверстие 612, например, для транспортировки на поверхность.
Вода, отделенная от углеводородов в обрабатывающей установке 700, отводится через трубопровод 696, осевой канал 687 и затрубную ответвительную линию 611 в затрубный ствол 603. Когда вода достигает области 805 нагнетания, она проходит через перфорацию 816 во внешней насосно-компрессорной
- 19 009139 трубе 812 в область 805 нагнетания.
При необходимости вдобавок к отделенной воде в скважину могут быть закачаны дополнительные текучие среды. Поток этих дополнительных текучих сред направляется во второе отводное устройство 631 через впускное отверстие 613, протекает прямо через трубу 682, трубопровод 694 и в обрабатывающую установку 700. Эти дополнительные текучие среды затем направляются обратно через трубопровод 696 и в затрубный ствол 603, как это было показано выше для подачи отделенной воды.
На фиг. 25 показан альтернативный вариант выполнения системы 800Ь насосно-компрессорных труб, включающей внутреннюю насосно-компрессорную трубу 820, внешнюю насосно-компрессорную трубу 822 и кольцевой уплотнитель 821, предназначенный для использования в случаях, когда продуктивная зона 824 расположена над областью 825 нагнетания. Внутренняя насосно-компрессорная труба 820 имеет перфорацию 836 в области продуктивной зоны 824, а внешняя насосно-компрессорная труба 822 имеет перфорацию в области 825 нагнетания.
Внешняя насосно-компрессорная труба 822, которая обычно проходит вокруг внутренней насоснокомпрессорной трубы 820, разделена на несколько осевых трубок в области продуктивной зоны 824. Этим обеспечивается прохождение текучих сред из продуктивной зоны 824 между осевыми трубками и через перфорацию 836 во внутренней насосно-компрессорной трубе 820 в эксплуатационный ствол 602. Из эксплуатационного ствола 602 текучие среды поднимаются вверх в фонтанную арматуру, как это было описано выше. Возвращаемые нагнетаемые текучие среды в затрубном стволе 603 проходят через перфорацию 834 во внешней насосно-компрессорной трубе 822 в область 825 нагнетания.
Вариант выполнения, представленный на фиг. 23, не обязательно должен включать какую-либо обрабатывающую установку 700. Вариант выполнения, показанный на фиг. 23, может быть использован для извлечения текучих сред и/или для нагнетания текучих сред, либо одновременно, либо в разное время. Нагнетаемые текучие среды необязательно должны быть получены из каких-либо извлеченных текучих сред; нагнетаемые текучие среды и извлекаемые текучие среды могут быть, вместо этого, двумя не связанными друг с другом потоками текучих сред. Поэтому вариант выполнения, показанный на фиг. 23, необязательно должен быть использован для повторного нагнетания извлеченных текучих сред, а может быть использован дополнительно в способах нагнетания текучих сред.
Насосы 820 применяются при необходимости.
Система 800а, 800Ь насосно-компрессорных труб может быть любой системой, которая обеспечивает одновременно добычу и нагнетание; система не ограничена приведенными выше примерами выполнения. При необходимости система насосно-компрессорных труб может содержать две расположенные рядом трубы вместо двух труб, расположенных одна в другой, при этом одна из труб образует эксплуатационный ствол, а вторая труба - затрубный ствол.
На фиг. 26-29 представлены альтернативные варианты выполнения, в которых отводное устройство не вставлено внутрь корпуса штуцера. Эти варианты выполнения позволяют использовать штуцер вдобавок к отводному устройству.
На фиг. 26 показан манифольд в виде фонтанной арматуры 900, содержащий эксплуатационный ствол 902, эксплуатационную ответвительную линию 920, задвижку 910 эксплуатационной ответвительной линии, выпускное отверстие 912 и эксплуатационный штуцер 930. Эксплуатационный штуцер 930 представляет собой полнопроточный штуцер, штатно устанавливаемый во многие фонтанные арматуры, в отличие от корпуса 630 эксплуатационного штуцера из варианта выполнения, показанного на фиг. 23, из которого собственно штуцер был удален. На фиг. 26 эксплуатационный штуцер 930 показан полностью открытым.
Отводное устройство 904 в форме эксплуатационной вставки расположено в эксплуатационной ответвительной линии 920 между задвижкой 910 эксплуатационной ответвительной линии и эксплуатационным штуцером 930. Отводное устройство 904 представляет собой такое же отводное устройство, что и устройство 604 в варианте выполнения, показанном на фиг. 23, и одинаковые части их имеют одинаковые числовые обозначения, начинающиеся с цифры 9. Так же, как и в варианте выполнения, показанном на фиг. 23, корпус 940 на фиг. 26 прикреплен к эксплуатационной ответвительной линии 920 хомутом 948.
Нижний конец трубы 942 загерметизирован внутри эксплуатационной ответвительной линии 920 уплотнением 945. Эксплуатационная ответвительная линия 920 включает вторичную ветвь 921, которая соединяет часть эксплуатационной ответвительной линии 920, смежную с отводным устройством 904, с частью эксплуатационной ответвительной линии 920, смежной с эксплуатационным штуцером 930. Задвижка 922 расположена в эксплуатационной ответвительной линии 920 между отводным устройством 904 и эксплуатационным штуцером 930.
Сочетание задвижки 922 и уплотнения 945 предотвращает прохождение добываемых текучих сред непосредственно из эксплуатационного ствола 902 в выпускное отверстие 912. Вместо этого добываемые текучие среды отводятся в осевой кольцевой зазор 947 между трубой 942 и корпусом 940. Далее текучие среды выходят из выпускного отверстия 944 в обрабатывающую установку (примеры которого описаны выше), затем повторно поступают в отводное устройство через впускное отверстие 946, из которого они проходят по трубе 942, через вторичную ветвь 921, штуцер 930 и выпускное отверстие 912.
- 20 009139
На фиг. 27 показан альтернативный вариант выполнения конструкции, показанной на фиг. 26, где одинаковые части имеют одинаковые числовые обозначения, снабженные штрихом. В этом варианте выполнения задвижка 922 не требуется, поскольку вторичная ветвь 921' проходит прямо к эксплуатационному штуцеру 930' вместо того, чтобы снова соединяться с эксплуатационной ответвительной линией 920'. При этом отводное устройство 904' герметично соединено с эксплуатационной ответвительной линией 920', что препятствует прохождению текучих сред непосредственно вдоль эксплуатационной ответвительной линии 920', причем текучие среды отводятся через отводное устройство 904'.
На фиг. 28 представлен другой вариант выполнения, в котором отводное устройство 1004 расположено в продолжении 1021 эксплуатационной ответвительной линии 1020 под штуцером 1030. Отводное устройство 1004 в данном случае идентично отводным устройствам, показанным на фиг. 26 и 27; оно просто повернуто на 90° по отношению к эксплуатационной ответвительной линии 1020.
Отводное устройство 1004 загерметизировано внутри продолжения 1021 отвода уплотнением 1045. Задвижка 1022 расположена в продолжении 1021 отвода под отводным устройством 1004.
Продолжение 1021 отвода содержит первичный канал 1060 и вторичный канал 1061, который отходит от первичного канала 1060 с одной стороны задвижки 1022 и вновь соединяется с первичным каналом 1060 по другую сторону задвижки 1022.
Добываемые текучие среды проходят через штуцер 1030 и отводятся задвижкой 1022 и уплотнителем 1045 в осевой кольцевой зазор 1047 отводного устройства 1004 и в выпускное отверстие 1044. Затем они обычно подвергаются обработке в обрабатывающей установке, как это описано выше, после чего возвращаются в канал 1049 отводного устройства 1004, откуда они поступают через вторичный канал 1061 обратно в первичный канал 1060 и в выпускное отверстие 1012.
На фиг. 29 показана измененная конструкция устройства, представленного на фиг. 28, в котором одинаковые части имеют те же самые числовые обозначения со штрихом. В этом варианте выполнения вторичный канал 1061' не соединяется вновь с первичным каналом 1060'; вместо этого вторичный канал 1061' ведет прямо к выпускному отверстию 1021'. Этот вариант выполнения функционирует так же, как и вариант выполнения на фиг. 6.
Варианты выполнения на фиг. 28 и 29 могут быть модифицированы для использования в обычных фонтанных арматурах путем введения отводных устройств 1004, 1004' в дополнительный трубопровод, подходящий к фонтанной арматуре, вместо того, чтобы вводить их в продолжение отвода фонтанной арматуры.
На фиг. 30 представлен альтернативный способ использования отводных устройств при добыче текучих сред из нескольких скважин. В качестве отводных устройств могут быть использованы любые устройства из представленных выше вариантов выполнения, поэтому здесь подробно не показаны; для данного примера использованы отводные устройства для потока добываемых сред, показанные на фиг. 23.
Первое отводное устройство 704 соединено с отводом первой эксплуатационной скважины А. Отводное устройство 704 содержит трубу (не показана), герметично присоединенную внутри канала корпуса штуцера для создания первой области потока внутри канала трубы и второй области потока в кольцевом канале между трубой и каналом в корпусе штуцера. Подчеркивается, что отводное устройство 704 является тем же самым, что и отводное устройство 604 на фиг. 23; оно, однако, используется по-другому, так, что некоторые выпускные отверстия на фиг. 23 соответствуют впускным отверстиям на фиг. 30, и наоборот.
Канал трубы имеет впускное 712 и выпускное 746 отверстия (впускное отверстие 712 соответствует выпускному отверстию 612 на фиг. 23, а выпускное отверстие 746 - впускному отверстию 646 на фиг. 23). Впускное отверстие 712 связано с входным коллектором 701. Входной коллектор 701 может содержать добываемые текучие среды из нескольких эксплуатационных скважин (не показаны).
Кольцевой проход между трубой и корпусом штуцера связан с эксплуатационной ответвительной линией фонтанной арматуры первой скважины А и с выпускным отверстием 744 (что соответствует выпускному отверстию 644 на фиг. 23). По аналогии второе отводное устройство 714 соединено с отводом второй эксплуатационной скважины В. Второе отводное устройство 714 аналогично первому отводному устройству 704 и расположено в эксплуатационной ответвительной линии аналогичным образом. Канал в трубе второго отводного устройства имеет впускное отверстие 756 (соответствует впускному отверстию 646 на фиг. 23) и выпускное отверстие 722 (соответствует выпускному отверстию 612 на фиг. 23). Выпускное отверстие 722 соединено с выходным коллектором 703, который представляет собой трубопровод для передачи добываемых текучих сред, например, на поверхность, и может также питаться от нескольких других скважин (не показаны).
Кольцевой зазор между трубой и внутренним пространством корпуса штуцера соединяет эксплуатационную ответвительную линию с выпускным каналом 754 (соответствует выпускному каналу 644 на фиг. 23).
Все выпускные отверстия 746, 744 и 754 соединены через систему насосно-компрессорных труб с впускным каналом насоса 750. Далее насос 750 направляет все эти текучие среды во впускное отверстие 756 второго отводного устройства 714. При необходимости дополнительные текучие среды из других
- 21 009139 скважин (не показаны) также закачиваются насосом 750 и проходят во впускное отверстие 756.
В процессе работы второе отводное устройство 714 функционирует так же, как и отводное устройство 604 в варианте выполнения, представленном на фиг. 23. Текучие среды из эксплуатационного ствола второй скважины В отводятся трубой второго отводного устройства 714 в кольцевой проход между трубой и внутренним пространством корпуса штуцера, из которого они выходят через выпускное отверстие 754, проходят через насос 750 и затем возвращаются через впускное отверстие 756 в канал трубы. Вернувшиеся текучие среды проходят прямо через трубу в выходной коллектор 703, из которого они извлекаются.
Первое отводное устройство 704 работает по-другому, поскольку добываемые текучие среды из первой скважины 702 не возвращаются к первому отводному устройству 704, после того как они вышли из выпускного отверстия 744 кольцевого зазора. Вместо этого в обеих областях потока внутри и снаружи трубы направление движения текучих сред одинаковое. Внутри трубы (первая область потока) текучие среды проходят вверх от впускного коллектора 701 непосредственно через трубу в выпускное отверстие 746. Снаружи трубы (вторая область потока) текучие среды проходят вверх от эксплуатационного ствола первой скважины 702 к выпускному отверстию 744.
Оба потока текущих вверх текучих сред объединяются с текучими средами от выпускного отверстия 754 второго отводного устройства 714, после чего они проходят в насос 750, проходят через второе отводное устройство в выходной коллектор 703, как это описано выше.
Следует отметить, что фонтанная арматура 601 представляет собой обычную фонтанную арматуру, однако изобретение может также использоваться и с горизонтальными фонтанными арматурами.
Одно или оба отводные устройства согласно варианту выполнения, показанному на фиг. 23, могут быть расположены внутри эксплуатационного ствола и/или затрубного ствола вместо того, чтобы располагаться внутри корпусов эксплуатационного и затрубного штуцеров.
В качестве обрабатывающей установки 700 может использоваться одно или более из широкого разнообразия устройств. Например, обрабатывающая установка 700 может содержать оборудование любого типа из описанного выше в отношении фиг. 17.
Вышеописанные каналы для перемещения потоков могут полностью реверсироваться или перенаправляться при других требованиях к процессу обработки.
На фиг. 31 показан другой вариант выполнения отводного устройства 1110, прикрепленного к корпусу 1112 штуцера, который расположен в эксплуатационной ответвительной линии 1114 фонтанной арматуры 1116. Эксплуатационная ответвительная линия 1114 имеет выпускное отверстие 1118, которое расположено рядом с корпусом 1112 штуцера. Отводное устройство 1110 прикреплено к корпусу 1112 штуцера хомутом 1119. Первая задвижка V! расположена в центральном стволе фонтанной арматуры, а вторая задвижка ν2 - в эксплуатационной ответвительной линии 1114.
Корпус 1112 штуцера представляет собой корпус стандартного штуцера подводного применения, из которого извлечен сам штуцер (соединитель). Корпус 1112 имеет канал, который связан текучей средой с эксплуатационной ответвительной линией 1114. Верхний конец канала корпуса 1112 штуцера выходит в отверстие в верхней поверхности корпуса 1112 штуцера. Нижний конец канала корпуса штуцера соединен с каналом эксплуатационной ответвительной линии 1114 и выпускным отверстием 1118.
Отводное устройство 1110 имеет цилиндрический корпус 1120, внутри которого имеется осевой канал 1122. Нижний конец осевого канала 1122 открыт, т. е. он заканчивается отверстием. Верхний конец осевого канала 1122 закрыт, а боковой канал 1126 проходит от верхнего конца осевого канала 1122 к выпускному отверстию 1124 в боковой стенке цилиндрического корпуса 1120.
Отводное устройство 1110 содержит стержень (шток) 1128, который проходит от верхнего закрытого конца осевого канала 1122 вниз через осевой канал 1122 и заканчивается пробкой 1130. Стержень 1128 длиннее, чем корпус 1120, поэтому нижний конец стержня 1128 выступает за нижний конец корпуса 1120. Форма пробки 1130 выбрана так, чтобы соответствовать форме гнезда в корпусе 1112 штуцера для перекрытия части эксплуатационной ответвительной линии 1114, ведущей к выпускному отверстию 1118. Пробка тем самым препятствует выходу текучих сред от эксплуатационной ответвительной линии 1114 или от корпуса 1112 штуцера через выпускное отверстие 1118. Пробка, при необходимости, может иметь уплотнитель для гарантии того, что не будет происходить просачивания текучих сред.
До установки отводного устройства 1110 на фонтанную арматуру 1116 штуцер обычно находится внутри корпуса 1112 штуцера, а выпускное отверстие 1118 обычно соединено с выпускной трубой, которая транспортирует текучую среду от скважины, например добываемые текучие среды на поверхность. Добываемые текучие среды протекают через ствол 1116 фонтанной арматуры, через задвижки ν1 и ν2, через эксплуатационную ответвительную линию 1114, и из выпускного отверстия 1118 через штуцер.
Отводное устройство 1110 может быть встроено в скважину посредством закрывания одной или обеих задвижек ν1 и ν2 фонтанной арматуры 1116. Этим предотвращается какое-либо подтекание текучих сред в море во время установки отводного устройства 1110. Штуцер (при его наличии) удаляется из корпуса 1112 обычным, хорошо известным способом. Затем отводное устройство 1110 закрепляется хомутом 1119 сверху корпуса 1112 штуцера так, что стержень 1128 проходит в канал корпуса 1112 штуцера, а пробка 1130 входит в гнездо в корпусе 1112 штуцера, перекрывая выпускное отверстие 1118. После
- 22 009139 этого к выпускному отверстию 1124 отводного устройства 1110 присоединяются другие трубы (не показаны). Эти дополнительные трубопроводы теперь могут быть использованы для отвода текучих сред в любое нужное место. Например, текучие среды могут быть отведены к обрабатывающей установке либо компонент добываемых текучих сред может быть отведен в ствол другой скважины для использования в качестве нагнетаемых текучих сред.
Задвижки У1 и У2 теперь снова открываются, что обеспечивает проход добываемых текучих сред в эксплуатационную ответвительную линию 1114 и в корпус 1112 штуцера, где пробкой 1130 они отводятся от их прежнего пути движения в выпускное отверстие 1118, и вместо этого направляются через отводное устройство 1110 из выпускного отверстия 1124 и в систему труб, присоединенную к выпускному отверстию 1124.
Несмотря на то что в приведенном выше описании была сделана ссылка на извлечение добываемых текучих сред из скважины, то же самое устройство может быть в равной мере использовано для нагнетания текучих сред в скважину просто путем реверсирования потока текучих сред. Нагнетаемые текучие среды могут входить в отводное устройство 1110 в отверстие 1124, проходить через отводное устройство 1110, эксплуатационную ответвительную линию 1114 и в скважину. Хотя в этом примере была описана эксплуатационная ответвительная линия 1114, которая соединена с эксплуатационным стволом скважины, отводное устройство 1110 в равной мере может быть присоединено в затрубной ответвительной линии и затрубному стволу скважины и использовано для отвода текучих сред, протекающих в затрубный ствол или из него. Пример отводного устройства, присоединенного к корпусу затрубного штуцера, был уже описан в связи с фиг. 23.
На фиг. 32 представлен альтернативный вариант выполнения отводного устройства 1110', прикрепленного к фонтанной арматуре 1116, где одинаковые части обозначены одинаковыми цифрами со штрихом. В качестве фонтанной арматуры 1116 используется та же фонтанная арматура 1116, что показана на фиг. 31, поэтому эти обозначения штриха не имеют.
Кожух 1120' в отводном устройстве 1110' имеет форму цилиндра с осевым каналом 1122'. В этом варианте выполнения, однако, отсутствует боковой канал, а верхний конец осевого канала 1122' заканчивается на отверстии 1130' в верхнем конце корпуса 1120', так что верхний конец корпуса 1120' открыт. Таким образом, осевой канал 1122' проходит по всей длине корпуса 1120' между его нижним и верхним концом. Отверстие 1130' может быть соединено с внешней системой трубопроводов (не показаны).
На фиг. 33 показан другой вариант выполнения отводного устройства 1110, где одинаковые части обозначены одинаковыми числами с двойным штрихом. Здесь изображена часть, отрезанная после задвижки У2; остальная часть фонтанной арматуры аналогична двум ранее рассмотренным вариантам выполнения. Поскольку фонтанная арматура этого варианта выполнения аналогична двум предыдущим вариантам, соответствующие обозначения штрихов не имеют.
Кожух 1120 варианта выполнения на фиг. 33, по существу, тот же самый, что и корпус 1120' варианта выполнения на фиг. 32. Кожух 1120 имеет цилиндрическую форму и осевой канал 1122, проходящий насквозь между его нижним и верхним концами, из которых оба открыты. Отверстие 1130 может быть соединено с внешней системой трубопроводов (не показана).
Кожух 1120 имеет надставку в виде трубы 1132, которая проходит почти от верхнего конца корпуса 1120 вниз по осевому каналу 1122 за пределы корпуса 1120. Таким образом, труба 1132 расположена внутри корпуса 1120 с образованием кольцевого зазора 1134 между ней и корпусом 1120.
Нижний конец трубы 1132 приспособлен для введения в проточку в корпусе 1112 штуцера и имеет уплотнение 1136, поэтому может быть загерметизирован в этой проточке, а длина трубы 1132 выбрана соответствующим образом.
Как показано на фиг. 33, труба 1132 делит пространство внутри корпуса 1112 штуцера и отводного устройства 1110 на две отдельные изолированные друг от друга области. Первая область образована каналом трубы 1132 и частью канала эксплуатационной ответвительной линии 1114 ниже корпуса 1112 штуцера, ведущей к выпускному отверстию 1118. Вторая область определена кольцевым зазором между трубой 1132 и корпусом 1120/корпусом 1112 штуцера. Таким образом, труба 1132 образует границу между этими двумя областями, а уплотнение гарантирует отсутствие связи текучей средой между этими двумя областями, т.е. они полностью разделены. Вариант выполнения на фиг. 33 аналогичен вариантам выполнения, показанным на фиг. 20 и 21, с той только разницей, что кольцевой зазор на фиг. 33 закрыт с верхнего конца.
В процессе работы варианты выполнения, показанные на фиг. 32 и 33, могут функционировать, по существу, одинаковым образом. Задвижки У1 и У2 закрыты, что позволяет удалить штуцер из корпуса 1112 штуцера и закрепить отводное устройство 1110', 1110 хомутом на корпусе 1112 штуцера, как это было описано выше на примере фиг. 31. Затем к отверстиям 1130', 1130 присоединяются трубопроводы, ведущие к нужному оборудованию. Отводное устройство 1110', 1110 может быть после этого использовано для отвода текучих сред в любом направлении через отверстия 1118 и 1130', 1130.
В варианте выполнения, представленном на фиг. 32, можно отводить текучие среды в скважину или из скважины при открытых задвижках У1,У2 либо отсечь эти текучие среды, закрыв по крайней мере одну из этих задвижек.
- 23 009139
Варианты выполнения на фиг. 32 и 33 могут быть использованы для извлечения текучих сред из скважины или для закачки текучих сред в скважину. Любой из вариантов выполнения с прикреплением к корпусу эксплуатационного штуцера может быть в альтернативном варианте использован с прикреплением к корпусу затрубного штуцера затрубной ответвительной линии, ведущей к затрубному стволу скважины.
В варианте выполнения, представленном на фиг. 33, прямое прохождение текучих сред между эксплуатационным стволом и отверстием 1118 через эксплуатационную ответвительную линию невозможно благодаря наличию уплотнителя 1136. Этот вариант выполнения может, при необходимости, выполнять функцию соединительной муфты для трубопровода, не присоединенного к скважине. Например, вариант, показанный на фиг. 33, может быть использован просто для соединения двух труб. В другом варианте текучие среды, протекающие через осевой проход 1132, могут быть направлены в ствол скважины либо могут выходить из ствола скважины по перепускной (байпасной) линии. Пример такого варианта выполнения показан на фиг. 34 с перепускными трубопроводами 1146 и 1150. На фиг. 34 устройство, приведенное на фиг. 33, показано прикрепленным к корпусу 1112 штуцера фонтанной арматуры 1116. У фонтанной арматуры 1116 имеется колпак 1140, сквозь который проходит осевой проход 1142. Осевой проход 1142 совмещен и непосредственно соединен с эксплуатационным стволом фонтанной арматуры 1116. Первый трубопровод 1146 соединяет осевой проход 1142 с обрабатывающей установкой 1148. Обрабатывающая установка 1148 может содержать установку любого типа из рассмотренных в настоящем описании. Второй трубопровод 1150 соединяет обрабатывающую установку 1148 с отверстием 1130 в корпусе 1120. Задвижка У2 закрыта, а задвижка У1 открыта.
Для извлечения текучих сред из скважины текучие среды поднимаются по эксплуатационному стволу фонтанной арматуры; они не могут пройти в ответвительную линию 1114 из-за задвижки У2, которая закрыта, и вместо этого отводятся в колпак 1140. Текучие среды проходят через трубопровод 1146, через обрабатывающую установку 1148, после чего они по трубопроводу 1150 поступают в осевой канал 1122'. Текучие среды спускаются по осевому каналу 1122' к отверстию 1118 и извлекаются отсюда по стандартной выпускной линии, подсоединенной к этому отверстию.
Для нагнетания текучих сред в скважину направление потока меняется на обратное таким образом, чтобы нагнетаемые текучие среды проходили в отверстие 1118, после чего передавались по осевому каналу 1122', трубу 1150, обрабатывающую установку 1148, трубу 1146, колпаку 1140 и после колпака прямо в эксплуатационный ствол фонтанной арматуры и в ствол скважины.
Данное изобретение обеспечивает, таким образом, прохождение текучих сред между стволом скважины и отверстием 1118 и ответвительной линией 1114, при этом обходя саму ответвительную линию 1114. Этот вариант выполнения может быть особенно полезен в скважинах, где задвижку У2 на ответвительной линии заклинило в закрытом состоянии. В модификациях этого варианта выполнения первая труба не ведет к отверстию в колпаке фонтанной арматуры. Например, первая труба 1146 может быть вместо этого присоединена к затрубной ответвительной линии и затрубному стволу; отверстие перепускного канала может, при необходимости, присоединить затрубный ствол к эксплуатационному стволу. Может быть использовано любое отверстие в манифольде фонтанной арматуры. Обрабатывающая установка может содержать оборудование любого типа из описанного в настоящем описании либо может быть полностью исключено.
Преимуществом этих вариантов выполнения является то, что они обеспечивают безопасный путь подключения систем труб к скважине без отсоединения каких-либо из существующих труб и без существенного риска просачивания текучих сред из скважины в море.
Возможности использования изобретения очень широки. Дополнительные трубы, присоединенные к отводному устройству, могут вести к выходному коллектору, входному коллектору, другой скважине или к какой-либо обрабатывающей установке (не показана). При уже установленной фонтанной арматуре многие из этих возможностей невозможно было представить, и преимуществом изобретения является то, что оно позволяет ввести доработки в существующие фонтанные арматуры при небольших затратах и невысоком риске утечек.
На фиг. 35 представлен вариант выполнения изобретения, специально приспособленный для нагнетания газа в добываемые текучие среды. Колпак 40е устья скважины прикреплен к верхней части горизонтальной фонтанной арматуры 400. Колпак 40е устья скважины имеет пробки 408, 409;
внутренний осевой проход 402;
внутренний боковой проход 404, соединяющий внутренний осевой проход 402 с впускным отверстием 406.
Один конец вставки 410 из витой трубы прикреплен к внутреннему осевому проходу 402. Для герметизации кольцевого зазора между верхним концом вставки 410 из витой трубы и внутренним осевым каналом 402 используется кольцевая герметизирующая пробка 412. Вставка 410 из гибкой трубы диаметром 5 см (2 дюйма) проходит вниз от кольцевой герметизирующей пробки 412 в эксплуатационный ствол 1 горизонтальной фонтанной арматуры 400.
- 24 009139
При использовании впускное отверстие 406 соединено с трубопроводом 414, по которому нагнетается газ. Газ накачивается из трубопровода 414 нагнетания газа в колпак 40е фонтанной арматуры и отводится за счет пробки 408 вниз во вставку 410 из гибкой трубы; газ смешивается с добываемыми текучими средами в скважине. Газ понижает плотность добываемых текучих сред, способствуя и подъему. Далее смесь текучих сред нефтяной скважины с газом поднимается по эксплуатационному стволу 1, в кольцевой зазор между эксплуатационным стволом 1 и вставкой 410 из гибкой трубы. Эта смесь не может пройти в колпак 40е из-за наличия пробки 408; вместо этого смесь отводится в ответвление 10 для извлечения оттуда.
Таким образом, данный вариант выполнения разделяет эксплуатационный ствол на две разделенных области, так что эксплуатационный ствол может быть использован как для нагнетания газов, так и для извлечения текучих сред. Этим изобретение отличается от известного способа нагнетания текучих сред через затрубный ствол скважины, которым невозможно пользоваться, если затрубный ствол оказывается забит. В обычных способах, ориентированных на использование затрубного ствола, заблокированный затрубный ствол означает, что вся фонтанная арматура должна быть снята и заменена, в то время как в настоящем изобретении имеется недорогой и быстро реализуемый альтернативный вариант.
В этом варианте выполнения отводное устройство представляет собой вставку из гибкой трубы с кольцевой герметизирующей пробкой 412.
На фиг. 36 представлен более подробный вид устройства, показанного на фиг. 35; устройство и его функции те же самые, а одинаковые части обозначены одинаковыми числами.
На фиг. 37 представлено устройство нагнетания газа, показанное на фиг. 35, объединенное с отводным устройством с фиг. 3, причем сходные части на этих чертежах обозначены здесь одинаковыми числами. На этом чертеже выпускное 44 и впускное 46 отверстия также соединены с внутренним осевым проходом 402 через соответствующие внутренние боковые каналы.
Насос высокого давления (не показан) включен между выпускным 44 и впускным 46 отверстиями. Верхний конец трубы 42 загерметизирован кольцевым уплотнителем 416 относительно внутреннего осевого прохода 402 над впускным отверстием 46 и ниже выпускного отверстия 44. Кольцевая герметизирующая пробка 412 вставки 410 из витой трубы установлена между выпускным отверстием 44 и впускным отверстием 406 для газа.
В процессе использования, например в варианте выполнения на фиг. 35, газ нагнетается через впускное отверстие 406 в колпак 40е фонтанной арматуры и отводится пробкой 408 и кольцевой герметизирующей пробкой 412 во вставку 410 из гибкой трубы. Газ проходит вниз по вставке 410 из гибкой трубы, которая спускается в глубину скважины. На дне скважины газ соединяется со скважинными текучими средами, способствуя подъему текучих сред и облегчая их откачивание. Насос высокого давления, включенный между выпускным отверстием 44 и впускным отверстием 46, всасывает насыщенные газом добываемые текучие среды вверх по кольцевому каналу между стенкой эксплуатационного ствола 1 и вставкой 410 из гибкой трубы. Когда текучие среды достигают трубы 42, они отводятся уплотнителями 43 в кольцевой зазор между трубой 42 и вставкой 410 из гибкой трубы. Затем текучие среды отводятся кольцевой герметизирующей пробкой 412 через выпускное отверстие 44, через насос высокого давления, после чего возвращаются через впускное отверстие 46. В этом месте текучие среды проходят в кольцевой зазор, образованный между эксплуатационным стволом/внутренним каналом колпака фонтанной арматуры и трубой 42, в пространство, ограниченное уплотнителями 416 и 43. Поскольку текучие среды не в состоянии пройти через уплотнители 416, 43, они отводятся из фонтанной арматуры через задвижку 12 и ответвление 10 для извлечения. Этот вариант выполнения, таким образом, будучи аналогичен варианту, представленному на фиг. 35, дополнительно позволяет отводить текучие среды к обрабатывающей установке перед тем, как возвращать их в фонтанную арматуру для отведения их в отверстие ответвления 10. В этом варианте труба 42 представляет собой первое отводное устройство, а вставка 410 из гибкой трубы представляет второе отводное устройство. Труба 42, которая образует вторичное отводное устройство в этом варианте выполнения, не должна располагаться в эксплуатационном стволе. В альтернативных вариантах могут использоваться отводные устройства любых других типов, описанные в этом изобретении (например, отводное устройство на корпусе штуцера) в сочетании с вставкой 410 из гибкой трубы в эксплуатационном стволе.
Различные модификации и усовершенствования могут быть введены в изобретение в пределах области его притязаний. Например, как было показано ранее, отводное устройство может быть прикреплено к корпусу затрубного штуцера вместо корпуса эксплуатационного штуцера.
Следует отметить, что отводные устройства, показанные на фиг. 20-22, 24, 26-29 и 32, также могут быть использованы в способе, осуществляемом согласно фиг. 34; показанный на фиг. 34 вариант из фиг. 33 представляет собой только один из возможных примеров.
Аналогично, способы, осуществляемые согласно фиг. 30, были описаны со ссылкой на вариант, представленный на фиг. 23, однако они могут быть выполнены посредством любого из вариантов осуществления, обеспечивающих два раздельных канала текучей среды; сюда относятся варианты осуществления, представленные на фиг. 2-6, 17, 20-22 и 26-29. Если модифицировать способ, показанный на фиг. 30, таким образом, чтобы только текучие среды из скважины А выходили к выходному коллектору 703 без
- 25 009139 каких-либо дополнительных текучих сред из входного коллектора 701, то могут быть также использованы варианты выполнения, обеспечивающие единственный канал текучей среды (фиг. 31 и 32). Кроме того, если необходимо только отвести текучие среды между входным коллектором 701 и выходным коллектором 703 без дополнительного введения каких-либо текучих сред из скважины А, то также может быть использован вариант осуществления, показанный на фиг. 33. Аналогичные рассуждения справедливы и для скважины В.
Способ, описанный со ссылкой на фиг. 18, включающий извлечение текучих сред из первой скважины и нагнетание по крайней мере части этих сред во вторую скважину, может быть выполнен также и в соответствии с любым из вариантов осуществления, в которых имеется два канала текучей среды, показанных на фиг. 3-6, 17, 20-22 и 26-29. При модификации устройства для осуществления этого способа (например, исключением трубы 234) для нагнетательной скважины 330 могут быть использованы варианты фиг. 31 и 32 с единственным каналом текучей среды. Такой вариант осуществления представлен на фиг. 38, где показаны первая эксплуатационная скважина А и вторая нагнетательная скважина В. Каждая из скважин А и В содержит фонтанную арматуру и отводное устройство в соответствии с фиг. 31. Текучие среды извлекаются из скважины А через отводное устройство; текучие среды проходят в трубу С и попадают в обрабатывающую установку Р. Обрабатывающая установка включает сепарационное устройство и разделительную колонну К для текучих сред. В обрабатывающей установке углеводороды выделяются из извлеченных текучих сред и направляются в разделительную колонну К для текучих сред для отведения через эту колонну на поверхность. Оставшиеся текучие среды отводятся в трубу Ό, которая ведет в отводное устройство нагнетательной скважины В, а отсюда текучие среды направляются в ствол скважины. В таком варианте выполнения текучие среды отводятся в обход транспортирующего трубопровода, который обычно присоединяется к выходным отверстиям 1118.
Таким образом, после подобной модификации варианты выполнения с одним каналом текучей среды также могут быть использованы для эксплуатационной скважины. Поэтому данный способ можетбыть использован вместе с отводным устройством, расположенным в эксплуатационном/затрубном стволе либо в ответвительной линии, а также с большинством вариантов выполнения отводного устройства, приведенных в настоящем описании.
Аналогично, способ, согласно фиг. 23, в котором извлечение и нагнетание производятся в одной скважине, может быть осуществлен с отводными устройствами, представленными на фиг. 2-6 (так, что по крайней мере одно из отводных устройств расположено в эксплуатационном стволе/затрубном стволе). Первое отводное устройство может быть расположено в эксплуатационном стволе, а второе отводное устройство может быть прикреплено, например, к затрубному стволу. В других альтернативных вариантах выполнения изобретения (не показаны) отводное устройство может быть расположено в затрубном стволе по аналогии с вариантами выполнения на фиг. 2-6 с расположением в эксплуатационном стволе.
Способ, представленный на фиг. 23, в котором извлечение и нагнетание происходят в одной скважине, может быть осуществлен с любым из других отводных устройств, описанных в изобретении, включая отводные устройства, которые не создают два отдельных канала текучей среды. Одним из примеров такого модифицированного способа может служить вариант, показанный на фиг. 39. Здесь показана та же фонтанная арматура, что и на фиг. 23, используемая с двумя отводными устройствами, показанными на фиг. 31. В этом модифицированном способе ни одна из текучих сред, извлеченных из первого отводного устройства 640, соединенного с эксплуатационным стволом 602, не возвращается в первое отводное устройство 640. Вместо этого текучие среды извлекаются из эксплуатационного ствола, отводятся через первое отводное устройство 640 в трубопровод 690, который ведет в обрабатывающую установку 700. В качестве обрабатывающей установки 700 может быть использована любая установка из описанных в настоящем изобретении. В этом варианте выполнения обрабатывающая установка 700 включает как сепараторное устройство, так и разделительную колонну К для текучих сред, идущую на поверхность. В устройстве 700 углеводороды отделяются от остальных извлекаемых текучих сред и углеводороды извлекаются на поверхность через разделительную колонну К для текучих сред, в то время как остальные текучие среды возвращаются в фонтанную арматуру по трубопроводу 696. Эти текучие среды нагнетаются в затрубный ствол через второе отводное устройство 680.
Поэтому, как показано на примерах, проиллюстрированных фиг. 38 и 39, способы извлечения и нагнетания текучих сред не сводятся только к способам, включающим возвращение некоторых из извлеченных текучих сред к отводному устройству, используемому в процессе извлечения, либо возвращение текучих сред ко второй части первого канала текучей среды.
Все показанные и описанные здесь отводные устройства могут быть использованы как для отвода текучих сред, так и для нагнетания текучих сред путем обращения направления потока.
В каждом из представленных вариантов выполнения устройства в соединении с эксплуатационной ответвительной линией могут быть вместо этого соединены с затрубной ответвительной линией либо иным ответвлением фонтанной арматуры. Варианты выполнения на фиг. 31-34 могут иметь соединение с другими частями ответвительной линии и не обязательно должны присоединяться к корпусу штуцера. Например, в этих вариантах выполнения может быть использовано последовательное включение со штуцером в других точках ответвительной линии, например, как показано в вариантах выполнения на фиг. 26-29.
Claims (37)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Отводное устройство для манифольда нефтяной или газовой скважины, отличающееся тем, что оно содержит корпус, имеющий внутренний проход, и выполнено с возможностью соединения с ответвлением манифольда.
- 2. Устройство по п.1, отличающееся тем, что часть его предназначена для установки внутри канала ответвительной линии.
- 3. Устройство по п.1 или 2, отличающееся тем, что корпус устройства выполнен с возможностью соединения с корпусом штуцера.
- 4. Устройство по любому из пп.1-3, отличающееся тем, что корпус устройства содержит осевую вставку.
- 5. Устройство по п.4, отличающееся тем, что осевая вставка имеет форму трубы, разделяющей внутренний проход на первую область, содержащую канал трубы, и вторую область, содержащую кольцевой зазор между корпусом устройства и трубой.
- 6. Устройство по п.5, отличающееся тем, что труба установлена с возможностью герметизации внутри ответвления с предотвращением прямого сообщения между кольцевым зазором и внутренним каналом трубы.
- 7. Устройство по п.4, отличающееся тем, что осевая вставка выполнена в виде стержня с пробкой, установленной с возможностью перекрытия выпускного отверстия манифольда.
- 8. Устройство по любому из пп.1-7, отличающееся тем, что оно включает насос для установки в канале манифольда.
- 9. Устройство по п.8, отличающееся тем, что оно содержит первую и вторую области канала, связанные с возможностью прохода отводимых текучих сред через первую область канала, насос и обратно во вторую часть канала и извлечения их через выпускное отверстие.
- 10. Манифольд, снабженный ответвлением, отличающийся тем, что он содержит отводное устройство по любому из пп.1-9.
- 11. Манифольд по п.10, отличающийся тем, что ответвление имеет впускное и выпускное отверстия, а отводное устройство образует барьер, отделяющий указанное впускное отверстие ответвления от выпускного отверстия.
- 12. Манифольд по п.10 или 11, отличающийся тем, что он подсоединен к обрабатывающей установке.
- 13. Манифольд по любому из пп.10-12, отличающийся тем, что он снабжен первым и вторым ответвлениями и содержит первое отводное устройство, соединенное с первым ответвлением, и второе отводное устройство, соединенное со вторым ответвлением.
- 14. Манифольд по п.13, отличающийся тем, что первое ответвление содержит эксплуатационную ответвительную линию, а второе ответвление содержит затрубную ответвительную линию.
- 15. Манифольд, соединенный со стволом скважины и снабженный ответвлением, отличающийся тем, что он содержит отводное устройство по любому из пп.1-9 и перепускной трубопровод, соединяющий отводное устройство со стволом скважины с обводом по меньшей мере части ответвления.
- 16. Манифольд по п.15, отличающийся тем, что он содержит колпак, в котором выполнено отверстие, а перепускной трубопровод соединяет отводное устройство со стволом скважины через указанное отверстие.
- 17. Манифольдное устройство, отличающееся тем, что оно содержит первый манифольд по любому из пп.10-16 и второй манифольд по любому из пп.10-16, соединенные по меньшей мере одним каналом текучей среды.
- 18. Устройство по п.17, отличающееся тем, что по крайней мере в одном канале текучей среды размещена обрабатывающая установка.
- 19. Устройство по пп.10-18, отличающееся тем, что внутренний проход корпуса имеет первое и второе отверстия, причем корпус соединен с корпусом штуцера манифольда, который образует часть основного канала текучей среды, направленного к каналу манифольда и от него, при этом первое отверстие внутреннего прохода соединено с корпусом штуцера, а второе отверстие соединено с трубой с возможностью формирования альтернативного канала текучей среды, направленного к каналу манифольда и от него через корпус штуцера.
- 20. Способ отвода текучих сред через ответвление манифольда, отличающийся тем, что соединяют ответвление манифольда с отводным устройством, содержащим корпус, имеющий внутренний проход, и осуществляют отвод текучих сред через корпус.
- 21. Способ по п.20, отличающийся тем, что отводное устройство прикрепляют к корпусу штуцера.
- 22. Способ по п.21, отличающийся тем, что корпус штуцера является частью манифольда и образует часть основного канала текучей среды, направленного к каналу манифольда и от него, внутренний проход корпуса имеет первое и второе отверстия, причем первое отверстие внутреннего прохода соединяют с корпусом штуцера, а второе отверстие внутреннего прохода соединяют с трубой и формируют тем самым альтернативный канал текучей среды, направленный к каналу манифольда и от него через корпус штуцера.- 27 009139
- 23. Способ по пп.20-22, отличающийся тем, что осуществляют извлечение добываемых текучих сред из скважины.
- 24. Способ по любому из пп.20-23, отличающийся тем, что осуществляют нагнетание текучих сред в скважину.
- 25. Способ по любому из пп.20-24, отличающийся тем, что образуют две разделенные области внутри отводного устройства и пропускают текучие среды через одну из первой или второй областей и затем пропускают по крайней мере часть этих текучих сред через другую из этих первой и второй областей.
- 26. Способ по любому из пп.20-24, отличающийся тем, что посредством отводного устройства образуют две разделенные области и пропускают первую группу текучих сред через первую область, а вторую группу текучих сред через вторую область.
- 27. Способ по п.25 или 26, отличающийся тем, что осуществляют обработку текучих сред в обрабатывающей установке, расположенной между первой и второй областями.
- 28. Способ по любому из пп.20-27, отличающийся тем, что осуществляют отвод текучих сред от первой части первой канала текучей среды ко второму каналу текучей среды.
- 29. Способ по любому из пп.20-28, отличающийся тем, что осуществляют извлечение текучих сред из первой скважины и нагнетание по меньшей мере части извлеченных текучих сред во вторую скважину.
- 30. Способ по любому из пп.20-29, отличающийся тем, что осуществляют извлечение текучих сред из скважины и нагнетание текучих сред в скважину.
- 31. Способ по п.30, отличающийся тем, что по крайней мере часть извлеченных текучих сред нагнетают обратно в скважину.
- 32. Способ по п.31, отличающийся тем, что извлеченные текучие среды подвергают обработке перед нагнетанием обратно в скважину.
- 33. Способ по любому из пп.20-32, отличающийся тем, что текучие среды отводят между отводным устройством и стволом скважины, обходя при этом по крайней мере часть ответвления манифольда.
- 34. Способ по пп.20-33, отличающийся тем, что ответвление манифольда является ответвительной линией, при этом соединение отводного устройства с ответвительной линией осуществляют посредством размещения части отводного устройства внутри канала ответвительной линии.
- 35. Фонтанная арматура для нефтяной или газовой скважины, снабженная отводным устройством и эксплуатационным стволом, отличающаяся тем, что отводное устройство снабжено корпусом, имеющим впускное и выпускное отверстия, размещенной в корпусе трубой, образующей внутренний канал текучей среды, проходящий через трубу, и кольцевой канал текучей среды, расположенный между трубой и корпусом, патрубком, связанным с выпускным отверстием корпуса и с внутренним каналом текучей среды, при этом впускное отверстие связано с ответвлением фонтанной арматуры, причем впускное и выпускное отверстия корпуса, по меньшей мере, частично образуют кольцевой канал текучей среды, а отводное устройство соединено с ответвлением фонтанной арматуры в области, удаленной от эксплуатационного ствола в радиальном направлении.
- 36. Фонтанная арматура по п.35, отличающаяся тем, что корпус установлен с возможностью соединения с корпусом штуцера.
- 37. Фонтанная арматура по п.35 или 36, отличающаяся тем, что патрубок является частью обрабатывающей установки.
Applications Claiming Priority (6)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| GBGB0312543.2A GB0312543D0 (en) | 2003-05-31 | 2003-05-31 | Method and apparatus |
| US10/651,703 US7111687B2 (en) | 1999-05-14 | 2003-08-29 | Recovery of production fluids from an oil or gas well |
| US54872704P | 2004-02-26 | 2004-02-26 | |
| GBGB0405454.0A GB0405454D0 (en) | 2004-03-11 | 2004-03-11 | Apparatus and method for recovering fluids from a well |
| GBGB0405471.4A GB0405471D0 (en) | 2004-03-11 | 2004-03-11 | Apparatus and method for recovering fluids from a well |
| PCT/GB2004/002329 WO2005047646A1 (en) | 2003-05-31 | 2004-06-01 | Apparatus and method for recovering fluids from a well and/or injecting fluids into a well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200600002A1 EA200600002A1 (ru) | 2006-08-25 |
| EA009139B1 true EA009139B1 (ru) | 2007-10-26 |
Family
ID=35985578
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200600002A EA009139B1 (ru) | 2003-05-31 | 2004-06-01 | Отводное устройство для манифольда нефтяной или газовой скважины, манифольд (варианты), манифольдное устройство и способ отвода текучих сред |
Country Status (10)
| Country | Link |
|---|---|
| US (18) | US7992643B2 (ru) |
| EP (14) | EP2216503B1 (ru) |
| AT (3) | ATE482324T1 (ru) |
| AU (2) | AU2004289864B2 (ru) |
| BR (1) | BRPI0410869B1 (ru) |
| CA (1) | CA2526714C (ru) |
| DE (3) | DE602004023775D1 (ru) |
| EA (1) | EA009139B1 (ru) |
| NO (1) | NO343392B1 (ru) |
| WO (1) | WO2005047646A1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2704087C2 (ru) * | 2017-11-15 | 2019-10-23 | Леонид Александрович Сорокин | Способ эксплуатации скважины и устройство для его осуществления |
| RU199626U1 (ru) * | 2020-06-25 | 2020-09-10 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Устройство для герметизации устья малодебитной скважины |
Families Citing this family (94)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| EP2216503B1 (en) | 2003-05-31 | 2013-12-11 | Cameron Systems (Ireland) Limited | Apparatus and method for recovering fluids from a well and/or injecting fluids into a well |
| CA2555403C (en) | 2004-02-26 | 2012-08-21 | Des Enhanced Recovery Limited | Connection system for subsea flow interface equipment |
| US20050241834A1 (en) * | 2004-05-03 | 2005-11-03 | Mcglothen Jody R | Tubing/casing connection for U-tube wells |
| US7686086B2 (en) | 2005-12-08 | 2010-03-30 | Vetco Gray Inc. | Subsea well separation and reinjection system |
| GB0618001D0 (en) * | 2006-09-13 | 2006-10-18 | Des Enhanced Recovery Ltd | Method |
| GB0625191D0 (en) * | 2006-12-18 | 2007-01-24 | Des Enhanced Recovery Ltd | Apparatus and method |
| GB0625526D0 (en) | 2006-12-18 | 2007-01-31 | Des Enhanced Recovery Ltd | Apparatus and method |
| US7596996B2 (en) | 2007-04-19 | 2009-10-06 | Fmc Technologies, Inc. | Christmas tree with internally positioned flowmeter |
| AU2008290585B2 (en) * | 2007-08-17 | 2011-10-06 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Method for controlling production and downhole pressures of a well with multiple subsurface zones and/or branches |
| NO330025B1 (no) * | 2008-08-07 | 2011-02-07 | Aker Subsea As | Undervanns produksjonsanlegg, fremgangsmate for a rense en undervannsbronn og fremgangsmate for a styre stromningen i et hydrokarbonproduksjonssystem |
| US8127867B1 (en) | 2008-09-30 | 2012-03-06 | Bronco Oilfield Services, Inc. | Method and system for surface filtering of solids from return fluids in well operations |
| GB2466514B (en) * | 2008-12-24 | 2012-09-05 | Weatherford France Sas | Wellhead downhole line communication arrangement |
| US8672038B2 (en) * | 2010-02-10 | 2014-03-18 | Magnum Subsea Systems Pte Ltd. | Retrievable subsea bridge tree assembly and method |
| US9157293B2 (en) * | 2010-05-06 | 2015-10-13 | Cameron International Corporation | Tunable floating seal insert |
| US20120006559A1 (en) * | 2010-07-09 | 2012-01-12 | Brite Alan D | Submergible oil well sealing device with valves and method for installing a submergible oil well sealing device and resuming oil production |
| NO332487B1 (no) * | 2011-02-02 | 2012-10-01 | Subsea Solutions As | Fremgangsmate og anordning for a forlenge i det minste et ventiltres eller en navlestrengs levetid |
| GB201102252D0 (en) | 2011-02-09 | 2011-03-23 | Operations Ltd Des | Well testing and production apparatus and method |
| NO332486B1 (no) * | 2011-05-24 | 2012-10-01 | Subsea Solutions As | Fremgangsmate og anordning for a tilfore vaeske for avleiringsbehandling og bronndreping til en undervannsbronn |
| US9650843B2 (en) * | 2011-05-31 | 2017-05-16 | Schlumberger Technology Corporation | Junction box to secure and electronically connect downhole tools |
| US9291036B2 (en) * | 2011-06-06 | 2016-03-22 | Reel Power Licensing Corp. | Method for increasing subsea accumulator volume |
| US9670755B1 (en) * | 2011-06-14 | 2017-06-06 | Trendsetter Engineering, Inc. | Pump module systems for preventing or reducing release of hydrocarbons from a subsea formation |
| US20120318520A1 (en) * | 2011-06-14 | 2012-12-20 | Trendsetter Engineering, Inc. | Diverter system for a subsea well |
| US20130000918A1 (en) * | 2011-06-29 | 2013-01-03 | Vetco Gray Inc. | Flow module placement between a subsea tree and a tubing hanger spool |
| US20130025861A1 (en) * | 2011-07-26 | 2013-01-31 | Marathon Oil Canada Corporation | Methods and Systems for In-Situ Extraction of Bitumen |
| US8944159B2 (en) | 2011-08-05 | 2015-02-03 | Cameron International Corporation | Horizontal fracturing tree |
| CA2786106A1 (en) * | 2011-08-12 | 2013-02-12 | Marathon Oil Canada Corporation | Methods and systems for in-situ extraction of bitumen |
| US20130037256A1 (en) * | 2011-08-12 | 2013-02-14 | Baker Hughes Incorporated | Rotary Shoe Direct Fluid Flow System |
| CN102359364A (zh) * | 2011-09-15 | 2012-02-22 | 淄博昊洲工贸有限公司 | 采油井减压加液装置 |
| US9068450B2 (en) | 2011-09-23 | 2015-06-30 | Cameron International Corporation | Adjustable fracturing system |
| US9134291B2 (en) * | 2012-01-26 | 2015-09-15 | Halliburton Energy Services, Inc. | Systems, methods and devices for analyzing drilling fluid |
| GB201202581D0 (en) | 2012-02-15 | 2012-03-28 | Dashstream Ltd | Method and apparatus for oil and gas operations |
| US9702220B2 (en) | 2012-02-21 | 2017-07-11 | Onesubsea Ip Uk Limited | Well tree hub and interface for retrievable processing modules |
| EP2841683A2 (en) | 2012-04-26 | 2015-03-04 | Ian Donald | Oilfield apparatus and methods of use |
| EP2841684B1 (en) | 2012-04-26 | 2020-06-17 | Enpro Subsea Limited | Oilfield apparatus and methods of use |
| US9284810B2 (en) * | 2012-08-16 | 2016-03-15 | Vetco Gray U.K., Limited | Fluid injection system and method |
| US9074449B1 (en) * | 2013-03-06 | 2015-07-07 | Trendsetter Engineering, Inc. | Vertical tree production apparatus for use with a tubing head spool |
| WO2014145837A2 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-18 | Stanley Hosie | Subsea test adaptor for calibration of subsea multi-phase flow meter during initial well clean-up and test and methods of using same |
| GB2514150B (en) * | 2013-05-15 | 2016-05-18 | Aker Subsea Ltd | Subsea connections |
| US9273534B2 (en) | 2013-08-02 | 2016-03-01 | Halliburton Energy Services Inc. | Tool with pressure-activated sliding sleeve |
| US9828830B2 (en) * | 2013-09-06 | 2017-11-28 | Schlumberger Technology Corporation | Dual-flow valve assembly |
| US9890612B2 (en) * | 2013-09-17 | 2018-02-13 | Oil Addper Services S.R.L. | Self-contained portable unit for steam generation and injection by means of injector wellhead hanger of coiled jacketed capillary tubing with closed circuit and procedure for its operations in oil wells |
| US9920590B2 (en) * | 2013-10-25 | 2018-03-20 | Vetco Gray, LLC | Tubing hanger annulus access perforated stem design |
| US10083459B2 (en) | 2014-02-11 | 2018-09-25 | The Nielsen Company (Us), Llc | Methods and apparatus to generate a media rank |
| WO2015162275A2 (en) | 2014-04-24 | 2015-10-29 | Onesubsea Ip Uk Limited | Self-regulating flow control device |
| US9309740B2 (en) | 2014-07-18 | 2016-04-12 | Onesubsea Ip Uk Limited | Subsea completion with crossover passage |
| NO339866B1 (no) | 2014-11-10 | 2017-02-13 | Vetco Gray Scandinavia As | Fremgangsmåte og system for regulering av trykk i brønnfluid fra en hydrokarbonbrønn |
| NO339900B1 (no) * | 2014-11-10 | 2017-02-13 | Vetco Gray Scandinavia As | Fremgangsmåte og system for trykkregulering av hydrokarbon-brønnfluider |
| US9765593B2 (en) * | 2014-12-03 | 2017-09-19 | Ge Oil & Gas Uk Limited | Configurable subsea tree master valve block |
| EP3412862B1 (en) | 2014-12-15 | 2020-06-10 | Enpro Subsea Limited | Apparatus, systems and methods for oil and gas operations |
| WO2016122774A1 (en) * | 2015-01-26 | 2016-08-04 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well flow control assemblies and associated methods |
| US9523259B2 (en) * | 2015-03-05 | 2016-12-20 | Ge Oil & Gas Uk Limited | Vertical subsea tree annulus and controls access |
| CN104832143B (zh) * | 2015-04-10 | 2017-03-22 | 北京中天油石油天然气科技有限公司 | 注水井脐带管全层位注入调控装置 |
| GB201506266D0 (en) | 2015-04-13 | 2015-05-27 | Enpro Subsea Ltd | Apparatus, systems and methods for oil and gas operations |
| CN104912510B (zh) * | 2015-04-27 | 2017-11-07 | 大庆宏测技术服务有限公司 | 注入井溢流回注防喷*** |
| US9695665B2 (en) * | 2015-06-15 | 2017-07-04 | Trendsetter Engineering, Inc. | Subsea chemical injection system |
| CN105064945A (zh) * | 2015-07-21 | 2015-11-18 | 大庆庆辉机械设备有限公司 | 测试收集回注全密闭防喷装置 |
| US10317875B2 (en) * | 2015-09-30 | 2019-06-11 | Bj Services, Llc | Pump integrity detection, monitoring and alarm generation |
| CA2918978A1 (en) * | 2016-01-26 | 2017-07-26 | Extreme Telematics Corp. | Kinetic energy monitoring for a plunger lift system |
| US10533395B2 (en) * | 2016-01-26 | 2020-01-14 | Onesubsea Ip Uk Limited | Production assembly with integrated flow meter |
| US10344549B2 (en) | 2016-02-03 | 2019-07-09 | Fmc Technologies, Inc. | Systems for removing blockages in subsea flowlines and equipment |
| US9702215B1 (en) | 2016-02-29 | 2017-07-11 | Fmc Technologies, Inc. | Subsea tree and methods of using the same |
| GB2551953B (en) * | 2016-04-11 | 2021-10-13 | Equinor Energy As | Tie in of pipeline to subsea structure |
| US10184310B2 (en) | 2016-05-31 | 2019-01-22 | Cameron International Corporation | Flow control module |
| WO2018022770A1 (en) * | 2016-07-27 | 2018-02-01 | Fmc Technologies, Inc. | Ultra-compact subsea tree |
| GB2573212B (en) * | 2016-08-19 | 2020-02-19 | Fourphase As | Solid particle separation in oil and/or gas production |
| US10890044B2 (en) * | 2016-10-28 | 2021-01-12 | Onesubsea Ip Uk Limited | Tubular wellhead assembly |
| NO344597B1 (en) * | 2016-10-31 | 2020-02-03 | Bri Cleanup As | Method and apparatus for processing fluid from a well |
| GB201619855D0 (en) | 2016-11-24 | 2017-01-11 | Maersk Olie & Gas | Cap for a hydrocarbon production well and method of use |
| US10267124B2 (en) | 2016-12-13 | 2019-04-23 | Chevron U.S.A. Inc. | Subsea live hydrocarbon fluid retrieval system and method |
| GB2559418B (en) | 2017-02-07 | 2022-01-05 | Equinor Energy As | Method and system for CO2 enhanced oil recovery |
| US9945202B1 (en) | 2017-03-27 | 2018-04-17 | Onesubsea Ip Uk Limited | Protected annulus flow arrangement for subsea completion system |
| WO2018178765A1 (en) * | 2017-03-28 | 2018-10-04 | Ge Oil & Gas Uk Limited | System for hydrocarbon recovery |
| CN107313748B (zh) * | 2017-05-31 | 2019-06-11 | 中国石油天然气股份有限公司 | 井口装置及其操作方法 |
| CN107558962A (zh) * | 2017-07-21 | 2018-01-09 | 山西晋城无烟煤矿业集团有限责任公司 | 同心管式间歇型气举排水工艺 |
| CA3018134C (en) * | 2017-09-19 | 2023-10-31 | Resource Rental Tools, LLC | In-line mud screen manifold useful in downhole applications |
| CN107724996B (zh) * | 2017-09-22 | 2020-01-24 | 中国海洋石油集团有限公司 | 天然气井口用截断阀 |
| WO2019084424A1 (en) | 2017-10-27 | 2019-05-02 | Fmc Technologies, Inc. | MANAGEMENT OF MULTIPLE FLUIDS WITH CENTRIFUGAL FLOW FILTER SYSTEMS |
| GB201803680D0 (en) | 2018-03-07 | 2018-04-25 | Enpro Subsea Ltd | Apparatus, systems and methods for oil and gas operations |
| CN108877459A (zh) * | 2018-06-20 | 2018-11-23 | 中国石油集团渤海钻探工程有限公司 | 一种石油钻井井控防喷器组教学模拟装置 |
| CN111068530B (zh) * | 2018-10-22 | 2022-02-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 微气泡生成装置及设备 |
| CN109441412A (zh) * | 2018-10-31 | 2019-03-08 | 四川富利斯达石油科技发展有限公司 | 一种分层配水器 |
| CN111173480B (zh) * | 2018-11-12 | 2021-09-21 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种天然气水合物开采方法 |
| US11473403B2 (en) * | 2019-11-07 | 2022-10-18 | Fmc Technologies, Inc. | Sliding sleeve valve and systems incorporating such valves |
| CN112392430B (zh) * | 2020-11-13 | 2021-08-06 | 武汉博汇油田工程服务有限公司 | 一种万向单通道管汇撬 |
| RU2760313C1 (ru) * | 2020-12-07 | 2021-11-23 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Способ добычи углеводородного сырья многопластовых месторождений |
| CN112664169A (zh) * | 2020-12-31 | 2021-04-16 | 胡克 | 油田低注井精准注水方法及精准注水*** |
| CN113027390B (zh) * | 2021-04-06 | 2022-06-07 | 中国石油大学(北京) | 一种水合物的开采方法及装置 |
| RU2763576C1 (ru) * | 2021-06-01 | 2021-12-30 | Общество с ограниченной ответственностью «Инженерные Технологии» (ООО «Инженерные Технологии») | Технологическая обвязка устья скважины |
| CN113914836B (zh) * | 2021-10-07 | 2024-04-16 | 哈尔滨艾拓普科技有限公司 | 一种中空力矩电机驱动的配水与配产器 |
| US11692143B1 (en) | 2021-12-20 | 2023-07-04 | Saudi Arabian Oil Company | Crude oil demulsification |
| US11952876B2 (en) * | 2022-05-16 | 2024-04-09 | Saudi Arabian Oil Company | Wellbore fluid diversion |
| US11885210B2 (en) | 2022-05-19 | 2024-01-30 | Saudi Arabian Oil Company | Water separation and injection |
| WO2024044401A1 (en) * | 2022-08-26 | 2024-02-29 | Onesubsea Ip Uk Limited | Subsea well test fluid reinjection |
| US20240093577A1 (en) * | 2022-09-20 | 2024-03-21 | Ergo Exergy Technologies Inc. | Quenching and/or sequestering process fluids within underground carbonaceous formations, and associated systems and methods |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3593808A (en) * | 1969-01-07 | 1971-07-20 | Arthur J Nelson | Apparatus and method for drilling underwater |
| US3608631A (en) * | 1967-11-14 | 1971-09-28 | Otis Eng Co | Apparatus for pumping tools into and out of a well |
| US4874008A (en) * | 1988-04-20 | 1989-10-17 | Cameron Iron Works U.S.A., Inc. | Valve mounting and block manifold |
| WO1996030625A1 (en) * | 1995-03-27 | 1996-10-03 | Baker Hughes Incorporated | Hydrocarbon production using multilateral well bores |
| WO2002038912A1 (en) * | 2000-11-08 | 2002-05-16 | Ian Donald | Recovery of production fluids from an oil or gas well |
| WO2002088519A1 (en) * | 2001-04-27 | 2002-11-07 | Alpha Thames Ltd. | Wellhead product testing system |
Family Cites Families (256)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US201956A (en) * | 1878-04-02 | Improvement in sash-holders | ||
| GB242913A (en) | 1925-06-25 | 1925-11-19 | Albert Wainman | Improvements in convertible settees |
| US1758376A (en) * | 1926-01-09 | 1930-05-13 | Nelson E Reynolds | Method and means to pump oil with fluids |
| US1994840A (en) * | 1930-05-27 | 1935-03-19 | Caterpillar Tractor Co | Chain |
| US1944573A (en) * | 1931-10-12 | 1934-01-23 | William A Raymond | Control head |
| US1944840A (en) * | 1933-02-24 | 1934-01-23 | Margia Manning | Control head for wells |
| US2132199A (en) * | 1936-10-12 | 1938-10-04 | Gray Tool Co | Well head installation with choke valve |
| US2276883A (en) * | 1937-05-18 | 1942-03-17 | Standard Catalytic Co | Apparatus for preheating liquid carbonaceous material |
| US2233077A (en) * | 1938-10-10 | 1941-02-25 | Barker | Well controlling apparatus |
| US2412765A (en) * | 1941-07-25 | 1946-12-17 | Phillips Petroleum Co | Recovery of hydrocarbons |
| US2415992A (en) | 1943-09-25 | 1947-02-18 | Louis C Clair | Gas pressure reducing means |
| US2962356A (en) * | 1953-09-09 | 1960-11-29 | Monsanto Chemicals | Corrosion inhibition |
| US2790500A (en) * | 1954-03-24 | 1957-04-30 | Edward N Jones | Pump for propelling pellets into oil wells for treating the same |
| US2893435A (en) * | 1956-02-03 | 1959-07-07 | Mcevoy Co | Choke |
| US3101118A (en) * | 1959-08-17 | 1963-08-20 | Shell Oil Co | Y-branched wellhead assembly |
| GB1022352A (en) | 1961-06-25 | 1966-03-09 | Ass Elect Ind | Improvements relating to intercoolers for rotary gas compressors |
| US3163224A (en) | 1962-04-20 | 1964-12-29 | Shell Oil Co | Underwater well drilling apparatus |
| US3962356A (en) * | 1963-10-24 | 1976-06-08 | Monsanto Chemicals Limited | Substituted cyclopropanes |
| US3378066A (en) | 1965-09-30 | 1968-04-16 | Shell Oil Co | Underwater wellhead connection |
| US3358753A (en) * | 1965-12-30 | 1967-12-19 | Shell Oil Co | Underwater flowline installation |
| FR1567019A (ru) * | 1967-01-19 | 1969-05-16 | ||
| US3603409A (en) | 1969-03-27 | 1971-09-07 | Regan Forge & Eng Co | Method and apparatus for balancing subsea internal and external well pressures |
| US3664376A (en) * | 1970-01-26 | 1972-05-23 | Regan Forge & Eng Co | Flow line diverter apparatus |
| US3710859A (en) | 1970-05-27 | 1973-01-16 | Vetco Offshore Ind Inc | Apparatus for remotely connecting and disconnecting pipe lines to and from a submerged wellhead |
| US3705626A (en) | 1970-11-19 | 1972-12-12 | Mobil Oil Corp | Oil well flow control method |
| US3688840A (en) * | 1971-02-16 | 1972-09-05 | Cameron Iron Works Inc | Method and apparatus for use in drilling a well |
| US3777812A (en) * | 1971-11-26 | 1973-12-11 | Exxon Production Research Co | Subsea production system |
| FR2165719B1 (ru) | 1971-12-27 | 1974-08-30 | Subsea Equipment Ass Ltd | |
| US3753257A (en) * | 1972-02-28 | 1973-08-14 | Atlantic Richfield Co | Well monitoring for production of solids |
| US3820558A (en) * | 1973-01-11 | 1974-06-28 | Rex Chainbelt Inc | Combination valve |
| JPS527499B2 (ru) * | 1973-01-24 | 1977-03-02 | ||
| FR2253976B1 (ru) | 1973-12-05 | 1976-11-19 | Subsea Equipment Ass Ltd | |
| US4125345A (en) | 1974-09-20 | 1978-11-14 | Hitachi, Ltd. | Turbo-fluid device |
| US3957079A (en) * | 1975-01-06 | 1976-05-18 | C. Jim Stewart & Stevenson, Inc. | Valve assembly for a subsea well control system |
| FR2314350A1 (fr) | 1975-06-13 | 1977-01-07 | Seal Petroleum Ltd | Methode d'installation et de controle d'un ensemble de vannes d'une tete de puits petrolier sous-marin et outil de mise en oeuvre |
| US4046191A (en) * | 1975-07-07 | 1977-09-06 | Exxon Production Research Company | Subsea hydraulic choke |
| US4090366A (en) | 1976-05-12 | 1978-05-23 | Vickers-Intertek Limited | Transit capsules |
| US4042033A (en) * | 1976-10-01 | 1977-08-16 | Exxon Production Research Company | Combination subsurface safety valve and chemical injector valve |
| US4120362A (en) | 1976-11-22 | 1978-10-17 | Societe Nationale Elf Aquitaine (Production) | Subsea station |
| US4120363A (en) | 1976-11-26 | 1978-10-17 | Arnold E. Ernst | Root crop harvester |
| US4095649A (en) * | 1977-01-13 | 1978-06-20 | Societe Nationale Elf Aquitaine (Production) | Reentry system for subsea well apparatus |
| AU498216B2 (en) * | 1977-03-21 | 1979-02-22 | Exxon Production Research Co | Blowout preventer bypass |
| US4099583A (en) * | 1977-04-11 | 1978-07-11 | Exxon Production Research Company | Gas lift system for marine drilling riser |
| US4106562A (en) * | 1977-05-16 | 1978-08-15 | Union Oil Company Of California | Wellhead apparatus |
| US4105068A (en) * | 1977-07-29 | 1978-08-08 | Chicago Bridge & Iron Company | Apparatus for producing oil and gas offshore |
| FR2399609A1 (fr) | 1977-08-05 | 1979-03-02 | Seal Participants Holdings | Raccordement automatique de deux conduites susceptibles de presenter un ecart d'alignement |
| US4102401A (en) * | 1977-09-06 | 1978-07-25 | Exxon Production Research Company | Well treatment fluid diversion with low density ball sealers |
| US4190120A (en) * | 1977-11-18 | 1980-02-26 | Regan Offshore International, Inc. | Moveable guide structure for a sub-sea drilling template |
| US4161367A (en) | 1978-02-15 | 1979-07-17 | Fmc Corporation | Method and apparatus for completing diverless subsea flowline connections |
| US4260022A (en) * | 1978-09-22 | 1981-04-07 | Vetco, Inc. | Through the flow-line selector apparatus and method |
| US4223728A (en) | 1978-11-30 | 1980-09-23 | Garrett Energy Research & Engineering Inc. | Method of oil recovery from underground reservoirs |
| US4210208A (en) * | 1978-12-04 | 1980-07-01 | Sedco, Inc. | Subsea choke and riser pressure equalization system |
| US4294471A (en) | 1979-11-30 | 1981-10-13 | Vetco Inc. | Subsea flowline connector |
| JPS5919883Y2 (ja) | 1980-03-19 | 1984-06-08 | 日立建機株式会社 | 環状熱交換器 |
| US4291772A (en) * | 1980-03-25 | 1981-09-29 | Standard Oil Company (Indiana) | Drilling fluid bypass for marine riser |
| US4403658A (en) | 1980-09-04 | 1983-09-13 | Hughes Tool Company | Multiline riser support and connection system and method for subsea wells |
| GB2089866B (en) * | 1980-12-18 | 1984-08-30 | Mecevoy Oilfield Equipment Co | Underwater christmas tree cap and lockdown apparatus |
| US4347899A (en) * | 1980-12-19 | 1982-09-07 | Mobil Oil Corporation | Downhold injection of well-treating chemical during production by gas lift |
| US4401164A (en) | 1981-04-24 | 1983-08-30 | Baugh Benton F | In situ method and apparatus for inspecting and repairing subsea wellheads |
| US4450016A (en) * | 1981-07-10 | 1984-05-22 | Santrade Ltd. | Method of manufacturing cladding tubes of a zirconium-based alloy for fuel rods for nuclear reactors |
| US4457489A (en) * | 1981-07-13 | 1984-07-03 | Gilmore Samuel E | Subsea fluid conduit connections for remote controlled valves |
| US4444275A (en) * | 1981-12-02 | 1984-04-24 | Standard Oil Company | Carousel for vertically moored platform |
| CH638019A5 (en) | 1982-04-08 | 1983-08-31 | Sulzer Ag | Compressor system |
| US4509599A (en) * | 1982-10-01 | 1985-04-09 | Baker Oil Tools, Inc. | Gas well liquid removal system and process |
| CA1223520A (en) * | 1982-11-05 | 1987-06-30 | Harry Weston | Safety valve apparatus and method |
| US4502534A (en) * | 1982-12-13 | 1985-03-05 | Hydril Company | Flow diverter |
| US4478287A (en) | 1983-01-27 | 1984-10-23 | Hydril Company | Well control method and apparatus |
| US4503878A (en) * | 1983-04-29 | 1985-03-12 | Cameron Iron Works, Inc. | Choke valve |
| US4589493A (en) * | 1984-04-02 | 1986-05-20 | Cameron Iron Works, Inc. | Subsea wellhead production apparatus with a retrievable subsea choke |
| US4626135A (en) * | 1984-10-22 | 1986-12-02 | Hydril Company | Marine riser well control method and apparatus |
| US4607701A (en) * | 1984-11-01 | 1986-08-26 | Vetco Offshore Industries, Inc. | Tree control manifold |
| GB8429920D0 (en) | 1984-11-27 | 1985-01-03 | Vickers Plc | Marine anchors |
| US4646844A (en) * | 1984-12-24 | 1987-03-03 | Hydril Company | Diverter/bop system and method for a bottom supported offshore drilling rig |
| GB8505327D0 (en) * | 1985-03-01 | 1985-04-03 | Texaco Ltd | Subsea well head template |
| US4630681A (en) | 1985-02-25 | 1986-12-23 | Decision-Tree Associates, Inc. | Multi-well hydrocarbon development system |
| GB8505328D0 (en) | 1985-03-01 | 1985-04-03 | Texaco Ltd | Subsea well head allignment system |
| US4648629A (en) | 1985-05-01 | 1987-03-10 | Vetco Offshore, Inc. | Underwater connector |
| US4629003A (en) | 1985-08-01 | 1986-12-16 | Baugh Benton F | Guilelineless subsea completion system with horizontal flowline connection |
| US4706933A (en) * | 1985-09-27 | 1987-11-17 | Sukup Richard A | Oil and gas well safety valve |
| CN1011432B (zh) | 1986-01-13 | 1991-01-30 | 三菱重工业株式会社 | 特殊原油的开采方法 |
| US4695190A (en) | 1986-03-04 | 1987-09-22 | Smith International, Inc. | Pressure-balanced stab connection |
| US4749046A (en) | 1986-05-28 | 1988-06-07 | Otis Engineering Corporation | Well drilling and completion apparatus |
| JPS634197A (ja) | 1986-06-25 | 1988-01-09 | 三菱重工業株式会社 | 特殊原油の採堀方法 |
| US4702320A (en) * | 1986-07-31 | 1987-10-27 | Otis Engineering Corporation | Method and system for attaching and removing equipment from a wellhead |
| NO175020C (no) * | 1986-08-04 | 1994-08-17 | Norske Stats Oljeselskap | Fremgangsmåte ved transport av ubehandlet brönnström |
| GB8623900D0 (en) | 1986-10-04 | 1986-11-05 | British Petroleum Co Plc | Subsea oil production system |
| GB8627489D0 (en) | 1986-11-18 | 1986-12-17 | British Petroleum Co Plc | Stimulating oil production |
| US4896725A (en) | 1986-11-25 | 1990-01-30 | Parker Marvin T | In-well heat exchange method for improved recovery of subterranean fluids with poor flowability |
| GB8707307D0 (en) * | 1987-03-26 | 1987-04-29 | British Petroleum Co Plc | Sea bed process complex |
| US4813495A (en) * | 1987-05-05 | 1989-03-21 | Conoco Inc. | Method and apparatus for deepwater drilling |
| GB2209361A (en) * | 1987-09-04 | 1989-05-10 | Autocon Ltd | Controlling underwater installations |
| US4830111A (en) | 1987-09-09 | 1989-05-16 | Jenkins Jerold D | Water well treating method |
| US4820083A (en) | 1987-10-28 | 1989-04-11 | Amoco Corporation | Flexible flowline connection to a subsea wellhead assembly |
| DE3738424A1 (de) | 1987-11-12 | 1989-05-24 | Dreier Werk Gmbh | Duschkabine als fertigeinheit |
| US4848473A (en) * | 1987-12-21 | 1989-07-18 | Chevron Research Company | Subsea well choke system |
| US4911240A (en) | 1987-12-28 | 1990-03-27 | Haney Robert C | Self treating paraffin removing apparatus and method |
| NO890467D0 (no) | 1989-02-06 | 1989-02-06 | Sinvent As | Hydraulisk drevet stempelpumpe for kompresjon av flerfasestroem. |
| US4972904A (en) * | 1989-08-24 | 1990-11-27 | Foster Oilfield Equipment Co. | Geothermal well chemical injection system |
| US4926898A (en) | 1989-10-23 | 1990-05-22 | Sampey Ted J | Safety choke valve |
| GB8925075D0 (en) | 1989-11-07 | 1989-12-28 | British Petroleum Co Plc | Sub-sea well injection system |
| US5044672A (en) | 1990-03-22 | 1991-09-03 | Fmc Corporation | Metal-to-metal sealing pipe swivel joint |
| US5010956A (en) * | 1990-03-28 | 1991-04-30 | Exxon Production Research Company | Subsea tree cap well choke system |
| US5143158A (en) * | 1990-04-27 | 1992-09-01 | Dril-Quip, Inc. | Subsea wellhead apparatus |
| US5069286A (en) | 1990-04-30 | 1991-12-03 | The Mogul Corporation | Method for prevention of well fouling |
| GB9014237D0 (en) * | 1990-06-26 | 1990-08-15 | Framo Dev Ltd | Subsea pump system |
| SE500042C2 (sv) | 1990-08-31 | 1994-03-28 | Eka Nobel Ab | Förfarande för kontinuerlig framställning av klordioxid |
| JPH04125977A (ja) | 1990-09-17 | 1992-04-27 | Nec Corp | ヘテロ多重構造アバランシ・フォトダイオード |
| BR9005132A (pt) | 1990-10-12 | 1992-04-14 | Petroleo Brasileiro Sa | Sistema de conexao submarina e conector ativo utilizado no referido sistema |
| US5074519A (en) * | 1990-11-09 | 1991-12-24 | Cooper Industries, Inc. | Fail-close hydraulically actuated control choke |
| FR2672935B1 (fr) | 1991-02-14 | 1999-02-26 | Elf Aquitaine | Tete de puits sous-marine. |
| US5295534A (en) * | 1991-04-15 | 1994-03-22 | Texaco Inc. | Pressure monitoring of a producing well |
| BR9103429A (pt) | 1991-08-09 | 1993-03-09 | Petroleo Brasileiro Sa | Modulo de arvore satelite e estrutura de linhas de fluxo para interligacao de um poco satelite a um sistema submarino de producao |
| BR9103428A (pt) * | 1991-08-09 | 1993-03-09 | Petroleo Brasileiro Sa | Arvore de natal molhada |
| US5201491A (en) * | 1992-02-21 | 1993-04-13 | Texaco Inc. | Adjustable well choke mechanism |
| US5248166A (en) | 1992-03-31 | 1993-09-28 | Cooper Industries, Inc. | Flowline safety joint |
| EP0568742A1 (en) | 1992-05-08 | 1993-11-10 | Cooper Industries, Inc. | Transfer of production fluid from a well |
| EP0572732B1 (en) | 1992-06-01 | 1998-08-12 | Cooper Cameron Corporation | Wellhead |
| GB2267920B (en) * | 1992-06-17 | 1995-12-06 | Petroleum Eng Services | Improvements in or relating to well-head structures |
| US5255745A (en) | 1992-06-18 | 1993-10-26 | Cooper Industries, Inc. | Remotely operable horizontal connection apparatus and method |
| US5377762A (en) | 1993-02-09 | 1995-01-03 | Cooper Industries, Inc. | Bore selector |
| US5398761A (en) * | 1993-05-03 | 1995-03-21 | Syntron, Inc. | Subsea blowout preventer modular control pod |
| GB9311583D0 (en) | 1993-06-04 | 1993-07-21 | Cooper Ind Inc | Modular control system |
| JPH0783266A (ja) | 1993-09-14 | 1995-03-28 | Nippon Seiko Kk | スライド機構用電気粘性流体ダンパ |
| FR2710946B1 (fr) | 1993-10-06 | 2001-06-15 | Inst Francais Du Petrole | Système de génération et de transfert d'énergie. |
| GB2282863B (en) | 1993-10-14 | 1997-06-18 | Vinten Group Plc | Improvements in or relating to apparatus mountings providing at least one axis of movement with damping |
| US5492436A (en) | 1994-04-14 | 1996-02-20 | Pool Company | Apparatus and method for moving rig structures |
| NO309442B1 (no) * | 1994-05-06 | 2001-01-29 | Abb Offshore Systems As | System og fremgangsmåte for inntrekking og sammenkopling av to undersjöiske rörledninger |
| US5553514A (en) | 1994-06-06 | 1996-09-10 | Stahl International, Inc. | Active torsional vibration damper |
| KR0129664Y1 (ko) | 1994-06-30 | 1999-01-15 | 김광호 | 로보트의 방진장치 |
| GB9418088D0 (en) | 1994-09-08 | 1994-10-26 | Exploration & Prod Serv | Horizontal subsea tree pressure compensated plug |
| US5526882A (en) * | 1995-01-19 | 1996-06-18 | Sonsub, Inc. | Subsea drilling and production template system |
| GB9514510D0 (en) * | 1995-07-15 | 1995-09-13 | Expro North Sea Ltd | Lightweight intervention system |
| GB9519454D0 (en) * | 1995-09-23 | 1995-11-22 | Expro North Sea Ltd | Simplified xmas tree using sub-sea test tree |
| US5730551A (en) | 1995-11-14 | 1998-03-24 | Fmc Corporation | Subsea connector system and method for coupling subsea conduits |
| US5649594A (en) | 1995-12-11 | 1997-07-22 | Boots & Coots, L.P. | Method and apparatus for servicing a wellhead assembly |
| US6457540B2 (en) * | 1996-02-01 | 2002-10-01 | Robert Gardes | Method and system for hydraulic friction controlled drilling and completing geopressured wells utilizing concentric drill strings |
| JP3729563B2 (ja) | 1996-06-24 | 2005-12-21 | 陽一 遠藤 | 自転車用サドル |
| NO305179B1 (no) * | 1996-08-27 | 1999-04-12 | Norske Stats Oljeselskap | Anordning ved undervannsbr°nn |
| US6279658B1 (en) | 1996-10-08 | 2001-08-28 | Baker Hughes Incorporated | Method of forming and servicing wellbores from a main wellbore |
| US20010011593A1 (en) | 1996-11-06 | 2001-08-09 | Wilkins Robert Lee | Well completion system with an annular bypass and a solid stopper means |
| US5971077A (en) * | 1996-11-22 | 1999-10-26 | Abb Vetco Gray Inc. | Insert tree |
| EP0845577B1 (en) * | 1996-11-29 | 2002-07-31 | Cooper Cameron Corporation | Wellhead assembly |
| GB2320937B (en) * | 1996-12-02 | 2000-09-20 | Vetco Gray Inc Abb | Horizontal tree block for subsea wellhead |
| US6050339A (en) * | 1996-12-06 | 2000-04-18 | Abb Vetco Gray Inc. | Annulus porting of horizontal tree |
| US5868204A (en) * | 1997-05-08 | 1999-02-09 | Abb Vetco Gray Inc. | Tubing hanger vent |
| US5988282A (en) | 1996-12-26 | 1999-11-23 | Abb Vetco Gray Inc. | Pressure compensated actuated check valve |
| US5967235A (en) | 1997-04-01 | 1999-10-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellhead union with safety interlock |
| US6388577B1 (en) * | 1997-04-07 | 2002-05-14 | Kenneth J. Carstensen | High impact communication and control system |
| US6289992B1 (en) * | 1997-06-13 | 2001-09-18 | Abb Vetco Gray, Inc. | Variable pressure pump through nozzle |
| US5927405A (en) * | 1997-06-13 | 1999-07-27 | Abb Vetco Gray, Inc. | Casing annulus remediation system |
| BR9806522A (pt) | 1997-07-30 | 2000-04-25 | Vetco Gray Inc Abb | Aparelho conector e processo para ligar uma linha de fluxo a uma instalação de poço submarina. |
| JP2001512220A (ja) | 1997-08-04 | 2001-08-21 | ロード コーポレーション | 固定安定性を展示している磁気流動性流体装置 |
| DE19738697C1 (de) | 1997-08-29 | 1998-11-26 | Siemens Ag | Hochspannungsleistungsschalter mit antreibbarem Gegenkontaktstück |
| WO1999018329A1 (en) * | 1997-10-07 | 1999-04-15 | Fmc Corporation | Slimbore subsea completion system and method |
| US6182761B1 (en) | 1997-11-12 | 2001-02-06 | Exxonmobil Upstream Research Company | Flowline extendable pigging valve assembly |
| CA2311653C (en) * | 1997-12-03 | 2004-04-06 | Fmc Corporation | Rov deployed tree cap for a subsea tree and method of installation |
| US6138774A (en) * | 1998-03-02 | 2000-10-31 | Weatherford Holding U.S., Inc. | Method and apparatus for drilling a borehole into a subsea abnormal pore pressure environment |
| US6236645B1 (en) * | 1998-03-09 | 2001-05-22 | Broadcom Corporation | Apparatus for, and method of, reducing noise in a communications system |
| US6230824B1 (en) * | 1998-03-27 | 2001-05-15 | Hydril Company | Rotating subsea diverter |
| EP0952300B1 (en) | 1998-03-27 | 2006-10-25 | Cooper Cameron Corporation | Method and apparatus for drilling a plurality of offshore underwater wells |
| US6186239B1 (en) * | 1998-05-13 | 2001-02-13 | Abb Vetco Gray Inc. | Casing annulus remediation system |
| US7270185B2 (en) * | 1998-07-15 | 2007-09-18 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system and method for controlling equivalent circulating density during drilling of wellbores |
| US6321843B2 (en) * | 1998-07-23 | 2001-11-27 | Cooper Cameron Corporation | Preloading type connector |
| US6123312A (en) | 1998-11-16 | 2000-09-26 | Dai; Yuzhong | Proactive shock absorption and vibration isolation |
| US6352114B1 (en) | 1998-12-11 | 2002-03-05 | Ocean Drilling Technology, L.L.C. | Deep ocean riser positioning system and method of running casing |
| NO329340B1 (no) | 1998-12-18 | 2010-10-04 | Vetco Gray Inc | Undervannsbronnanordning omfattende et undervannstre, og fremgangsmate for kobling av et undervannstre til et overflatefartoy for en overhalingsprosess |
| US6116784A (en) | 1999-01-07 | 2000-09-12 | Brotz; Gregory R. | Dampenable bearing |
| GB2346630B (en) | 1999-02-11 | 2001-08-08 | Fmc Corp | Flow control package for subsea completions |
| AU2453300A (en) | 1999-02-11 | 2000-08-29 | Fmc Corporation | Subsea completion apparatus |
| GB2342668B (en) * | 1999-02-11 | 2000-10-11 | Fmc Corp | Large bore subsea christmas tree and tubing hanger system |
| JP2000251035A (ja) | 1999-02-26 | 2000-09-14 | Hitachi Ltd | メモリカード |
| US6302249B1 (en) | 1999-03-08 | 2001-10-16 | Lord Corporation | Linear-acting controllable pneumatic actuator and motion control apparatus including a field responsive medium and control method therefor |
| US6145596A (en) * | 1999-03-16 | 2000-11-14 | Dallas; L. Murray | Method and apparatus for dual string well tree isolation |
| GB9911146D0 (en) * | 1999-05-14 | 1999-07-14 | Enhanced Recovery Limited Des | Method |
| US7111687B2 (en) * | 1999-05-14 | 2006-09-26 | Des Enhanced Recovery Limited | Recovery of production fluids from an oil or gas well |
| GB2347183B (en) * | 1999-06-29 | 2001-02-07 | Fmc Corp | Flowline connector with subsea equipment package |
| US6648072B1 (en) * | 1999-07-20 | 2003-11-18 | Smith International, Inc. | Method and apparatus for delivery of treatment chemicals to subterranean wells |
| US6296453B1 (en) | 1999-08-23 | 2001-10-02 | James Layman | Production booster in a flow line choke |
| US6450262B1 (en) | 1999-12-09 | 2002-09-17 | Stewart & Stevenson Services, Inc. | Riser isolation tool |
| US6460621B2 (en) * | 1999-12-10 | 2002-10-08 | Abb Vetco Gray Inc. | Light-intervention subsea tree system |
| GB2366027B (en) * | 2000-01-27 | 2004-08-18 | Bell & Howell Postal Systems | Address learning system and method for using same |
| US6457529B2 (en) * | 2000-02-17 | 2002-10-01 | Abb Vetco Gray Inc. | Apparatus and method for returning drilling fluid from a subsea wellbore |
| DE60111372D1 (de) * | 2000-03-24 | 2005-07-14 | Fmc Technologies | Tubingaufhängung mit annulusbohrung |
| GB2361726B (en) | 2000-04-27 | 2002-05-08 | Fmc Corp | Coiled tubing line deployment system |
| GB0020460D0 (en) | 2000-08-18 | 2000-10-11 | Alpha Thames Ltd | A system suitable for use on a seabed and a method of installing it |
| US6557629B2 (en) * | 2000-09-29 | 2003-05-06 | Fmc Technologies, Inc. | Wellhead isolation tool |
| US6484807B2 (en) | 2000-11-29 | 2002-11-26 | Cooper Cameron Corporation | Wellhead assembly for injecting a fluid into a well and method of using the same |
| US6494267B2 (en) | 2000-11-29 | 2002-12-17 | Cooper Cameron Corporation | Wellhead assembly for accessing an annulus in a well and a method for its use |
| US6516861B2 (en) * | 2000-11-29 | 2003-02-11 | Cooper Cameron Corporation | Method and apparatus for injecting a fluid into a well |
| US6554075B2 (en) * | 2000-12-15 | 2003-04-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | CT drilling rig |
| US7040408B2 (en) | 2003-03-11 | 2006-05-09 | Worldwide Oilfield Machine, Inc. | Flowhead and method |
| US6457530B1 (en) * | 2001-03-23 | 2002-10-01 | Stream-Flo Industries, Ltd. | Wellhead production pumping tree |
| GB0108086D0 (en) * | 2001-03-30 | 2001-05-23 | Norske Stats Oljeselskap | Method |
| EP1255028A3 (de) * | 2001-05-03 | 2005-05-11 | Kautex Textron GmbH & Co. KG. | Blasgeformter Träger |
| WO2002097008A2 (en) | 2001-05-25 | 2002-12-05 | Dril-Quip, Inc. | Horizontal spool tree assembly |
| US6612369B1 (en) * | 2001-06-29 | 2003-09-02 | Kvaerner Oilfield Products | Umbilical termination assembly and launching system |
| US6575247B2 (en) * | 2001-07-13 | 2003-06-10 | Exxonmobil Upstream Research Company | Device and method for injecting fluids into a wellbore |
| US6763891B2 (en) | 2001-07-27 | 2004-07-20 | Abb Vetco Gray Inc. | Production tree with multiple safety barriers |
| US6805200B2 (en) | 2001-08-20 | 2004-10-19 | Dril-Quip, Inc. | Horizontal spool tree wellhead system and method |
| GB0124612D0 (en) | 2001-10-12 | 2001-12-05 | Alpha Thames Ltd | Single well development system |
| SG103372A1 (en) * | 2001-11-21 | 2004-04-29 | Vetco Gray Inc Abb | Internal connection of tree to wellhead housing |
| CA2363974C (en) | 2001-11-26 | 2004-12-14 | Harry Richard Cove | Insert assembly for a wellhead choke valve |
| US6742594B2 (en) * | 2002-02-06 | 2004-06-01 | Abb Vetco Gray Inc. | Flowline jumper for subsea well |
| US6719059B2 (en) * | 2002-02-06 | 2004-04-13 | Abb Vetco Gray Inc. | Plug installation system for deep water subsea wells |
| US6902005B2 (en) | 2002-02-15 | 2005-06-07 | Vetco Gray Inc. | Tubing annulus communication for vertical flow subsea well |
| NO315912B1 (no) | 2002-02-28 | 2003-11-10 | Abb Offshore Systems As | Undervanns-separasjonsanordning for behandling av råolje omfattende en separatormodul med en separatortank |
| US6651745B1 (en) * | 2002-05-02 | 2003-11-25 | Union Oil Company Of California | Subsea riser separator system |
| US6763890B2 (en) | 2002-06-04 | 2004-07-20 | Schlumberger Technology Corporation | Modular coiled tubing system for drilling and production platforms |
| US7073592B2 (en) | 2002-06-04 | 2006-07-11 | Schlumberger Technology Corporation | Jacking frame for coiled tubing operations |
| US6840323B2 (en) | 2002-06-05 | 2005-01-11 | Abb Vetco Gray Inc. | Tubing annulus valve |
| CA2404315A1 (en) * | 2002-09-20 | 2004-03-20 | Dean Edward Moan | Well servicing apparatus and method |
| US7032673B2 (en) | 2002-11-12 | 2006-04-25 | Vetco Gray Inc. | Orientation system for a subsea well |
| US6966383B2 (en) * | 2002-12-12 | 2005-11-22 | Dril-Quip, Inc. | Horizontal spool tree with improved porting |
| NO320179B1 (no) | 2002-12-27 | 2005-11-07 | Vetco Aibel As | Undervannssystem |
| US6907932B2 (en) | 2003-01-27 | 2005-06-21 | Drill-Quip, Inc. | Control pod latchdown mechanism |
| US6851478B2 (en) * | 2003-02-07 | 2005-02-08 | Stream-Flo Industries, Ltd. | Y-body Christmas tree for use with coil tubing |
| CA2423645A1 (en) * | 2003-03-28 | 2004-09-28 | Larry Bunney | Manifold device and method of use for accessing a casing annulus of a well |
| US7069995B2 (en) * | 2003-04-16 | 2006-07-04 | Vetco Gray Inc. | Remedial system to flush contaminants from tubing string |
| EP2216503B1 (en) | 2003-05-31 | 2013-12-11 | Cameron Systems (Ireland) Limited | Apparatus and method for recovering fluids from a well and/or injecting fluids into a well |
| US6948909B2 (en) * | 2003-09-16 | 2005-09-27 | Modine Manufacturing Company | Formed disk plate heat exchanger |
| EP1518595B1 (en) | 2003-09-24 | 2012-02-22 | Cameron International Corporation | Subsea well production flow and separation system |
| US7201229B2 (en) * | 2003-10-22 | 2007-04-10 | Vetco Gray Inc. | Tree mounted well flow interface device |
| ES2344790T3 (es) * | 2003-10-23 | 2010-09-07 | Ab Science | Compuesto 2-aminoariloxazoles como inhibidores de tirosinas quinasas. |
| NZ546645A (en) | 2003-10-23 | 2010-02-26 | Ab Science | 2-Aminoaryloxazole compounds as tyrosine kinase inhibitors |
| WO2005047639A2 (en) | 2003-11-05 | 2005-05-26 | Fmc Technologies, Inc. | Subsea completion system and method of using same |
| US7000638B2 (en) * | 2004-01-26 | 2006-02-21 | Honeywell International. Inc. | Diverter valve with multiple valve seat rings |
| CA2555403C (en) | 2004-02-26 | 2012-08-21 | Des Enhanced Recovery Limited | Connection system for subsea flow interface equipment |
| EP1574773A2 (en) * | 2004-03-10 | 2005-09-14 | Calsonic Kansei Corporation | Y-shaped branching pipe of a bouble walled pipe and method of making the same |
| US7331396B2 (en) | 2004-03-16 | 2008-02-19 | Dril-Quip, Inc. | Subsea production systems |
| CA2583443C (en) | 2004-10-07 | 2010-12-14 | Bj Services Company | Downhole safety valve apparatus and method |
| US7243729B2 (en) | 2004-10-19 | 2007-07-17 | Oceaneering International, Inc. | Subsea junction plate assembly running tool and method of installation |
| NO323513B1 (no) | 2005-03-11 | 2007-06-04 | Well Technology As | Anordning og fremgangsmate for havbunnsutplassering og/eller intervensjon gjennom et bronnhode pa en petroleumsbronn ved hjelp av en innforingsanordning |
| US7658228B2 (en) | 2005-03-15 | 2010-02-09 | Ocean Riser System | High pressure system |
| US7770653B2 (en) | 2005-06-08 | 2010-08-10 | Bj Services Company U.S.A. | Wellbore bypass method and apparatus |
| WO2007016678A2 (en) | 2005-08-02 | 2007-02-08 | Transocean Offshore Deepwater Drilling, Inc. | Modular backup fluid supply system |
| WO2007075860A2 (en) | 2005-12-19 | 2007-07-05 | Mundell Bret M | Gas wellhead extraction system and method |
| WO2007079137A2 (en) | 2005-12-30 | 2007-07-12 | Ingersoll-Rand Company | Geared inlet guide vane for a centrifugal compressor |
| US7909103B2 (en) | 2006-04-20 | 2011-03-22 | Vetcogray Inc. | Retrievable tubing hanger installed below tree |
| DK2016254T3 (en) | 2006-05-08 | 2017-07-10 | Mako Rentals Inc | APPARATUS AND PROCEDURE FOR BIRTHLINE TO DRILL |
| US7569097B2 (en) * | 2006-05-26 | 2009-08-04 | Curtiss-Wright Electro-Mechanical Corporation | Subsea multiphase pumping systems |
| US7699099B2 (en) | 2006-08-02 | 2010-04-20 | B.J. Services Company, U.S.A. | Modified Christmas tree components and associated methods for using coiled tubing in a well |
| GB2440940B (en) * | 2006-08-18 | 2009-12-16 | Cameron Internat Corp Us | Wellhead assembly |
| US7726405B2 (en) | 2006-08-28 | 2010-06-01 | Mcmiles Barry James | High pressure large bore utility line connector assembly |
| GB0618001D0 (en) | 2006-09-13 | 2006-10-18 | Des Enhanced Recovery Ltd | Method |
| US20080128139A1 (en) * | 2006-11-09 | 2008-06-05 | Vetco Gray Inc. | Utility skid tree support system for subsea wellhead |
| GB0625526D0 (en) | 2006-12-18 | 2007-01-31 | Des Enhanced Recovery Ltd | Apparatus and method |
| GB0625191D0 (en) | 2006-12-18 | 2007-01-24 | Des Enhanced Recovery Ltd | Apparatus and method |
| MX2009007472A (es) | 2007-01-12 | 2009-08-17 | Bj Services Co | Conjunto de cabezal de pozo y metodo para una sarta de tuberia de inyeccion. |
| US8011436B2 (en) | 2007-04-05 | 2011-09-06 | Vetco Gray Inc. | Through riser installation of tree block |
| US7596996B2 (en) | 2007-04-19 | 2009-10-06 | Fmc Technologies, Inc. | Christmas tree with internally positioned flowmeter |
| US20080302535A1 (en) | 2007-06-08 | 2008-12-11 | David Barnes | Subsea Intervention Riser System |
| NO340795B1 (no) * | 2007-11-19 | 2017-06-19 | Vetco Gray Inc | Hjelperamme og ventiltre med slik hjelperamme |
| ATE545766T1 (de) | 2008-04-21 | 2012-03-15 | Subsea Developing Services As | Hochdruckhülse für doppelbohrungshochdrucksteigrohr |
| SG10201503033PA (en) | 2008-04-25 | 2015-06-29 | Vetco Gray Inc | Subsea toroidal water separator |
| US20100018693A1 (en) | 2008-07-25 | 2010-01-28 | Neil Sutherland Duncan | Pipeline entry system |
| US8672038B2 (en) | 2010-02-10 | 2014-03-18 | Magnum Subsea Systems Pte Ltd. | Retrievable subsea bridge tree assembly and method |
-
2004
- 2004-06-01 EP EP10161117.6A patent/EP2216503B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-01 BR BRPI0410869A patent/BRPI0410869B1/pt active IP Right Grant
- 2004-06-01 EP EP08000994A patent/EP1918509B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-01 EP EP10167181.6A patent/EP2230378B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-01 AU AU2004289864A patent/AU2004289864B2/en not_active Expired
- 2004-06-01 CA CA2526714A patent/CA2526714C/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-01 EP EP10013192.9A patent/EP2287438B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-01 DE DE602004023775T patent/DE602004023775D1/de not_active Expired - Fee Related
- 2004-06-01 EP EP17186597.5A patent/EP3272995B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-01 EP EP10185612.8A patent/EP2273066B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-01 AT AT08162149T patent/ATE482324T1/de not_active IP Right Cessation
- 2004-06-01 EP EP10185795.1A patent/EP2282004B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-01 AT AT08000994T patent/ATE446437T1/de not_active IP Right Cessation
- 2004-06-01 EP EP10167183.2A patent/EP2233687B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-01 EP EP08162149A patent/EP1990505B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-01 AT AT04735596T patent/ATE421631T1/de not_active IP Right Cessation
- 2004-06-01 DE DE602004019212T patent/DE602004019212D1/de not_active Expired - Fee Related
- 2004-06-01 EP EP10167184.0A patent/EP2233688B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-01 WO PCT/GB2004/002329 patent/WO2005047646A1/en active Application Filing
- 2004-06-01 EP EP10161120.0A patent/EP2221450B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-01 EP EP10161116.8A patent/EP2216502B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-01 DE DE602004029295T patent/DE602004029295D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-01 EP EP04735596A patent/EP1639230B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2004-06-01 US US10/558,593 patent/US7992643B2/en active Active - Reinstated
- 2004-06-01 EA EA200600002A patent/EA009139B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2004-06-01 EP EP10167182.4A patent/EP2233686B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2005
- 2005-12-22 NO NO20056144A patent/NO343392B1/no unknown
-
2009
- 2009-08-15 US US12/541,936 patent/US7992633B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-08-15 US US12/541,938 patent/US8066067B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2009-08-15 US US12/541,934 patent/US8272435B2/en active Active
- 2009-08-15 US US12/541,937 patent/US8281864B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2010
- 2010-04-27 US US12/768,324 patent/US8220535B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2010-04-27 US US12/768,337 patent/US8122948B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2010-04-27 US US12/768,332 patent/US8091630B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2011
- 2011-01-17 AU AU2011200165A patent/AU2011200165B2/en not_active Expired
- 2011-05-26 US US13/116,889 patent/US8167049B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2011-06-20 US US13/164,291 patent/US8469086B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2011-08-08 US US13/205,284 patent/US8622138B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2012
- 2012-02-27 US US13/405,997 patent/US8573306B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2012-03-08 US US13/415,635 patent/US8746332B2/en not_active Expired - Fee Related
- 2012-06-28 US US13/536,433 patent/US8540018B2/en not_active Expired - Lifetime
- 2012-11-28 US US13/687,290 patent/US8733436B2/en not_active Expired - Lifetime
-
2014
- 2014-05-01 US US14/266,936 patent/US10107069B2/en active Active
- 2014-05-22 US US14/285,114 patent/US9556710B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2017
- 2017-01-27 US US15/418,368 patent/US10415346B2/en not_active Expired - Fee Related
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3608631A (en) * | 1967-11-14 | 1971-09-28 | Otis Eng Co | Apparatus for pumping tools into and out of a well |
| US3593808A (en) * | 1969-01-07 | 1971-07-20 | Arthur J Nelson | Apparatus and method for drilling underwater |
| US4874008A (en) * | 1988-04-20 | 1989-10-17 | Cameron Iron Works U.S.A., Inc. | Valve mounting and block manifold |
| WO1996030625A1 (en) * | 1995-03-27 | 1996-10-03 | Baker Hughes Incorporated | Hydrocarbon production using multilateral well bores |
| WO2002038912A1 (en) * | 2000-11-08 | 2002-05-16 | Ian Donald | Recovery of production fluids from an oil or gas well |
| WO2002088519A1 (en) * | 2001-04-27 | 2002-11-07 | Alpha Thames Ltd. | Wellhead product testing system |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2704087C2 (ru) * | 2017-11-15 | 2019-10-23 | Леонид Александрович Сорокин | Способ эксплуатации скважины и устройство для его осуществления |
| RU199626U1 (ru) * | 2020-06-25 | 2020-09-10 | Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина | Устройство для герметизации устья малодебитной скважины |
Also Published As
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EA009139B1 (ru) | Отводное устройство для манифольда нефтяной или газовой скважины, манифольд (варианты), манифольдное устройство и способ отвода текучих сред | |
| AU2012238329B2 (en) | Apparatus and Method for Recovering Fluids From a Well and/or Injecting Fluids into a Well | |
| CA2826503C (en) | Apparatus and method for recovering fluids from a well and/or injecting fluids into a well | |
| AU2016202100A1 (en) | Apparatus and Method for Recovering Fluids From a Well and/or Injecting Fluids Into a Well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC1A | Registration of transfer to a eurasian application by force of assignment | ||
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM AZ BY KG MD TJ TM |