EA017043B1 - Уплотняющее устройство и способ уплотнения - Google Patents
Уплотняющее устройство и способ уплотнения Download PDFInfo
- Publication number
- EA017043B1 EA017043B1 EA201000215A EA201000215A EA017043B1 EA 017043 B1 EA017043 B1 EA 017043B1 EA 201000215 A EA201000215 A EA 201000215A EA 201000215 A EA201000215 A EA 201000215A EA 017043 B1 EA017043 B1 EA 017043B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- seal
- drill string
- receiving unit
- pressure
- drilling
- Prior art date
Links
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims abstract description 74
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 73
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 26
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims abstract description 13
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims abstract description 9
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 46
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims description 8
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims description 8
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 claims description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 8
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 claims description 7
- 238000005056 compaction Methods 0.000 claims description 5
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 claims description 4
- 238000012545 processing Methods 0.000 claims description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 claims description 2
- 239000013013 elastic material Substances 0.000 claims description 2
- 239000013536 elastomeric material Substances 0.000 claims description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 2
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims 2
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 8
- 238000013461 design Methods 0.000 description 6
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 5
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 4
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 208000024891 symptom Diseases 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 2
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- 239000004519 grease Substances 0.000 description 1
- 230000017525 heat dissipation Effects 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000007257 malfunction Effects 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000012815 thermoplastic material 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
- E21B33/08—Wipers; Oil savers
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Предложены уплотняющее устройство и способ создания динамического уплотнения вокруг бурильной колонны (50) в водоносных скважинах, в скважинах с буровой жидкостью или углеводородных скважинах. Предложенное устройство содержит по меньшей мере одно динамическое уплотнение (35а), которое выполнено с возможностью охвата бурильной колонны (50), и приемный блок (30), выполненный с возможностью размещения в нем указанного по меньшей мере одного уплотнения (35а), причем указанное динамическое уплотнение расположено с возможностью введения в приемный блок (30) с помощью бурильной колонны и прочного закрепления в приемном блоке, при этом в уплотняющем устройстве поддерживается внутреннее давление, по меньшей мере соответствующее окружающему давлению. Приемный блок (30) расположен в зоне в бурильном настиле буровой платформы или основания или вблизи него и в разделительной колонне, колонне для спуска или в другом соединении между бурильным настилом и скважиной для закрытия стороны возврата буровой жидкости между бурильной колонной и верхней частью разделительной колонны, при этом, если приемный блок (30) соединен с плавучей платформой или буровым судном, он расположен ниже компенсирующего блока (21) разделительной колонны для обеспечения возможности компенсации перемещения между разделительной колонной (20) и расположенным на поверхности судном (10), а если приемный блок (30) соединен с неподвижной установкой, он расположен в виде части соединения (20) разделительной колонны.
Description
Представленное изобретение относится к уплотняющему устройству и соответствующему способу для создания динамического уплотнения вокруг бурильной колонны в водоносных скважинах, в скважинах с буровой жидкостью или углеводородных скважинах, содержащему по меньшей мере одно динамическое уплотнение, выполненное с возможностью охвата бурильной колонны, и приёмный блок (30), выполненный с возможностью размещения по меньшей мере одного уплотнения, при этом динамическое уплотнение расположено с возможностью введения в приёмный блок с помощью бурильной колонны и надёжного прикрепления в приёмном блоке, причём в уплотняющем устройстве обеспечено поддержание внутреннего давления, по меньшей мере, соответствующего окружающему давлению.
Изобретение может быть использовано для создания уплотнения вокруг бурильной колонны или змеевика, который продвигается в нефтяную скважину и газовую скважину или из них, во всех водоносных скважинах, в скважинах с буровой жидкостью или углеводородных скважинах, в которых ёлка фонтанной арматуры (предохранительные клапаны скважины) размещена на дне океана, на платформе, на основании или на земле. Под словом разделительная колонна имеется в виду любое соединение между буровой установкой или буровой морской платформой, такое как разделительная колонна, колонна для спуска или другое соединение.
Изобретение относится к уплотняющим устройствам и способам, которые создают возможность входить в указанные выше водоносные скважины, в скважины с буровой жидкостью или углеводородные скважины и бурить в них, путём использования колонны для спуска, соединений разделительной колонны или других соединений между скважиной и бурильным настилом на поверхности оснований, платформ или других установок. Также изобретение может быть использовано выше или ниже элементов контрольного оборудования скважины или между ними вне зависимости от того, где размещена ёлка фонтанной арматуры - на дне океана или на поверхности. Уплотняющее устройство и способ охватывают работу в упомянутых выше водоносных скважинах, в скважинах с буровой жидкостью или углеводородных скважинах, выполняемых с помощью бурильной колонны, расширительной колонны или змеевика, при этом указанный способ также основан на использовании новых композитных и термопластичных материалов, а также дополнительных решений.
Бурильная колонна, расширительная колонна и змеевики в дальнейшем будут упоминаться под названием бурильная колонна. Под выражением инструменты в забое скважины следует понимать различные инструменты для работы в скважине, т. е. оборудование для бурильных работ, оборудование для введения в действие, оборудование для геофизических исследований, измерений, извлечения и т.п.
В дальнейшем водоносные скважины, скважины с буровой жидкостью или углеводородные скважины упоминаются в описании как скважины.
Изобретение предлагает, попросту говоря, динамическое уплотнение вокруг бурильной колонны, которое перемещается внутрь скважины или наружу из неё. Изобретение относится к обеим ситуациям, в которых давление в скважине выше или равно окружающему давлению вблизи ёлки фонтанной арматуры.
Изобретение будет особенно полезным для работ, которые включают в себя бурение со стандартным бурильным оборудованием и системами, так как изобретение является дополнением к ним, предоставляя, в то же самое время, расширенные эксплуатационные возможности.
Современные способы введения скважин в действие или бурения в скважинах с помощью бурильной колонны или змеевика основаны на использовании соединений разделительной колонны между устьем скважины и оборудованием на помосте буровой установки. Обычно бурят с использованием буровой жидкости, удельная плотность которой больше, чем та, которую, как ожидают, создаст давление со стороны горной породы, и поэтому обычно верхняя часть разделительной колонны бывает открытой со свободным доступом для буровой жидкости между бурильной колонной и разделительной колонной (кольцеобразное пространство).
Всё большее количество месторождений испытывают трудности, связанные со снижением давления или со слишком высоким давлением и высокой температурой. Для скважин, где имеет место снижение давления, возможность их бурения может быть увеличена, если могут быть уменьшены вес буровой жидкости и, таким образом, давление на горную породу. Для того чтобы это можно было осуществить, должно быть создано уплотнение между бурильной колонной и разделительной колонной с тем, чтобы иметь возможность воспринимать любое давление со стороны горной породы вследствие снижения границ безопасности из-за более лёгкой буровой жидкости. Для месторождений с высоким давлением и высокой температурой желательно иметь возможность поддерживать давление равным давлению в горной породе во время бурения. Это может быть достигнуто благодаря уплотнению между бурильной колонной и разделительной колонной для того, чтобы с этого времени держать под давлением разделительную колонну до тех пор, пока давление на конце бурильной колонны станет равным окружающему давлению со стороны горной породы. Затем можно бурить с пониженным риском повреждения горной породы.
В настоящее время существуют системы для динамического уплотнения между бурильной колонной и разделительной колонной, в которых это оборудование устанавливают на верху разделительной колонны. Одно из возражений против существующих динамических уплотняющих систем связано с их физическими размерами, а также со сложностью из-за большого количества движущихся частей.
- 1 017043
Кроме того, в патенте США № 6325159, среди прочего, описаны очищающие устройства и уплотняющие устройства, которые охватывают бурильную колонну. Эти уплотняющие устройства содержат расположенные друг за другом эластомерные прокладки. Очищающее устройство может быть помещено в приёмном блоке и может быть приведено в действие с помощью приспособлений, смонтированных на бурильной колонне. Однако это очищающее устройство не может обеспечить поддержание давления внутри элемента. Каждое из уплотнений выполнено с возможностью принятия на себя только малой части общей разности давления на длине очищающего устройства и, таким образом, создания низконапорного уплотнения вокруг бурильной колонны. Там же описано, что приёмный блок размещён на подводном ВОР (противовыбросовом превенторе) и что муфта разделительной колонны присоединена к нижней части разделительной колонны и к приёмному блоку для направления буровой грязи назад к насосу для дальнейшего перемещения. Также в указанном патенте описано, что разделительная колонна заполнена морской водой или другой жидкостью.
Это прямо противоположно представленному изобретению. Соответствующее изобретению уплотняющее устройство предпочтительно расположено между буровым помостом и скважиной, в зоне в буровом помосте буровой платформы или основания или вблизи него, там, где поддержание внутреннего давления, как первого дела, обеспеченное в уплотняющем устройстве, по меньшей мере, соответствует окружающему давлению. Целью представленного решения являются как создание возможности, так и поддержание давления, например, в разделительной колонне и снижение давления только в компенсирующем блоке (скользящее соединение) на верху. Впоследствии это приводит, например, к тому, что плавающая буровая платформа может продолжать работу и обеспечивать стабильность при качке как обычно. С решением, описанным в указанном патенте США № 6325159, это не будет возможно.
Кроме того, в патенте США № 6325159 описан способ двухградиентного бурения для уменьшения нагрузки от давления на горную породу, а также для обеспечения возможности бурить без разделительной колонны. Это также является противоположностью представленному изобретению, которое может быть использовано в способе бурения, где необходимо более высокое давление на горную породу, чем может быть достигнуто просто весом буровой жидкости. В связи с этим можно использовать обычное буровое оборудование, такое как компенсирующие блоки (скользящее соединение), разделительные колонны и т. п.
В патенте Норвегии № 324167 показана система для создания динамического уплотнения вокруг бурильной колонны, которая используется без монтажа разделительной колонны или колонны для спуска. Описанное в этом патенте уплотняющее устройство установлено на существующее оборудование в низу скважины и не так, как предложено в представленной заявке - в зоне в буровом настиле буровой платформы или основания или вблизи него.
Оба известных решения - и патент США № 6325159, и патент Норвегии № 324167 - предназначены для использования под водой. Ни в одном из этих документов не представлено описаний или ссылок, которые позволили бы специалистам в этой области смонтировать такое очищающее устройство или альтернативное уплотняющее устройство с примыканием к буровому настилу. Представленное изобретение в соединении с буровой платформой или буровым основанием может быть размещено ниже компенсирующего блока разделительной колонны или в соединении с неподвижной установкой может быть размещено как часть соединения разделительной колонны.
Целью настоящего изобретения является создание возможности более безопасного и менее дорогостоящего введения скважин в действие и проведения буровых работ путём закрытия стороны возврата буровой жидкости между бурильной колонной и разделительной колонной (кольцеобразное пространство). Кроме того, изобретение способствует возможности бурения тех скважин, которые не могут быть пробурены по современной технологии.
Уплотняющее устройство с действующим совместно оборудованием имеет преобладающую основную конфигурацию, приспосабливаемую к наружному диаметру колонны, которая пройдёт через уплотнение.
Представленное уплотняющее устройство для создания динамического уплотнения вокруг бурильной колонны в водоносных скважинах, в скважинах с буровой жидкостью или углеводородных скважинах содержит уплотняющее устройство, установленное вместе с другим оборудованием и примыкающими системами, которые необходимы для выполнения работ в скважине, независимо от того, будет ли скважина расположена на дне океана или на поверхности, при этом уплотняющее устройство представляет собой сборное уплотнение, вводимое в скважину с помощью бурильной колонны. Уплотнение может быть создано с возможностью противостояния давлению с обеих его сторон и поэтому может предотвращать как вытекание среды из скважины в окружающее пространство, так и поступление окружающей среды в скважину. Кроме того, в уплотнение, а также между комплектами уплотнений может быть введена под большим давлением смазка/жидкость с высокой вязкостью для обеспечения давления, поддерживающего уплотняющие комплекты, и/или для предотвращения протекания жидкости или газов через уплотнения, а также для уменьшения трения и обеспечения отвода тепла между уплотнением и бурильной колонной.
- 2 017043
С предложенным уплотняющим устройством бурильная колонна может перемещаться в скважину и из неё при максимальном давлении скважины. Предпочтительно уплотняющее устройство соединено с соответствующей системой управления и управляется и подвергается мониторингу с её помощью.
Предпочтительный вариант выполнения предложенного уплотняющего устройства характеризуется признаками отличительной части независимого п.1 формулы изобретения, а именно тем, что приёмный блок расположен в зоне в бурильном настиле буровой платформы или основания или вблизи него и в разделительной колонне, колонне для спуска или в другом соединении между бурильным настилом и скважиной для закрытия стороны возврата буровой жидкости между бурильной колонной и верхней частью разделительной колонны, при этом, если приёмный блок соединён с плавучей платформой или буровым основанием, он расположен ниже компенсирующего блока разделительной колонны для обеспечения возможности компенсации перемещения между разделительной колонной и расположенным на поверхности основанием, а если приёмный блок соединён с неподвижной установкой, он расположен в виде части соединения разделительной колонны.
Дополнительные предпочтительные варианты выполнения уплотняющего устройства описаны в зависимых пп.2-4 формулы изобретения, в соответствии с которыми приёмный блок выполнен с возможностью размещения в нём нескольких последовательных комплектов уплотнений, причём каждое уплотнение расположено с возможностью надёжного крепления с помощью соответствующих блокирующих устройств, расположенных совместно в приёмном блоке и разнесённых в продольном направлении.
Каждый из указанных комплектов уплотнений может содержать по меньшей мере один дискообразный или кольцеобразный прокладочный элемент из упругого материала, такого как эластомерный материал, расположенный с возможностью охвата бурильной колонны. Кроме того, между отдельными комплектами уплотняющих элементов и в каждом из этих комплектов имеется кольцеобразное пространство, предназначенное для приёма среды под давлением, такой как смазка/жидкость с большой вязкостью, вводимой через предназначенные для этого линии, при этом указанная среда предназначена для увеличения свойств уплотнения по противостоянию давлению, для смазывания соприкасающихся поверхностей между уплотнением и бурильной колонной для достижения снижения трения, а также для охлаждения трущихся поверхностей.
Установка запасных уплотнений может быть выполнена без необходимости удалять предыдущее уплотнение (уплотнения), в этом случае новое уплотнение оказывается помещённым над предыдущим уплотнением (уплотнениями) и входит как дополнение к предыдущему уплотнению (уплотнениям). Работа по установке запасного уплотнения может быть произведена независимо от того, где оно находится в процессе бурения, так как оно устанавливается перед тем, как прежнее уплотнение утратит функцию уплотнения.
После того как работа будет закончена, уплотнение (уплотнения), которое (которые) установлено (установлены), удаляют за одну операцию путём освобождения устройства, блокирующего уплотнения, и последующего вытаскивания бурильной колонны из скважины. Уплотнения, навешенные на бурильную колонну, затем оказываются снаружи.
Предпочтительный вариант выполнения предложенного способа описан в отличительной части независимого п.5 формулы изобретения и характеризуется тем, что для закрытия стороны возврата буровой жидкости между бурильной колонной и верхней частью разделительной колонны выполняют следующие этапы:
устанавливают приёмный блок в разделительной колонне, колонне для спуска или в подобном оборудовании, в зоне в бурильном настиле буровой платформы или основания или вблизи него, при этом приёмный блок, соединённый с плавучей платформой или буровым судном, размещают ниже компенсирующего блока разделительной колонны для обеспечения возможности компенсации перемещения между разделительной колонной и расположенным на поверхности основанием или приёмный блок, соединённый с неподвижной установкой, размещают в виде части соединения разделительной колонны;
заводят бурильную колонну с прикреплённым к ней уплотняющим блоком в разделительную колонну, колонну для спуска или в подобное оборудование и вводят уплотняющий блок в приёмный блок, установленный в виде части соединения со скважиной, и надёжно закрепляют в нем.
Альтернативные предпочтительные варианты выполнения способа описаны в зависимых пп.6-11 формулы изобретения, в соответствии с которыми заведение последующих уплотнений могут выполнять без удаления первого установленного уплотнения, причём приёмный блок выполнен с возможностью размещения в нём последовательно нескольких комплектов уплотнений, при этом каждое уплотнение надёжно прикрепляют с помощью соответствующих блокирующих устройств, расположенных совместно в приёмном блоке и разнесённых в продольном направлении.
- 3 017043
В уплотнения могут вводить под высоким давлением смазку/жидкость с высокой вязкостью или другую среду через предназначенные для этого линии для поддержания давления в уплотнениях с обеспечением их противостояния давлению и тем самым предотвращения вытекания среды из скважины в окружающее пространство. В комплекты уплотнений и между ними вводят смазку/жидкость с высокой вязкостью для уменьшения трения между комплектами уплотнений и бурильной колонной, а также для охлаждения трущихся поверхностей.
Путём размещения уплотняющего устройства ниже компенсирующего блока разделительной колонны, соединённой с плавучей платформой или бурильным судном, создают возможность компенсации перемещения между разделительной колонной и расположенным на поверхности основанием для использования стандартного оборудования.
В описанных выше случаях давление и жидкость могут отводить через линию возврата ниже уплотняющего устройства и вверх к присоединённым системам для дальнейшей обработки, при этом управление уплотняющим устройством могут осуществлять через управляющую линию и присоединённую систему, расположенную на поверхности.
Для обеспечения возможности извлечения уплотняющих элементов из приёмного блока после окончательного использования последнего установленного уплотнения или всех уплотнений оно или они могут быть извлечены путём открытия предназначенных для крепления блокирующих устройств для последующего вытягивания уплотнений путём вытаскивания бурильной колонны из скважины.
Коме того, смазка/жидкость с высокой вязкостью, вводимая между комплектами уплотнителей, препятствует протеканию жидкости или газов через уплотняющее устройство и снижает трение между комплектами уплотнителей и бурильной колонной.
В связи с буровыми работами в скважинах с помощью бурильной колонны будут использоваться необходимые дополнительные системы для поддержания других функций, которые требуются для выполнения операций (операций отрезки и уплотнения, разъединяющих систем, систем подачи буровой жидкости и подобных). Источник электропитания бурильной колонны (спуск в скважину под давлением) должен подавать энергию в другие системы в соответствии с потребностями. Это изобретение включает в себя только функцию динамического уплотнения и соответствующий способ с особенностями конструкции связанных с ним систем.
В изобретении не учитывается работа или приведение в движение инструмента и бурильной колонны, которые должны быть введены в скважину, и охватывает как таковые любые формы таких способов.
Ниже изобретение описано более подробно со ссылкой на прилагаемые чертежи, на которых:
фиг. 1 иллюстрирует применение предложенного уплотняющего устройства, расположенного на неподвижной установке;
фиг. 2 иллюстрирует применение предложенного уплотняющего устройства, расположенного на плавучей установке;
фиг. 3 более подробно изображает предложенное уплотняющее устройство;
фиг. 4-10 иллюстрируют установку уплотнений в предложенное уплотняющее устройство; фиг. 11 иллюстрирует извлечение уплотнений из предложенного уплотняющего устройства.
Фиг. 1 иллюстрирует применение предложенного уплотняющего устройства 30, размещённого в виде части соединения 20 между скважиной 40 и расположенным на поверхности основанием 10 (плавающей платформы или бурильного судна) в связи с буровыми работами. Здесь предложенное уплотняющее устройство 30 предпочтительно размещено ниже компенсирующего блока 21 (скользящее соединение) на разделительной колонне, так что создана возможность компенсации перемещения между разделительной колонной 20 и основанием 10 с использованием стандартного оборудования даже тогда, когда остальная часть разделительной колонны находится под давлением. Давление и жидкость отводятся через линию 22 возврата ниже предложенного уплотняющего устройства 30 и вверх, к присоединённым системам 23, для последующих технологических операций. Управление предложенным уплотняющим устройством осуществляется через управляющую линию 31 и присоединённую систему 32, расположенную на поверхности.
Фиг. 2 иллюстрирует применение представленного уплотняющего устройства 30, размещённого в виде части соединения 20 разделительной колонны на неподвижной установке 11 (платформа, самоподъёмные буровые установки или платформа с растянутыми опорами) в связи с буровыми работами (предохранительное оборудование скважины не показано). Давление и жидкость отводят через линию 22 возврата ниже представленного уплотняющего устройства 30 и вверх, к присоединённым системам 23 для последующей обработки. Управление представленным уплотняющим устройством осуществляется через управляющую линию 31 и присоединённую систему 32, расположенную на поверхности.
Фиг. 3 более подробно изображает вариант выполнения предложенного уплотняющего устройства. Приемная часть 30, которая может быть частью разделительной колонны, представляет собой самый дальний от её середины контейнер для давления и среды. В части 30 размещены уплотнения 35а, 35Ь и 35с. Здесь изображены три уплотнения, но изобретение может быть выполнено как с меньшим, так и с большим количеством уплотнений, в зависимости от варианта выполнения и применения. Для удерживаний на месте уплотнений 35а, 35Ь и 35с в части 30 предназначены блокирующие устройства 34а, 34Ь,
- 4 017043
34с и 346, которые могут содержать обычные устройства для удерживания и освобождения уплотнений. Система может быть оснащена линиями 33 для введения среды, уменьшающей трение, и/или среды, способствующей поддержанию давления. Управление и мониторинг уплотнений 35а, 35Ь и 35с, устройств 34а, 34Ь, 34с и 346. давления и температуры осуществляют через линию 36 управления и мониторинга.
В дальнейшем описаны различные варианты выполнения, но следует понимать, что возможны и другие конструкции в рамках изобретения.
Конструкция и уплотняющее устройство могут быть использованы независимо от того, расположена ли ёлка фонтанной арматуры на дне океана или является доступной на поверхности/на земле. Уплотняющее устройство относится к фиг. 1 и 2, которые изображают вариант выполнения предложенного уплотняющего устройства, установленного в виде части соединения разделительной колонны 20 в воображаемой конструкции, связанной с бурильными работами. Уплотняющее устройство может быть установлено выше, между и ниже другого предохранительного оборудования скважины, которое является частью оборудования для буровых работ, независимо от места установки фонтанной арматуры (дно океана или поверхность земли).
Описан способ установки уплотнения и запасных уплотнителей 35а и 35Ь, 35с, а также извлечение уплотнений после окончательного использования. Приёмную часть 30 для уплотнений размещают одновременно с другим оборудованием, которое требуется для обеспечения проведения буровых работ. Уплотнения 35а, 35Ь и 35с устанавливают, когда это требуется при работе.
Фиг. 4 иллюстрирует установку первого, самого нижнего уплотнения 35а в представленном уплотняющем устройстве, размещённого подвешенным на воображаемой бурильной колонне в связи с буровыми работами. Уплотняющее устройство, которое изображено на фиг. 4, изображает динамический уплотняющий блок 35а, надетый на бурильную колонну/колонну 50 для введения скважины в действие, и приёмный блок 30, размещённый в трубном соединении, присоединённом к скважине. Можно видеть, что блок 35а вводится в приёмную часть 30 с помощью бурильной колонны 50.
Фиг. 5 изображает, что первое уплотнение 35а установлено на месте с помощью блокирующих устройств 34а и 34Ь. Уплотнение 35а затем испытывают и проверяют с помощью испытательного давления другими подходящими способами. Теперь может быть произведено введение среды, уменьшающей трение и поддерживающей уплотнение и давление, через предназначенные для этого линии 33 ввода. После выполнения необходимых испытаний и проверок уплотнение готово к использованию, и буровые работы можно продолжать с давлением в трубе во время уплотнения или без него. Уплотнение 35а должно быть способно выдерживать заданное давление как в статике, так и при динамичной бурильной колонне 50. Контроль и мониторинг уплотнения производят непрерывно с помощью предназначенных для этого датчиков и систем через управляющую линию 36.
Фиг. 6 иллюстрирует работу следующего уплотнения 35Ь, так называемого запасного уплотнения. Отдельное уплотнение сконструировано и выполнено с обеспечением работы в течение определённого заранее срока службы с учётом износа и разрыва. Когда этот предел будет достигнут или будут получены другие симптомы износа и разрыва или ослабления в первоначально установленном уплотнении, можно будет сделать выбор: установить ли запасное уплотнение 35Ь для того, чтобы иметь возможность продолжать буровые работы, или обеспечить безопасные рабочие условия. Запасное уплотнение 35Ь опускают вниз в часть 30 подвешенным на бурильной колонне 50.
Фиг. 7 изображает, что запасное уплотнение 35Ь установлено в части 30 и закреплено с помощью блокирующего устройства 34с. После этого уплотнения 35а и 35Ь испытывают и проверяют с помощью испытательного давления и другими подходящими способами, затем может быть произведено введение среды, уменьшающей трение и поддерживающей уплотнение и давление, через предназначенные для этого линии 33 ввода. После выполнения необходимых испытаний и проверок уплотнение готово для использования, и буровые работы можно продолжать с давлением в разделительной колонне во время уплотнения или без него. Возможность обеспечения предотвращения появления внезапных перерывов в бурильной работе по причине неисправности в уплотнении является единственной в своём роде для представленного уплотняющего устройства и уменьшает технические, человеческие и экономические риски для таких работ.
Фиг. 8 иллюстрирует такой же принцип установки нового запасного уплотнения 35с, как фиг. 6. Отдельное уплотнение имеет, как отмечено выше, ограниченный срок службы с учётом износа и разрыва. Когда этот предел будет достигнут или будут получены другие симптомы износа и разрыва или ослабления в уже установленных уплотнениях, можно будет сделать выбор: установить ли новое запасное уплотнение 35с так, чтобы иметь возможность продолжать буровые работы, или удостовериться в безопасной работе. Запасное уплотнение 35с опускают вниз в часть 30 подвешенным на бурильной колонне 50. Затем уплотнение становится дополнительным уплотнением по отношению к уплотнениям 35а и 35Ь, которые уже расположены на месте.
Фиг. 9 изображает запасное уплотнение 35с, установленное в части 30 и закреплённое с помощью блокирующего устройства 346. Уплотнения 35а, 35Ь (которые утратят способность уплотнения) и 35с затем испытывают и проверяют с помощью испытательного давления и другими соответствующими способами. Теперь может быть произведено введение среды, уменьшающей трение и поддерживающей уп
- 5 017043 лотнение и давление, через предназначенные для этого линии 33 ввода. После выполнения необходимых испытаний и проверок уплотнение готово для использования, и буровые работы можно продолжать с давлением в разделительной колонне во время уплотнения или без него. Само по себе уплотняющее устройство не вносит каких-либо ограничений на то, как много уплотнений может быть вставлено одно за другим, но, конечно, это предопределено характеристиками применения, параметрами проекта и тем, что целесообразно для конструкции.
Фиг. 10 иллюстрирует первый этап, когда работа находится на стадии, в которой уплотнения 35а, 35Ь и 35с должны быть извлечены из части 30 вверх на бурильный настил. Блокирующие устройства 34Ь, 34с и 346 освободили соответствующие уплотнения. Затем бурильная колонна 50 может быть вытянута наверх.
Фиг. 11 изображает, что все уплотнения 35а, 35Ь и 35с извлечены наружу из части 30 с помощью соединения на бурильной колонне 50. В качестве альтернативы, вокруг бурильной колонны 50 может быть смонтирован вытаскивающий инструмент, который может быть сдвинут вниз через уплотнения 35а, 35Ь и 35с с тем, чтобы его можно было вытащить наверх с помощью бурильной колонны 50 одновременно с извлечением наружу уплотнений 35а, 35Ь и 35с.
Claims (10)
1. Уплотняющее устройство для создания динамического уплотнения вокруг бурильной колонны (50) в водоносных скважинах, в скважинах с буровой жидкостью или углеводородных скважинах, содержащее по меньшей мере одно динамическое уплотнение (35а), которое выполнено с возможностью охвата бурильной колонны (50), и приёмный блок (30), выполненный с возможностью размещения в нём указанного по меньшей мере одного уплотнения (35а), причём указанное динамическое уплотнение расположено с возможностью введения в приёмный блок (30) с помощью бурильной колонны и прочного закрепления в приёмном блоке, при этом в уплотняющем устройстве обеспечено поддержание внутреннего давления, по меньшей мере, соответствующего окружающему давлению, отличающееся тем, что приёмный блок (30) расположен в зоне в бурильном настиле буровой платформы или основания или вблизи него и в разделительной колонне, колонне для спуска или в другом соединении между бурильным настилом и скважиной;
приёмный блок (30) выполнен с возможностью закрытия стороны возврата буровой жидкости между бурильной колонной и верхней частью разделительной колонны, а также с возможностью размещения в нём нескольких последовательных комплектов уплотнений (35а, 35Ь, 35с), причём каждое уплотнение расположено с возможностью надёжного крепления с помощью соответствующих блокирующих устройств (34а, 34Ь, 34с, 346), расположенных совместно в приёмном блоке и разнесённых в продольном направлении, при этом приёмный блок (30), соединённый с плавучей платформой или буровым основанием, расположен ниже компенсирующего блока (21) разделительной колонны или приёмный блок (30), соединённый с неподвижной установкой, расположен в виде части соединения (20) разделительной колонны.
2. Уплотняющее устройство по п.1, отличающееся тем, что каждый из указанных комплектов уплотнений (35а, 35Ь, 35с) содержит по меньшей мере один дискообразный или кольцеобразный прокладочный элемент из упругого материала, такого как эластомерный материал, расположенный с возможностью охвата бурильной колонны (50).
3. Уплотняющее устройство по п.2, отличающееся тем, что между отдельными комплектами уплотняющих элементов (35а, 35Ь, 35с) и в каждом из этих комплектов имеется кольцеобразное пространство, предназначенное для приёма среды под давлением, такой как смазка/жидкость с большой вязкостью, вводимой через предназначенные для этого линии (33), при этом указанная среда предназначена для увеличения свойств уплотнения по противостоянию давлению, для смазывания соприкасающихся поверхностей между уплотнением и бурильной колонной (50) для достижения снижения трения, а также для охлаждения трущихся поверхностей.
4. Способ сборки и применения уплотняющего устройства (35а, 35Ь, 35с) вокруг бурильной колонны (50) в водоносных скважинах, в скважинах с буровой жидкостью или углеводородных скважинах, которое предназначено для динамического уплотнения и содержит по меньшей мере одно динамическое уплотнение (35а), выполненное с возможностью охвата бурильной колонны (50), и приёмный блок (30), выполненный с возможностью размещения в нём указанного по меньшей мере одного уплотнения (35а), при этом в уплотняющем устройстве обеспечивают поддержание внутреннего давления, по меньшей мере, соответствующего окружающему давлению, отличающийся тем, что собирают приёмный блок (30) в разделительной колонне, колонне для спуска или в подобном оборудовании, в зоне в бурильном настиле буровой платформы или основания или вблизи него, при этом приёмный блок (30) выполнен с возможностью размещения в нём последовательно нескольких комплектов уплотнений (35а, 35Ь, 35с), причём каждое уплотнение надёжно прикрепляют с помощью соответствующих блокирующих устройств (34а, 34Ь, 34с, 346), расположенных совместно в приёмном блоке и разнесённых в продольном направлении, при этом
- 6 017043 приёмный блок (30), соединённый с плавучей платформой или буровым судном, размещают ниже компенсирующего блока (21) разделительной колонны или приёмный блок (30), соединённый с неподвижной установкой, размещают в виде части соединения разделительной колонны (20), после этого заводят бурильную колонну с подвешенным уплотняющим блоком (35 а) в разделительную колонну, колонну для спуска или в подобное оборудование и вводят уплотняющий блок в приёмный блок (30), который установлен в виде части соединения со скважиной, и надёжно закрепляют в нем.
5. Способ по п.4, отличающийся тем, что заведение последующих уплотнений (35Ь, 35с) выполняют без удаления первого установленного уплотнения (35а).
6. Способ по п.5, отличающийся тем, что в уплотнения (35а, 35Ь, 35с) вводят под высоким давлением смазку/жидкость с высокой вязкостью или другую среду через предназначенные для этого линии (33) для поддержания давления в уплотнениях с обеспечением их противостояния давлению и тем самым предотвращения вытекания среды из скважины в окружающее пространство.
7. Способ по п.5, отличающийся тем, что в комплекты уплотнений (35а, 35Ь, 35с) и между ними вводят смазку/жидкость с высокой вязкостью для уменьшения трения между комплектами уплотнений (35а, 35Ь, 35с) и бурильной колонной (50), а также для охлаждения трущихся поверхностей.
8. Способ по одному или нескольким из пп.4-7, отличающийся тем, что путём размещения уплотняющего устройства ниже компенсирующего блока (21) разделительной колонны, соединённой с плавучей платформой или бурильным судном, создают возможность компенсации перемещения между разделительной колонной (20) и расположенным на поверхности основанием (10) с использованием стандартного оборудования.
9. Способ по п.7 или 8, отличающийся тем, что давление и жидкость отводят через линию (22) возврата ниже уплотняющего устройства и вверх к присоединённым системам (23) для дальнейшей обработки, при этом управление уплотняющим устройством осуществляют через управляющую линию (31) и присоединённую систему (32), расположенную на поверхности.
10. Способ по п.4, отличающийся тем, что для обеспечения возможности извлечения уплотняющих элементов (35а, 35Ь, 35с) из приёмного блока (30) после окончательного использования последнего установленного уплотнения или всех уплотнений (35а, 35Ь, 35с) открывают предназначенные для крепления блокирующие устройства (34а, 34Ь, 34с, 344) для последующего вытягивания уплотнений (35а, 35Ь, 35с) путём вытаскивания бурильной колонны (50) из скважины.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20073935A NO327281B1 (no) | 2007-07-27 | 2007-07-27 | Tetningsarrangement, samt tilhorende fremgangsmate |
PCT/NO2008/000274 WO2009017418A1 (en) | 2007-07-27 | 2008-07-24 | Sealing arrangement, and corresponding method |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
EA201000215A1 EA201000215A1 (ru) | 2010-10-29 |
EA017043B1 true EA017043B1 (ru) | 2012-09-28 |
Family
ID=40304533
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
EA201000215A EA017043B1 (ru) | 2007-07-27 | 2008-07-24 | Уплотняющее устройство и способ уплотнения |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8985229B2 (ru) |
EP (1) | EP2179127B1 (ru) |
AU (1) | AU2008283106B2 (ru) |
BR (1) | BRPI0813086B1 (ru) |
CA (1) | CA2693250C (ru) |
DK (1) | DK2179127T3 (ru) |
EA (1) | EA017043B1 (ru) |
MX (1) | MX2010001021A (ru) |
NO (1) | NO327281B1 (ru) |
WO (1) | WO2009017418A1 (ru) |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US12018542B2 (en) | 2020-02-19 | 2024-06-25 | Noble Rig Holdings Limited | Seal elements for annular control devices |
Families Citing this family (32)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7836946B2 (en) | 2002-10-31 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotating control head radial seal protection and leak detection systems |
US8826988B2 (en) | 2004-11-23 | 2014-09-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Latch position indicator system and method |
US7926593B2 (en) | 2004-11-23 | 2011-04-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotating control device docking station |
CN103643925B (zh) | 2006-11-07 | 2017-10-27 | 哈利伯顿能源服务公司 | 对隔水管柱进行压力测试的方法 |
US7997345B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-08-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Universal marine diverter converter |
US8286734B2 (en) | 2007-10-23 | 2012-10-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Low profile rotating control device |
US8844652B2 (en) | 2007-10-23 | 2014-09-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Interlocking low profile rotating control device |
US8281875B2 (en) | 2008-12-19 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
US8322432B2 (en) | 2009-01-15 | 2012-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Subsea internal riser rotating control device system and method |
US9359853B2 (en) | 2009-01-15 | 2016-06-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Acoustically controlled subsea latching and sealing system and method for an oilfield device |
US9567843B2 (en) | 2009-07-30 | 2017-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling methods with event detection |
US8347983B2 (en) | 2009-07-31 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with a high pressure rotating control device |
AU2010346598B2 (en) | 2010-02-25 | 2014-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure control device with remote orientation relative to a rig |
US8347982B2 (en) | 2010-04-16 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | System and method for managing heave pressure from a floating rig |
US8820405B2 (en) | 2010-04-27 | 2014-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Segregating flowable materials in a well |
US8201628B2 (en) | 2010-04-27 | 2012-06-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore pressure control with segregated fluid columns |
US9175542B2 (en) | 2010-06-28 | 2015-11-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Lubricating seal for use with a tubular |
US8739863B2 (en) | 2010-11-20 | 2014-06-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote operation of a rotating control device bearing clamp |
US9260934B2 (en) | 2010-11-20 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote operation of a rotating control device bearing clamp |
US9163473B2 (en) | 2010-11-20 | 2015-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote operation of a rotating control device bearing clamp and safety latch |
AU2010366660B2 (en) | 2010-12-29 | 2015-09-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subsea pressure control system |
GB2549210B (en) | 2011-03-23 | 2018-07-25 | Managed Pressure Operations | Blow out preventer |
MY168333A (en) | 2011-04-08 | 2018-10-30 | Halliburton Energy Services Inc | Automatic standpipe pressure control in drilling |
US9080407B2 (en) | 2011-05-09 | 2015-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
AU2012304810B2 (en) | 2011-09-08 | 2016-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | High temperature drilling with lower temperature rated tools |
NO334008B1 (no) * | 2011-10-11 | 2013-11-11 | Siem Wis As | System for aktiv tettebarriere i forbindelse med boring i vann- eller hydrokarbonførende brønner |
US20140027129A1 (en) | 2011-12-29 | 2014-01-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Annular sealing in a rotating control device |
US9874081B2 (en) | 2012-10-05 | 2018-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Detection of influxes and losses while drilling from a floating vessel |
US9823373B2 (en) | 2012-11-08 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic telemetry with distributed acoustic sensing system |
US9957774B2 (en) * | 2013-12-16 | 2018-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure staging for wellhead stack assembly |
AU2015274199A1 (en) | 2014-06-09 | 2016-12-08 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Riser with internal rotating flow control device |
CN107829702B (zh) * | 2017-11-14 | 2023-09-05 | 中国石油天然气集团有限公司 | 无井眼气体钻井井口装置及钻开地层表层方法 |
Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1999049173A1 (en) * | 1998-03-27 | 1999-09-30 | Hydril Company | Rotating subsea diverter |
EP1519003A1 (en) * | 2003-09-24 | 2005-03-30 | Cooper Cameron Corporation | Removable seal |
WO2006010906A1 (en) * | 2004-07-24 | 2006-02-02 | Bamford Anthony S | Improvements in or relating to subsea drilling |
WO2007008085A1 (en) * | 2005-07-13 | 2007-01-18 | Siem Wis As | System and method for dynamic sealing around a drill stem |
Family Cites Families (32)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1875632A (en) | 1929-02-23 | 1932-09-06 | Joseph H Mcevoy | Universal casing head and gas saver |
US2064577A (en) | 1935-06-10 | 1936-12-15 | Thayer Starr | Pipe cleaning apparatus |
US2222082A (en) * | 1938-12-01 | 1940-11-19 | Nat Supply Co | Rotary drilling head |
US2682068A (en) | 1950-11-03 | 1954-06-29 | John J Harrigan | Device for externally cleaning oil well casings and pipes |
US3474858A (en) | 1956-12-10 | 1969-10-28 | Shaffer Tool Works | Method and apparatus for off shore drilling |
US3215203A (en) | 1961-04-17 | 1965-11-02 | Otis Eng Co | Apparatus for moving a well flow conductor into or out of a well |
US3387851A (en) * | 1966-01-12 | 1968-06-11 | Shaffer Tool Works | Tandem stripper sealing apparatus |
US3965987A (en) * | 1973-03-08 | 1976-06-29 | Dresser Industries, Inc. | Method of sealing the annulus between a toolstring and casing head |
DE2643769A1 (de) | 1976-09-29 | 1978-03-30 | Howaldtswerke Deutsche Werft | Abdichtung fuer sich drehende wellen |
US4149603A (en) | 1977-09-06 | 1979-04-17 | Arnold James F | Riserless mud return system |
US4162704A (en) | 1978-02-23 | 1979-07-31 | Gunther Albert W | Pressure control device |
US4315553A (en) | 1980-08-25 | 1982-02-16 | Stallings Jimmie L | Continuous circulation apparatus for air drilling well bore operations |
DE3339316A1 (de) | 1983-10-29 | 1985-05-09 | Rudi 5657 Haan Habermann | Fuehrungsanordnung |
US5474097A (en) | 1993-11-10 | 1995-12-12 | Atlantic Richfield Company | Scale removal and disposal system and method |
US6315051B1 (en) | 1996-10-15 | 2001-11-13 | Coupler Developments Limited | Continuous circulation drilling method |
US6688394B1 (en) | 1996-10-15 | 2004-02-10 | Coupler Developments Limited | Drilling methods and apparatus |
US6119772A (en) | 1997-07-14 | 2000-09-19 | Pruet; Glen | Continuous flow cylinder for maintaining drilling fluid circulation while connecting drill string joints |
US6325159B1 (en) | 1998-03-27 | 2001-12-04 | Hydril Company | Offshore drilling 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 |
US6591916B1 (en) | 1998-10-14 | 2003-07-15 | Coupler Developments Limited | Drilling method |
WO2000023686A1 (en) | 1998-10-19 | 2000-04-27 | Well Engineering Partners B.V. | Making up and breaking out of a tubing string in a well while maintaining continuous circulation |
US7159669B2 (en) | 1999-03-02 | 2007-01-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Internal riser rotating control head |
US7107875B2 (en) | 2000-03-14 | 2006-09-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for connecting tubulars while drilling |
US6412554B1 (en) | 2000-03-14 | 2002-07-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore circulation system |
US7779903B2 (en) | 2002-10-31 | 2010-08-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Solid rubber packer for a rotating control device |
CA2462060C (en) | 2003-03-26 | 2013-06-25 | James Walker & Company Limited | A lip seal |
AU2003904183A0 (en) * | 2003-08-08 | 2003-08-21 | Woodside Energy Limited | Method for completion or work-over of a sub-sea well using a horizontal christmas tree |
US20060037782A1 (en) | 2004-08-06 | 2006-02-23 | Martin-Marshall Peter S | Diverter heads |
CN103643925B (zh) * | 2006-11-07 | 2017-10-27 | 哈利伯顿能源服务公司 | 对隔水管柱进行压力测试的方法 |
NO326492B1 (no) | 2007-04-27 | 2008-12-15 | Siem Wis As | Tetningsarrangement for dynamisk tetning rundt en borestreng |
US8720572B2 (en) | 2008-12-17 | 2014-05-13 | Teledrill, Inc. | High pressure fast response sealing system for flow modulating devices |
US8322432B2 (en) | 2009-01-15 | 2012-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Subsea internal riser rotating control device system and method |
-
2007
- 2007-07-27 NO NO20073935A patent/NO327281B1/no not_active IP Right Cessation
-
2008
- 2008-07-24 EP EP08793886.6A patent/EP2179127B1/en not_active Not-in-force
- 2008-07-24 BR BRPI0813086-8A patent/BRPI0813086B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2008-07-24 CA CA2693250A patent/CA2693250C/en active Active
- 2008-07-24 MX MX2010001021A patent/MX2010001021A/es active IP Right Grant
- 2008-07-24 DK DK08793886.6T patent/DK2179127T3/en active
- 2008-07-24 AU AU2008283106A patent/AU2008283106B2/en not_active Ceased
- 2008-07-24 WO PCT/NO2008/000274 patent/WO2009017418A1/en active Application Filing
- 2008-07-24 EA EA201000215A patent/EA017043B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-07-24 US US12/670,779 patent/US8985229B2/en active Active
Patent Citations (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO1999049173A1 (en) * | 1998-03-27 | 1999-09-30 | Hydril Company | Rotating subsea diverter |
EP1519003A1 (en) * | 2003-09-24 | 2005-03-30 | Cooper Cameron Corporation | Removable seal |
WO2006010906A1 (en) * | 2004-07-24 | 2006-02-02 | Bamford Anthony S | Improvements in or relating to subsea drilling |
WO2007008085A1 (en) * | 2005-07-13 | 2007-01-18 | Siem Wis As | System and method for dynamic sealing around a drill stem |
Cited By (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US12018542B2 (en) | 2020-02-19 | 2024-06-25 | Noble Rig Holdings Limited | Seal elements for annular control devices |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EA201000215A1 (ru) | 2010-10-29 |
WO2009017418A1 (en) | 2009-02-05 |
DK2179127T3 (en) | 2017-12-11 |
NO327281B1 (no) | 2009-06-02 |
EP2179127A1 (en) | 2010-04-28 |
US8985229B2 (en) | 2015-03-24 |
CA2693250C (en) | 2016-04-26 |
BRPI0813086A2 (pt) | 2014-12-23 |
AU2008283106A1 (en) | 2009-02-05 |
US20110308818A1 (en) | 2011-12-22 |
EP2179127B1 (en) | 2017-09-06 |
EP2179127A4 (en) | 2016-01-06 |
NO20073935L (no) | 2009-01-28 |
MX2010001021A (es) | 2010-03-01 |
AU2008283106B2 (en) | 2015-02-12 |
CA2693250A1 (en) | 2009-02-05 |
BRPI0813086B1 (pt) | 2018-06-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
EA017043B1 (ru) | Уплотняющее устройство и способ уплотнения | |
EA010818B1 (ru) | Система и способ динамического уплотнения вокруг бурильной штанги | |
CA2867390C (en) | Method of installing and retrieving multiple modules from a riser string | |
US8701796B2 (en) | System for drilling a borehole | |
US8141641B2 (en) | Backup safety flow control system for concentric drill string | |
NO339578B1 (no) | Fremgangsmåte og system for å føre borevæske ved bruk av en konstruksjon som flyter i en overflate av et hav | |
SG173990A1 (en) | Flushing procedure for rotating control device | |
EA021396B1 (ru) | Уплотняющая сборка | |
AU2015202203A1 (en) | Rotating control device docking station | |
WO2013055225A1 (en) | System for active sealing of a drill string | |
NO20140612A1 (no) | Marin isolasjonsmontasje |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
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): KG MD TJ |