NO179379B - Method for controlling production fluid extraction from a production well - Google Patents
Method for controlling production fluid extraction from a production well Download PDFInfo
- Publication number
- NO179379B NO179379B NO934356A NO934356A NO179379B NO 179379 B NO179379 B NO 179379B NO 934356 A NO934356 A NO 934356A NO 934356 A NO934356 A NO 934356A NO 179379 B NO179379 B NO 179379B
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- fluid
- pipe
- well
- drill
- pressure
- Prior art date
Links
- 239000012530 fluid Substances 0.000 title claims description 162
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims description 28
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 21
- 238000000605 extraction Methods 0.000 title claims 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 14
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 78
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 32
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 27
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 27
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 27
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 22
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 21
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 description 21
- 244000261422 Lysimachia clethroides Species 0.000 description 16
- 230000008859 change Effects 0.000 description 11
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 11
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 10
- 230000002093 peripheral effect Effects 0.000 description 9
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 8
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 8
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 7
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 7
- 230000009471 action Effects 0.000 description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 description 6
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 4
- 239000004744 fabric Substances 0.000 description 4
- 230000002829 reductive effect Effects 0.000 description 4
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000005273 aeration Methods 0.000 description 3
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 3
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 238000007373 indentation Methods 0.000 description 3
- 239000003550 marker Substances 0.000 description 3
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 3
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 238000013022 venting Methods 0.000 description 3
- LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N Ethanol Chemical compound CCO LFQSCWFLJHTTHZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 239000012528 membrane Substances 0.000 description 2
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 2
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 2
- 230000036961 partial effect Effects 0.000 description 2
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 230000004044 response Effects 0.000 description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 2
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 2
- 229910001369 Brass Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004809 Teflon Substances 0.000 description 1
- 229920006362 Teflon® Polymers 0.000 description 1
- 230000006978 adaptation Effects 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000002528 anti-freeze Effects 0.000 description 1
- 239000007798 antifreeze agent Substances 0.000 description 1
- 238000009412 basement excavation Methods 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 239000010951 brass Substances 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000000919 ceramic Substances 0.000 description 1
- 229910010293 ceramic material Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 230000001010 compromised effect Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000001934 delay Effects 0.000 description 1
- 230000001066 destructive effect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 238000001125 extrusion Methods 0.000 description 1
- 238000007667 floating Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- 238000004181 pedogenesis Methods 0.000 description 1
- 239000004033 plastic Substances 0.000 description 1
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 1
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 1
- 230000000284 resting effect Effects 0.000 description 1
- 230000002441 reversible effect Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 239000003566 sealing material Substances 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 description 1
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
Landscapes
- Extraction Or Liquid Replacement (AREA)
Description
Denne oppfinnelse angår generelt fremgangsmåter og utstyr for å bore hull i undergrunnen, innsprøyting av høytrykks-og lavtrykksfluider i flerledningsrør og overvåke parameter i brønnen for å styre bore- eller produksjonsoperasjonene og derved optimere effektiviteten. This invention generally relates to methods and equipment for drilling holes in the subsoil, injecting high-pressure and low-pressure fluids into multi-line pipes and monitoring parameters in the well to control the drilling or production operations and thereby optimize efficiency.
Grunnleggende brønnboreoperasjoner har ikke forandret seg i tidens løp i og med at et antall sammenkoplede borerør som danner en borestreng, blir dreid sammen med en borekrone i jordformasjonen. Under boring er det nødvendig å måle forskjellige boreparametre, slik som boreformasjon, avvik, temperatur, pH ol. På grunn av at borestrengen roterer, i mange tilfeller flere tusen meter under jordens overflate, har det vært et stadig problem å oppnå øyeblikksinformasjon nedenfra brønnen. Basic well drilling operations have not changed over time in that a number of interconnected drill pipes forming a drill string are rotated together with a drill bit in the soil formation. During drilling, it is necessary to measure various drilling parameters, such as drilling formation, deviation, temperature, pH etc. Because the drill string rotates, in many cases several thousand meters below the earth's surface, obtaining real-time information from down the well has been a constant problem.
For eksempel er boreoperasjonen mest effektiv når formasjonsegenskapene er kjent for boreoperatøren. For de forskjellige typer formasjoner, slik som fjell, jordsmonn eller fluider og gasser, kan det være ønskelig å forandre overflateoperasjonene for effektivt å håndtere den type formasjon som borekronen for øyeblikket møter. Tradisjonelt blir formasjonsbitene som skjæres av borekronen, boret opp i hullet i ringen rundt borestrengen ved hjelp av fluider som pumpes ned gjennom borerøret. Undersøkelse av disse biter gir imidlertid en upålitelig informasjon om den formasjon som i øyeblikket blir boret ettersom det kan gå lang tid før bitene når overflaten. For example, the drilling operation is most efficient when the formation properties are known to the drilling operator. For the different types of formations, such as rock, soil or fluids and gases, it may be desirable to change the surface operations to effectively handle the type of formation that the bit is currently encountering. Traditionally, the formation pieces that are cut by the drill bit are drilled into the hole in the annulus around the drill string using fluids that are pumped down through the drill pipe. Examination of these bits, however, provides unreliable information about the formation currently being drilled as it may take a long time for the bits to reach the surface.
Fra f.eks. US 3 419 092 er det kjent at et borerør med to passasjer i form av indre og ytre konsentriske rør kan anvendes for å pumpe luftholdig borefluid ned en leder for å minske det hydrostatiske trykk ved borekronen og derved øke hastigheten i avskjæringene som blir flyttet oppover til overflaten i den andre rørledning. På denne måte vil de avkuttede stykker som representerer den type formasjon som det bores i, ankomme til overflaten hurtigere og boreoperasjonene kan så eventuelt modifiseres tilsvarende. Selv om fluidtransport til de forskjellige konsentriske ledninger i et borerøret av Elen-burgtypen er relativt ukomplisert, er antallet slike ledninger som kan anvendes, begrenset av praktiske årsaker i borerørkon-struksjonen. From e.g. US 3 419 092 it is known that a drill pipe with two passages in the form of inner and outer concentric tubes can be used to pump aerated drilling fluid down a conductor to reduce the hydrostatic pressure at the drill bit and thereby increase the speed of the cuttings which are moved upwards to surface in the other pipeline. In this way, the cut pieces representing the type of formation being drilled will arrive at the surface more quickly and the drilling operations can then possibly be modified accordingly. Although fluid transport to the various concentric lines in an Ellenburg-type drill pipe is relatively uncomplicated, the number of such lines that can be used is limited for practical reasons in the drill pipe construction.
I US 2 951 680 er det innsett at et ikke konsentrisk flerlederborerør kan anvendes for å øke antallet ledninger. For å få plass til fluidtransport, er imidlertid fluidpassasjens overgang fra ledningene til borerørets ende, sammenrullet til konvensjonelle konsentriske, sirkulære passasjer. Som resultat vil transporten av de forskjellige fluider til de respektive ledninger ifølge Camp-borerøret tilveiebragt med det resultat at røret ble mer komplisert å fremstille og således mer kostbart. In US 2 951 680 it is recognized that a non-concentric multi-conductor drill pipe can be used to increase the number of wires. To make room for fluid transport, however, the transition of the fluid passage from the lines to the end of the drill pipe is rolled up into conventional concentric, circular passages. As a result, the transport of the different fluids to the respective lines according to the Camp drill pipe will be provided with the result that the pipe became more complicated to manufacture and thus more expensive.
Fagfolk har således innsett fordelen ved å bruke flerledningsborerør, men slike rør har av flere grunner ikke fått så stor anvendelse. En ulempe ved å kople slike rør sammen, er måten som lederne i et rør festes til lederne i et annet rør på. Konvensjonelle festeanordninger omfatter "0"-ringer eller vinkeltetningsringer (US 2 951 680) eller tradisjonelle pakninger (US 3 077 358). På grunn av den type forsegling som er brukt og måten slike forseglinger er brukt på, kan forseglingene motstå et fluiddifferensialtrykk på generelt under 525 kg/cm<2>. Professionals have thus realized the advantage of using multi-conductor drill pipes, but such pipes have not been widely used for several reasons. A disadvantage of connecting such pipes together is the way in which the conductors in one pipe are attached to the conductors in another pipe. Conventional fasteners include "0" rings or angular sealing rings (US 2,951,680) or traditional gaskets (US 3,077,358). Due to the type of seal used and the manner in which such seals are used, the seals can withstand a fluid differential pressure of generally less than 525 kg/cm<2>.
Det er derfor klart at det er et behov for et høy-trykks, flerledningsborerør hvor antallet ledere ikke er begrenset og hvor konstruksjonen eller fremstillingen av røret ikke er unødvendig komplisert eller kostbar. It is therefore clear that there is a need for a high-pressure, multi-conductor drill pipe where the number of conductors is not limited and where the construction or manufacture of the pipe is not unnecessarily complicated or expensive.
Dessuten er det et påkrevet behov for å overvåke boreoperasjonene i brønnen, og øyeblikkelig overføre resultatene opp fra brønnen og kombinere transmisjonsmediet med borerøret på en slik måte at borerørets fluidbærende evne ikke alvorlig kompromitteres. Moreover, there is a required need to monitor the drilling operations in the well, and immediately transmit the results up from the well and combine the transmission medium with the drill pipe in such a way that the fluid carrying capacity of the drill pipe is not seriously compromised.
Det er derfor foreslått å anvende sentrumshullet i borerøret som et kammer hvor det plasseres en elektrisk leder. Et eksempel på slik utførelse er vist i US 2 795 397 og US 3 904 840. Ifølge denne utførelse blir imidlertid lederens isolasjon utsatt for borefluidet og en eventuell fordyrende skjerming må brukes. It is therefore proposed to use the central hole in the drill pipe as a chamber where an electrical conductor is placed. An example of such an embodiment is shown in US 2 795 397 and US 3 904 840. According to this embodiment, however, the conductor's insulation is exposed to the drilling fluid and possibly expensive shielding must be used.
Et annet problem ved bruk av elektriske ledere i det fluidbærende hull er isolasjonen mellom fluidene og de elektriske forbindelser som kopler ledningslengdene sammen. Utførlige og uvanlige teknikker er brukt for å omgå dette problem. Problemet er ytterligere øket ved at forbindelsen mellom lederne fra et borerør til et annet blir dårligere i de rørtyper som krever at en del skrus inn i den andre. I US 2 798 358 blir dette behandlet ved å øke kabellengden slik at den kan vris sammen med røret. I andre tilfeller, f.eks. i US 3 879 097 blir en vesentlig del av den elektriske kabel båret i sentrumshullet, unntatt ved at endene og kabelen blir ført gjennom rørets sidevegg til ringformede kontakter på rørendene. Antallet ledninger blir naturligvis begrenset når en slik teknikk måtte benyttes. Another problem with the use of electrical conductors in the fluid-carrying hole is the insulation between the fluids and the electrical connections that connect the lengths of wire together. Elaborate and unusual techniques have been used to circumvent this problem. The problem is further increased by the fact that the connection between the conductors from one drill pipe to another becomes worse in the pipe types that require one part to be screwed into the other. In US 2 798 358 this is dealt with by increasing the cable length so that it can be twisted together with the pipe. In other cases, e.g. in US 3,879,097 a substantial part of the electrical cable is carried in the center hole, except that the ends and the cable are led through the side wall of the pipe to annular contacts on the pipe ends. The number of wires is naturally limited when such a technique has to be used.
Eksempel på tidligere anordninger for å kople sammen flere ledninger ved rørendene er vist i US 2 750 569. I denne patent blir den elektriske kabel ført gjennom det fluidbærende hull. Dette gjør at kabelen, liksom kontakten, blir utsatt for borefluidets korrosive eller tærende krefter. Examples of earlier devices for connecting several wires at the pipe ends are shown in US 2,750,569. In this patent, the electric cable is passed through the fluid-carrying hole. This means that the cable, like the connector, is exposed to the corrosive or corroding forces of the drilling fluid.
Andre hensyn ved brønnboring som bidrar til den totale kostnad, angår sammensetningen av boreslammet. Slammet må periodisk justeres med forskjellige materialer og kjemikalier for å forandre dets tetthet, viskositet eller andre egenskaper. Denne forandring kan bare foretas gradvis ettersom slammet sirkulerer fra området rundt borekronen oppover gjennom overflateutstyret. I noen tilfeller, slik som ved en overhengende utblåsing, må slammets tetthet endres meget raskt for å hindre at dette oppstår. Følgelig kan ikke mange utblåsinger unngås med kjente teknikker. Det har således oppstått et behov for en borestreng-konstruksjon som muliggjør øyeblikkelig forandring av bore-slamtrykket for å beherske utblåsinger og ellers forbedre boringen. Other considerations in well drilling that contribute to the total cost relate to the composition of the drilling mud. The sludge must be periodically adjusted with different materials and chemicals to change its density, viscosity or other properties. This change can only be made gradually as the mud circulates from the area around the drill bit upwards through the surface equipment. In some cases, such as in the case of an imminent blowout, the density of the sludge must change very quickly to prevent this from occurring. Consequently, many blowouts cannot be avoided with known techniques. A need has thus arisen for a drill string construction that enables an immediate change in the drilling mud pressure to control blowouts and otherwise improve drilling.
Etter at boreoperasjonen er blitt fullført, er det et behov for å overvåke parametrene i brønnen under produksjons-fasen, for ledelse av brønnen. Vanlige brønnforinger har til nå i høy grad vært innpasset i brønnhullet, men har vært dårlig egnet til å kunne gi kanaler for ledninger, gasser eller væsker som kan pumpes oppover, utenom fluidet. Som en nødløsning, er telemetrikablen blitt festet til foringsrørets ytre ved hjelp av metall- eller plastbånd og ført ned i brønnen til telemetriutstyr. Det er også kjent å benytte hjelperør på utsiden av foringsrøret for å frembringe kunstig løft i brønnen. After the drilling operation has been completed, there is a need to monitor the parameters in the well during the production phase, for the management of the well. Conventional well casings have until now largely been fitted into the wellbore, but have been poorly suited to provide channels for lines, gases or liquids that can be pumped upwards, apart from the fluid. As an emergency solution, the telemetry cable has been attached to the outside of the casing using metal or plastic bands and led down the well to telemetry equipment. It is also known to use auxiliary pipes on the outside of the casing to produce artificial lift in the well.
Dette fører til at det er oppstått et behov for et brønnforingsrør med flere ledere gjennom hvilke produksjonsfluidet kan pumpes samt romme telemetrikabler og for å bære løs-ninger, frostvæske og en mengde andre fluider. This means that a need has arisen for a well casing with several conductors through which the production fluid can be pumped as well as accommodate telemetry cables and to carry solutions, antifreeze and a number of other fluids.
Med fremgangsmåten ifølge foreliggende oppfinnelse frembringes mulighet til å overvåke flere parametre fra utsiden av brønnen, dette oppnås med fremgangsmåten slik den er definert med de i kravet anførte trekk. With the method according to the present invention, it is possible to monitor several parameters from the outside of the well, this is achieved with the method as it is defined with the features stated in the claim.
Det er gjort mulig å forbedre boringens fremgangsmåte idet høytrykksfluider uavhengig kan innsprøytes i ett eller flere ledningsrør i borerøret, f.eks. for samtidig å erodere formasjonen, rense og avkjøle borekronen eller borekronens bane samtidig som andre lavtrykksfluider i andre ledningsrør kombineres i brønnen med gasser i ytterligere andre ledningsrør for å minske det hydrostatiske trykk i brønnen. Samtidig kan følere for borekronen eller -røret gi informasjon til overvåkingsutstyret angående temperatur, trykk, avvik, etc, idet informasjonen øyeblikkelig kan brukes til å forandre boreoperasjonen. It has been made possible to improve the drilling process as high-pressure fluids can be independently injected into one or more conduit pipes in the drill pipe, e.g. to simultaneously erode the formation, clean and cool the bit or the path of the bit at the same time as other low-pressure fluids in other conduits are combined in the well with gases in further other conduits to reduce the hydrostatic pressure in the well. At the same time, sensors for the drill bit or pipe can provide information to the monitoring equipment regarding temperature, pressure, deviations, etc., as the information can be used immediately to change the drilling operation.
En slik informasjon kan videre f.eks. anvendes til å styre trykket som anvendes på ringvæsken eller slammet og hindre en utblåsing. Hvis dessuten en potensiell utblåsing skulle bli oppdaget, kan en pumpe aktiveres for å anvende trykk for å motvirke den overdrevne oppadgående strøm i sentrumskanalen i borerøret. Dessuten omfatter en side ved oppfinnelsen en ringformet akkumulator som kan justere trykket som utvirkes på væsken i borehullets ring og derved opprettholde et gitt trykk på ringvæsken. Muligheten til å anvende trykk på ringvæsken i brønnens retning, har den virkning at slammets tetthet økes ved bunnen av brønnen uten at slammet må resirkuleres og tilsettes materialer for å øke dets vekt. Such information can further e.g. is used to control the pressure applied to the annulus or sludge and prevent a blowout. Furthermore, if a potential blowout were to be detected, a pump could be activated to apply pressure to counteract the excessive upward flow in the center channel of the drill pipe. In addition, one side of the invention includes an annular accumulator which can adjust the pressure exerted on the fluid in the borehole annulus and thereby maintain a given pressure on the annulus fluid. The possibility of applying pressure to the annulus in the direction of the well has the effect that the density of the mud is increased at the bottom of the well without the mud having to be recycled and materials added to increase its weight.
Det henvises nå til en mer detaljert beskrivelse av oppfinnelsens konstruksjon og drift med henvisning til de medfølgende tegninger hvor figur 1 generelt viser utstyret øverst og nederst i brønnen som anvendes for å utføre oppfinnelsens forskjellige egenskaper, figur 2 viser et sideriss av en del av to borerør som er sammenkoplet og delvis overskåret for å vise gjengekoplingen mellom rørene og koplingskraven, figur 3a viser et tverrsnitt av flerledningsrøret langs 3-3 på figur 2, figur 3b viser et tverrsnitt av en alternativ utførelse av flerled-ningsrøret og viser sirkulære perifere ledninger plassert perifert rundt sentrumsledningen, figur 3c viser et tverrsnitt av enda en annen utførelse av et rør som viser et ytre rør, et innerrør som danner en sentrumsledning og flere andre rør som danner ledningsrør perifert rundt det indre sentrumsrør, figur 3d viser et tverrsnitt av en annen utførelse av flerledningsrøret og viser et sett med ledningsrør i et ledningsrør i borerøret på figur 3a, figur 4 viser et tverrsnitt av koplede flerledningsrør sett gjennom koplingskraven ved 4-4 på figur 2, figur 5 viser et isometrisk riss av rørforseglingen og en mellomliggende elektrisk kontakt festet deri, figur 6 viser et tverrsnitt ved forbindelsen mellom de koplede rør og viser forseglingen og den mellomliggende elektriske kontakt, figur 7 viser et tverrsnitt av sammenkoplede rørkanaler med de elektriske ledninger, koplingsstykker og kontakter, figurene 8-10 viser tverrsnitt langs 8-8, 9-9 og 10-10 på figur 7, figur 11 viser et isometrisk utsprengt riss av en del av rørendeseksjonene som skal sammenkoples med forseglingen, figur 12 viser at frontsideriss av et eksempel på et brønn-boretårn som viser svanehalssvivelen og borerøret som er opphengt i denne, figur 13 viser et tverrsnitt fra siden av svanehalssvivelen og viser plasseringen av fluid og elektriske kom-mutatorer på rørdelen sammen med borerørets drivutstyr, figur 14 viser et isometrisk riss av manifolden for fluidfordeling og kommutatorakselen med en del av manifolden skåret vekk i en fjerdedel for å vise akselens innløpsporter i fluidforbindelse med manifoldens ringformede spor, figur 15 viser bunnriss av adapteren på figur 14 og viser hvordan to eller flere rørledere kan forenes med en enkelt kommutatorkanal, figur 16 viser et sidetverrsnitt av fluidkommutatoren og viser forbindelsen mellom manifoldens ringspor og de respektive akslers innløpsporter, og forbindelsen gjennom akselens kanaler til rørdelen, figur 17 viser de elektriske sleperinger på rørakselen med de tilsvarende børster for overføring av de elektriske signaler til eller fra borerørets kabler, figur 18 viser et sideplanriss av et overgangsstykke ifølge oppfinnelsen med følerutstyr, figur 19 viser et overgangsstykke i tverrsnitt for å vise en blokkert del av et fluidledningsrør som brukes til å romme følere og telemetriutstyr i brønnen med krysningsåpninger rundt den blokkerte ledningsrør-del, figur 20 viser symbolsk, komponentene i den ringformede akkumulator for anvendelse av et ønsket trykk på borefluidet i brønnens ringformede område, figur 21 viser et delriss av flerledningsborerøret og en påfestet borekrone som bruker et fluid med høy hastighet i noen ledningsrør for å kutte formasjonen og rense borekronen, og viser andre lavtrykksfluider i andre ledningsrør for å bære de avskårne biter oppover og rundt det ringformede område, figur 22 viser et annet riss lik figur 21, hvor en gass blir sendt under trykk ned i et ledningsrør i borerøret og ventilert i brønnen for å minske det hydrostatiske trykk, figur 23 viser en boreoperasjon som anvender en omvendt sirkulasjons- og kjerneboringsteknikk for væske og gass, figur 24 viser en forenklet illustrasjon av et flerledningsrør som er brukt som et foringsrør, figur 25 viser et tverrsnitt 25-23 av et flerledningsforingsrør på figur 24, figur 26 viser et enderiss 26-26 av bunnen av et foringsrørstykke på figur 24, figur 27 viser et sideriss i tverrsnitt av foringsrørstykket fjernet fra pumpeseksjonen for flerledningsrøret, og figur 28 viser et deltverrsnitt av enden av foringsrørstykket gjennom følerkam-meret. Reference is now made to a more detailed description of the invention's construction and operation with reference to the accompanying drawings, where figure 1 generally shows the equipment at the top and bottom of the well used to carry out the invention's various properties, figure 2 shows a side view of part of two drill pipes which are connected and partially cut away to show the threaded connection between the pipes and the coupling collar, Figure 3a shows a cross section of the multi-conductor pipe along 3-3 in Figure 2, Figure 3b shows a cross-section of an alternative embodiment of the multi-conductor pipe and shows circular peripheral wires located peripherally around the center conduit, figure 3c shows a cross-section of yet another embodiment of a tube showing an outer tube, an inner tube forming a center conduit and several other tubes forming conduits peripherally around the inner center tube, figure 3d shows a cross-section of another embodiment of the multi-line pipe and shows a set of line pipes in a line pipe in the drill pipe in Figure 3a , Figure 4 shows a cross-section of connected multi-conductor pipes seen through the coupling collar at 4-4 in Figure 2, Figure 5 shows an isometric view of the pipe seal and an intermediate electrical contact fixed therein, Figure 6 shows a cross-section at the connection between the connected pipes and shows the seal and the intermediate electrical contact, Figure 7 shows a cross-section of interconnected pipe channels with the electrical wires, connectors and contacts, Figures 8-10 show cross-sections along 8-8, 9-9 and 10-10 in Figure 7, Figure 11 shows an isometric exploded view of part of the pipe end sections to be connected with the seal, Figure 12 shows that front side view of an example of a well derrick showing the gooseneck swivel and the drill pipe suspended in it, Figure 13 shows a cross section from the side of the gooseneck swivel and shows the location of fluid and electrical commutators on the pipe part together with the drill pipe drive equipment, Figure 14 shows an isometric view of the fluid advantage manifold ng and the commutator shaft with part of the manifold cut away in a quarter to show the inlet ports of the shaft in fluid communication with the annular groove of the manifold, Figure 15 shows a bottom view of the adapter of Figure 14 and shows how two or more conduits can be united with a single commutator channel, Figure 16 shows a side cross-section of the fluid commutator and shows the connection between the ring groove of the manifold and the inlet ports of the respective shafts, and the connection through the channels of the shaft to the pipe section, figure 17 shows the electrical slip rings on the pipe shaft with the corresponding brushes for transmitting the electrical signals to or from the drill pipe cables, figure 18 shows a side plan view of a transition piece according to the invention with sensor equipment, Figure 19 shows a transition piece in cross section to show a blocked section of a fluid conduit used to accommodate sensors and telemetry equipment in the well with crossing openings around the blocked conduit section, Figure 20 shows symbolically, the components of it annular accumulator for applying a desired pressure to the drilling fluid in the annular region of the well, Figure 21 shows a partial view of the multi-string drill pipe and an attached drill bit that uses a high velocity fluid in some string pipes to cut the formation and clean the drill bit, and shows other low pressure fluids in others line pipe to carry the cut pieces up and around the annular area, figure 22 shows another view similar to figure 21, where a gas is sent under pressure down a line pipe in the drill pipe and vented in the well to reduce the hydrostatic pressure, figure 23 shows a drilling operation using a reverse circulation and liquid and gas core drilling technique, Figure 24 shows a simplified illustration of a multiline casing used as a casing, Figure 25 shows a cross section 25-23 of a multiline casing of Figure 24, Figure 26 shows an end view 26-26 of the bottom of a piece of casing in Figure 24, Figure 27 shows a cross-sectional side view of a piece of casing a removed from the pump section of the multiline pipe, and Figure 28 shows a partial cross-section of the end of the casing piece through the sensing chamber.
Med henvisning nå til figurene er det på figur 1 vist de generelle sider ved fremgangsmåtene og utstyret ifølge oppfinnelsen. Som vist omfatter oppfinnelsen flerlederborerøret som generelt er benevnt som 10 og som blir drevet av den flerfluide svanehalssvivel 12. Borekronen 14 kan være en av de mange varianter som er tilgjengelig for å erodere undergrunns-formasjonen 16 for å bore en brønn. Referring now to the figures, figure 1 shows the general aspects of the methods and equipment according to the invention. As shown, the invention includes the multi-conductor drill pipe which is generally referred to as 10 and which is driven by the multi-fluid gooseneck swivel 12. The drill bit 14 may be one of the many varieties available to erode the subsurface formation 16 to drill a well.
Forskjellige følere i brønnen, slik som temperaturføler 18 eller pH-føler 20 kan anvendes i borekronen 14 for å samle data i brønnen og overføre disse til overvåkingsutstyret 22 på overflaten gjennom ledninger i borerøret (ikke vist på figur 1). En elektrisk kraftkilde 23 kan også tilveiebringes for å tilføre kraft til borekronens følere og styre elektriske verktøy i brønnen etter behov. Various sensors in the well, such as temperature sensor 18 or pH sensor 20 can be used in the drill bit 14 to collect data in the well and transfer this to the monitoring equipment 22 on the surface through wires in the drill pipe (not shown in figure 1). An electrical power source 23 can also be provided to supply power to the drill bit's sensors and control electrical tools in the well as needed.
En væskepumpe 24 tilfører høy- eller lavtrykksfluid til en fluidkommutator 26 i svanehalssvivelen. Andre lignende pumper kan også anvendes slik at forskjellige fluider ved samme eller forskjellige trykk kan pumpes ned i brønnen for å forbedre boreteknikkene som inntil nå ikke har kunnet oppnås. På lignende måte forsyner en kompressor 28 en gass f.eks. nitrogen, til fluidkommutatoren 26 for fordeling til ønskede ledningsrør 30 i borerøret. Når sentrumsledningsrøret 32 i borerøret blir anvendt som kanal for formasjonsbitene som blir båret oppover i væske eller gass, blir slike biter båret av svanehalsslangen 34 til syklonseparatoren 36 som separerer bitene fra det returnerte borefluid. Væskepumpen 38 er også tilkoplet svanehalsslangen 34 for å pumpe fluid fra en kilde (ikke vist) nedover gjennom det sentrale ledningsrør 32 for å bore, eller alternativt motvirke uønsket fluidstrøm i et slikt ledningsrør pga en utblåsing i brønnen. Pumpen 38 kan alternativt brukes for å pumpe sement eller annet tetningsmateriale ned i brønnen for å tette brønnen. En ventil 40 blir automatisk lukket når pumpen 38 aktiveres slik at det pumpede materiale ikke kommer inn i separatoren 36. A fluid pump 24 supplies high or low pressure fluid to a fluid commutator 26 in the gooseneck swivel. Other similar pumps can also be used so that different fluids at the same or different pressures can be pumped down into the well to improve the drilling techniques which until now have not been possible to achieve. In a similar way, a compressor 28 supplies a gas, e.g. nitrogen, to the fluid commutator 26 for distribution to desired conduit pipes 30 in the drill pipe. When the center line pipe 32 in the drill pipe is used as a channel for the formation bits that are carried upwards in liquid or gas, such bits are carried by the gooseneck tubing 34 to the cyclone separator 36 which separates the bits from the returned drilling fluid. The liquid pump 38 is also connected to the gooseneck hose 34 to pump fluid from a source (not shown) down through the central conduit 32 to drill, or alternatively to counteract unwanted fluid flow in such a conduit due to a blowout in the well. The pump 38 can alternatively be used to pump cement or other sealing material into the well to seal the well. A valve 40 is automatically closed when the pump 38 is activated so that the pumped material does not enter the separator 36.
Avhengig av den ønskede borefremgangsmåte, er en drepeledningspumpe 42 tilveiebragt for å pumpe borefluid ned i brønnens ringformede åpning 44. En ringformet akkumulator 46 holder et ønsket trykk på ringfluidet i brønnen. Depending on the desired drilling procedure, a deadline pump 42 is provided to pump drilling fluid into the well's annular opening 44. An annular accumulator 46 maintains a desired pressure on the annular fluid in the well.
Fra det foregående er det klart at oppfinnelsen muliggjør forskjellige valg og alternativer for å optimere boreoperasjonen basert på de eksisterende forhold. Fra den følgende diskusjon vil det fremgå enda tydeligere at oppfinnelsen vil gi en fordel ved brønnboring som hittil ikke er blitt oppdaget. From the foregoing, it is clear that the invention enables different choices and alternatives to optimize the drilling operation based on the existing conditions. From the following discussion, it will appear even more clearly that the invention will provide an advantage in well drilling that has not been discovered until now.
Under henvisning nå til figur 2 er det vist en koplet rørseksjon og især et borerør som danner del av borestrengen og især anordningen som borerørets seksjoner blir koplet sammen med. På figur 2 er det vist et borerør hvor flere ledningsrør, hvor ett er vist med henvisningsnummer 30, går jevnt gjennom borerøret og således jevnt over verktøyforbindelsen 48 fra ett rør 50 til et annet rør 52 som er festet dertil. Hvert slikt ledningsrør er av natur rettlinjet, til tross for at de utvidede deler 54 og 56 på borerørene som vist på figur 2, har en noe større diameter for å tilfredsstille styrke- og tetningshensyn. With reference now to figure 2, a connected pipe section is shown and in particular a drill pipe which forms part of the drill string and in particular the device with which the sections of the drill pipe are connected together. Figure 2 shows a drill pipe in which several conduit pipes, one of which is shown with reference number 30, pass evenly through the drill pipe and thus evenly over the tool connection 48 from one pipe 50 to another pipe 52 which is attached thereto. Each such conduit pipe is rectilinear in nature, despite the fact that the extended portions 54 and 56 of the drill pipes as shown in Figure 2 have a somewhat larger diameter to satisfy strength and sealing considerations.
Borerøret 50 er vist klarere i tverrsnitt av flerleder-røret på figur 3a. Det er av den største praktiske viktighet ut fra anvendeligheten å få plass til mange ledningsrør i borerøret hvorav alle er rettlinjede gjennom røret og som kan koples sammen seg i mellom for å tilføre hvilket som helst ønsket antall væsker eller gasser i brønnen idet væsken eller gassene er isolert fra hverandre og derfor kan tilføres med forskjellige trykk og kvanta. For å oppnå dette omfatter oppfinnelsen i sin foretrukne form, et borerør med en ytre sidevegg 58 og en indre konsentrisk sidevegg 60 som danner et sentralt ledningsrør 62 som størstede-len av fluidet blir pumpet igjennom, om ønskelig eller om nødvendig. Mellom den indre sidevegg 60 og den ytre sidevegg 58 er de forskjellige langsgående ledningsrør 30 anbragt som en langsgående ringformet kanal mellom inner- og ytterveggen, og delt i uavhengige ledningsrør 30 ved hjelp av radiale delere 64. Hvert ledningsrør 30 har således et tverrsnitt som et trapes hvor de buede sider danner de parallelle sider. The drill pipe 50 is shown more clearly in cross-section of the multi-conductor pipe in Figure 3a. It is of the greatest practical importance from the point of view of applicability to accommodate many conduit pipes in the drill pipe, all of which are straight through the pipe and which can be connected together in between to supply any desired number of liquids or gases into the well, the liquid or gases being isolated from each other and can therefore be supplied with different pressures and quantities. To achieve this, the invention in its preferred form comprises a drill pipe with an outer side wall 58 and an inner concentric side wall 60 which forms a central conduit 62 through which most of the fluid is pumped, if desired or if necessary. Between the inner side wall 60 and the outer side wall 58, the different longitudinal conduits 30 are arranged as a longitudinal ring-shaped channel between the inner and outer walls, and divided into independent conduits 30 by means of radial dividers 64. Each conduit 30 thus has a cross-section like a trapezoid where the curved sides form the parallel sides.
Med denne konstruksjon er det meget fordelaktig å fremstille borerør eller foringsrør ved hjelp av ekstrudering av aluminium med stålforsterkninger eller helt av høykvalitetsstål. Ledningsrør av andre utforminger enn de som er vist på figur 3a kan naturligvis brukes for å tilfredsstille spesielle behov. For eksempel viser figur 3b en alternativ form av flerlederrøret med en ytre og indre sidevegg 66 og 68, idet den indre sidevegg 68 igjen danner et sentralt ledningsrør 62. I denne form er imidlertid en rekke sirkulære ledningsrør 70 anbragt med mellomrom perifert rundt det sentrale ledningsrør 62 mellom innerveggen 68 og ytterveggen 66. Denne rørform kan fortrinnsvis være konstruert ved at røret stilles på enden og at hvert ledningsrør blir boret vertikalt. Figur 3c viser enda en annen versjon av flerled-ningsrøret likt figur 3b, med unntagelse av et stort rør 72, hvor ytterveggen danner den ytre sidevegg, og et mindre rør 74 danner det sentrale ledningsrør 62. Mellom det store og mindre rør 72 og 74, er det plassert flere andre enda smalere rør 76 rundt periferien. Hvert rør på figur 3c er sveist til et nærliggende rør ved rørendene. Figur 3d viser en modifisert versjon av røret på figur 3b. I røret med perifere, sirkulære ledningsrør 70, er det innsatt en sylindrisk flerkanalsinnsetning 78 som er festet ved f.eks. sveising. Innsetningen 78 omfatter en sentral, aksial kanal 80 med et antall perifere kanaler 82 som alle effektivt øker antallet ledningsrør i røret, skjønt med forminsket diameter. With this construction, it is very advantageous to produce drill pipe or casing by means of extrusion of aluminum with steel reinforcements or entirely of high-quality steel. Conduits of other designs than those shown in Figure 3a can of course be used to satisfy special needs. For example, Figure 3b shows an alternative form of the multi-conductor pipe with an outer and inner side wall 66 and 68, the inner side wall 68 again forming a central conduit pipe 62. In this form, however, a number of circular conduit pipes 70 are placed at intervals peripherally around the central conduit pipe 62 between the inner wall 68 and the outer wall 66. This pipe shape can preferably be constructed by placing the pipe on end and each conduit pipe being drilled vertically. Figure 3c shows yet another version of the multi-conductor pipe similar to figure 3b, with the exception of a large pipe 72, where the outer wall forms the outer side wall, and a smaller pipe 74 forms the central pipe 62. Between the large and smaller pipes 72 and 74 , several other even narrower tubes 76 are placed around the periphery. Each pipe in Figure 3c is welded to a nearby pipe at the pipe ends. Figure 3d shows a modified version of the tube in Figure 3b. In the pipe with peripheral, circular conduit pipes 70, a cylindrical multi-channel insert 78 is inserted which is fixed by e.g. welding. The insert 78 comprises a central axial channel 80 with a number of peripheral channels 82 all of which effectively increase the number of conduits in the tube, albeit of reduced diameter.
Det vil derfor fremgå at det er tilveiebragt et rør som er lett å fremstille, med flere uavhengige ledningsrør som strekker seg jevnt gjennom hele lengden. Det vil bli omtalt senere, måten som hvert slikt ledningsrør kan anvendes på for å optimere borings- eller produksjonsoperasjonen. It will therefore appear that a tube has been provided which is easy to manufacture, with several independent conduit tubes which extend uniformly throughout the entire length. It will be discussed later, the way in which each such conduit can be used to optimize the drilling or production operation.
Med henvisning igjen til figur 2, skjøtes flerleder-rørene som brukes som borerør, sammen ved hjelp av en gjenget koplingskrave 84. Etter sammenkoplingen vil trykket i hvert ledningsrør opprettholdes ved hjelp av en forsegling 86 og detaljene omkring denne vil også bli beskrevet nedenunder. With reference again to figure 2, the multi-conductor pipes used as drill pipe are joined together by means of a threaded coupling collar 84. After the connection, the pressure in each pipe will be maintained by means of a seal 86 and the details of this will also be described below.
Enden av borerøret 50 blir koplet til enden av borerør-et 52 ved hjelp av en differensial gjengevirkning mellom ytterrørgjengene 88 og 90 og de innvendige koplingskravegjenger 92 og 94. Dessuten har endene på hvert borerør gjenger 88 og 90 med en forskjellig høyde. For eksempel har enden av borerøret 30 vist på figur 2 fire gjenger 88 pr. 2,5 cm en gjengehøyde på 1,6) og enden av røret 52 kan ha fem gjenger 90 pr. 2,5 cm en gjengehøyde på 2). Koplingskraven 84 er gjenget på lignende måte ved at den har grovere gjenger 92 for de motsvarende gjenger på borerørets ende 50, og finere gjenger 94 (fem gjenger pr. 2,5 cm) ved den andre kraveende for å gjenges med de respektive finere gjenger i borerøret 52. Det må bemerkes at både de finere gjenger 94 og 90 og de grovere gjenger 92 og 88 på begge koplingskravene 84 og borerørene 50 og 52 har samme diameter på gjengene gjennom de respektive gjengede deler. Imidlertid er den grovere gjenge 88 ved borerørenden vist ved 50, større enn den finere gjenge 90 ved borerørenden 52. Koplingskraven 84 har lignende gjengediametere. De forskjellige gjengediametere gjør det mulig for koplingskraven 84 å skrus løs fra borerøret 50 til borerøret 52 hvor de grovere gjenger 92 på koplingskraven 84 ikke blir gjenget i de finere gjenger 90 på borerøret 32. På denne måte kan koplingskraven 84 senkes i borerøret 52 inntil den støter mot stoppflensen 96. The end of the drill pipe 50 is connected to the end of the drill pipe 52 by means of a differential threading action between the outer pipe threads 88 and 90 and the internal coupling collar threads 92 and 94. In addition, the ends of each drill pipe have threads 88 and 90 of a different height. For example, the end of the drill pipe 30 shown in Figure 2 has four threads 88 per 2.5 cm a thread height of 1.6) and the end of the tube 52 can have five threads 90 per 2.5 cm a thread height of 2). The coupling collar 84 is threaded in a similar way in that it has coarser threads 92 for the corresponding threads on the drill pipe end 50, and finer threads 94 (five threads per 2.5 cm) at the other collar end to be threaded with the respective finer threads in the drill pipe 52. It must be noted that both the finer threads 94 and 90 and the coarser threads 92 and 88 on both coupling collars 84 and the drill pipes 50 and 52 have the same diameter of the threads through the respective threaded parts. However, the coarser thread 88 at the drill pipe end shown at 50 is larger than the finer thread 90 at the drill pipe end 52. The coupling collar 84 has similar thread diameters. The different thread diameters make it possible for the coupling collar 84 to be unscrewed from the drill pipe 50 to the drill pipe 52, where the coarser threads 92 on the coupling collar 84 are not threaded into the finer threads 90 on the drill pipe 32. In this way, the coupling collar 84 can be lowered into the drill pipe 52 until it abuts the stop flange 96.
På grunn av at endene i de illustrerte borerør omfatter gjenger med forskjellig gjengehøyde for å gi en differensial-kopling, er gjengene 88 og 90 begge enten høyre- eller venstre-gjenget. Fortrinnsvis vil gjengene, når rørene koples, bare ved hjelp av koplingskraven 84, være i den retning hvor rota-sjonsvirkningen fra boringen vil føre til stramming av koplingen mellom borerørene. Typisk er gjengene høyregjenget. Det må bemerkes fra det foregående at andre ender av borerørene 50 og 52 har gjengehøyder og diametere som er motsatt de beskrevne rørender. Med andre ord har hvert rør grovere gjenger 88 i en ende og finere gjenger 90 i den andre. Because the ends of the illustrated drill pipes include threads of different thread height to provide a differential coupling, the threads 88 and 90 are both either right-hand or left-hand threaded. Preferably, when the pipes are connected, only by means of the coupling collar 84, the threads will be in the direction where the rotational effect from the drilling will lead to tightening of the connection between the drill pipes. Typically, the gangs are right-wing gangs. It must be noted from the foregoing that other ends of the drill pipes 50 and 52 have thread heights and diameters which are opposite to the described pipe ends. In other words, each tube has coarser threads 88 at one end and finer threads 90 at the other.
Koplingskraven 84 har også større diameter enn de koplede borerør slik at enhver slitasje på grunn av dreievirknin-gen mot borehullsveggen snarere vil slite på kraven 84 enn borerørene. For å oppnå dette kan borerørets koplingskrave 84 fjernes fra borerøret 52 ved å etterlate en del 98 rundt koplingskravens ende og innvendig forsenket slik at den ikke forstyrrer rørgjengene 90. Alternativt kan koplings kravens innvendige gjenger 94 strekkes til enden av kraven. Når koplingskraven 84 er blitt meget slitt, kan den derfor lett fjernes fra borerøret 52 og erstattes. Normalt, og av nedenfor nevnte grunner, blir borerør vanligvis lagret eller skipet med sine respektive koplingskraver 84 helt påskrudd borerørets ende inntil stoppflensen 96. The coupling collar 84 also has a larger diameter than the connected drill pipes, so that any wear due to the turning action against the borehole wall will rather wear on the collar 84 than the drill pipes. To achieve this, the drill pipe coupling collar 84 can be removed from the drill pipe 52 by leaving a part 98 around the end of the coupling collar and internally recessed so that it does not interfere with the pipe threads 90. Alternatively, the coupling collar's internal threads 94 can be stretched to the end of the collar. When the coupling collar 84 has become very worn, it can therefore be easily removed from the drill pipe 52 and replaced. Normally, and for reasons mentioned below, drill pipe is usually stored or shipped with its respective coupling collars 84 fully screwed onto the end of the drill pipe up to the stop flange 96.
Med henvisning til figur 2 er endene på borerørene 50 og 52 koplet sammen seg imellom før de gjengekoples for å kunne overføre rotasjonsmomentet fra et borerør til det neste. På denne måte blir momentet i borestrengen ikke overført ved hjelp av den gjengede koplingskrave 84. Derfor behøver ikke den gjengede koplingskrave 84 og rørendene konvensjonelle avsmalnende muffer og boltgjengede forbindelser for å overføre drivmomentet, noe som vil kreve kostbart gjengeverktøy. With reference to Figure 2, the ends of the drill pipes 50 and 52 are connected together before they are threaded in order to be able to transfer the rotational torque from one drill pipe to the next. In this way, the torque in the drill string is not transmitted by means of the threaded coupling collar 84. Therefore, the threaded coupling collar 84 and the pipe ends do not need conventional tapered sleeves and bolted connections to transmit the driving torque, which would require expensive threading tools.
Figur 4 viser flere drivtapper 100 mottatt i respektive drivfordypninger 102 for å danne kopling seg i mellom borerørene. Med henvisning til figur 11 som viser borerør 103 med kanaler og 105 med elektriske ledninger 110, viser tydelig drivflensene 100 på borerøret 103 og drivfordypninger 102 (med brutte linjer) på enden av borerøret 103. Festet mellom borerørene 103 og 105 er et interf oliearrangement mellom drivf lensene 100 og fordypningene 102. Figure 4 shows several drive pins 100 received in respective drive recesses 102 to form a connection between the drill pipes. Referring to Figure 11 which shows drill pipe 103 with channels and 105 with electrical leads 110, clearly shows the drive flanges 100 on the drill pipe 103 and drive recesses 102 (with broken lines) on the end of the drill pipe 103. Attached between the drill pipes 103 and 105 is an interface arrangement between the drive flanges 100 and the recesses 102.
En flens 104 på borerøret 105 og den motsvarende fordypning 106 på borerøret 103, har en annen størrelse enn de andre drivf lenser 100 og drivfordypninger 102. Især er flensen 104 en markeringsflens som, sammen med markeringsfordypningen 106, sørger for å frembringe en måte som et borerør 105 kan forbindes til et annet 103 på i en bestemt krummet eller dreibar tilpasning. Ifølge oppfinnelsen er en krummet tilpasning mellom borerørene i en streng vesentlig ettersom det er nødvendig å opprettholde tilpasningen av borerørets kanaler gjennom borestrengen. Dessuten er det enda viktigere å opprettholde en særlig krum innjustering av borestrengrørene, som 103 og 105, som en enkel kanal, benevnt som en elektrisk kanal 108, som hører elektriske ledninger 110 som kan gi signaler og kraft til følere i brønnen og signaler oppover fra følerne eller verktøyene, til overflateutstyret. Uttrykket "signaler" som er brukt her, er også ment å omfatte elektrisk kraft fra f.eks. vekselspennings- eller likespenningskilder. A flange 104 on the drill pipe 105 and the corresponding indentation 106 on the drill pipe 103 have a different size than the other drive flanges 100 and drive indentations 102. In particular, the flange 104 is a marking flange which, together with the marking indentation 106, ensures to produce a way of drill pipe 105 may be connected to another 103 in a particular curved or pivotable configuration. According to the invention, a curved fit between the drill pipes in a string is essential as it is necessary to maintain the fit of the drill pipe's channels through the drill string. Moreover, it is even more important to maintain a particularly curved alignment of the drill string pipes, such as 103 and 105, as a single channel, referred to as an electrical channel 108, which hears electrical lines 110 that can provide signals and power to sensors in the well and signals upward from the sensors or tools, to the surface equipment. The term "signals" as used herein is also intended to include electrical power from e.g. alternating voltage or direct voltage sources.
Derfor vil det fremgå at det ikke bare er nødvendig å opprettholde tilpasningen mellom de fluidbærende ledere, men også å opprettholde en særlig tilpasning siden en slik leder 108 bærer elektriske ledninger. Det må bemerkes at i de anvendelser hvor det er ønskelig å bruke hver leder i borerøret for fluider, er det bare nødvendig å ha drivflenser 100 og drivfordypninger 102 for å opprettholde tilpasningen mellom lederne, generelt, men ikke for særlige ledere. Det er også ventet at flere enn en leder vil være elektriske ledninger 110. Therefore, it will be seen that it is not only necessary to maintain the fit between the fluid-carrying conductors, but also to maintain a particular fit since such a conductor 108 carries electrical wires. It should be noted that in those applications where it is desirable to use each conductor in the drill pipe for fluids, it is only necessary to have drive flanges 100 and drive recesses 102 to maintain alignment between the conductors, generally, but not for particular conductors. It is also expected that more than one conductor will be electrical wires 110.
Som nevnt ovenfor kan denne evne med boreoperasjonen til å motta øyeblikkelige elektriske signaler fra følere i brønnen, slik som 18 og 20, og som drives i en lukket sløyfe, fortrinnsvis brukes for å modifisere prosedyrene for å optimere operasjonen. Som bemerket på figur 7-10, bærer et elektrisk ledningsrør 108 i borerøret 103, tre elektriske ledninger 110 som er samlet sammen . i en bunt 112. Bunten 112 er fortrinnsvis konstruert med et solid deksel av f.eks. Teflon- eller Kyner-materiale slik at en f riksjonsbevegelse mellom bunten 112 og innerflaten 114 i ledningsrøret 108 under boringen, ikke vil føre til elektrisk kortslutning. As mentioned above, this ability of the drilling operation to receive instantaneous electrical signals from sensors in the well, such as 18 and 20, and which are operated in a closed loop, can preferably be used to modify the procedures to optimize the operation. As noted in Figures 7-10, an electrical conduit 108 in the drill pipe 103 carries three electrical conduits 110 which are bundled together. in a bundle 112. The bundle 112 is preferably constructed with a solid cover of e.g. Teflon or Kyner material so that a frictional movement between the bundle 112 and the inner surface 114 of the conduit 108 during drilling will not lead to an electrical short circuit.
Hver elektrisk ledning 110 avsluttes ved rørenden i et koplingsstykke 116 med tre terminaler 118 og tilhørende stiftkon-takter 120. Hver elektrisk ledning 110 er loddet til en terminal 118 for dens respektive stiftkontakt 120. Koplingsstykket 116 ved hver ende av borerøret, kan sementeres eller på annen måte forsegles i det elektriske ledningsrør 108, eller festes på annen passende måte (ikke vist). Each electrical wire 110 terminates at the pipe end in a connecting piece 116 with three terminals 118 and associated pin contacts 120. Each electrical wire 110 is soldered to a terminal 118 for its respective pin contact 120. The connecting piece 116 at each end of the drill pipe can be cemented or on otherwise sealed in the electrical conduit 108, or secured in some other suitable manner (not shown).
For å opprettholde elektrisk kontinuitet liksom fluidkontinuitet mellom de respektive ledningsrør i et borerør til et annet, er en forsegling eller tetning 86 tilveiebragt som vist på figur 5. Forseglingen 86 er plan og har et tverrsnitt lik den som er vist for borerøret. Især har forseglingen 86 på figur 5 et tverrsnitt lik rørutførelsen på figur 3a og er konstruert som en paknings liknende stålplateinnsetning anbragt mellom endene av borerøret. Fra den følgende beskrivelse, vil det være godt innenfor fagmannens område å fremstille tetninger for led-ningsrøret for bruk med rørene på figur 3b-3d. Som vist på figur 5 omfatter forseglingen 86 en sentrumskanal 122 og perifere kanaler 124 anbragt med jevne mellomrom rundt periferien. I en slik kanal, er det festet en elektrisk mellomkontakt 126 som vist på figur 5-7. Mellomkontaktstykket 126 har kontakter 128 i hver ende som stif tkontaktene 120 på rørkont akt stykkene 116 kan settes i for å gi elektriske forbindelser av høy kvalitet mellom borerørene. Dessuten er hunnkontaktene 128 og stif tkontaktene 120 forgylt eller belagt med et annet passende materiale for å unngå oksidering fra brønnboringsomgivelsene. In order to maintain electrical continuity as well as fluid continuity between the respective conduit pipes in one drill pipe to another, a seal or seal 86 is provided as shown in Figure 5. The seal 86 is planar and has a cross section similar to that shown for the drill pipe. In particular, the seal 86 in Figure 5 has a cross-section similar to the pipe design in Figure 3a and is constructed as a gasket-like steel plate insert placed between the ends of the drill pipe. From the following description, it will be well within the scope of the person skilled in the art to produce seals for the conduit for use with the pipes in Figures 3b-3d. As shown in Figure 5, the seal 86 comprises a center channel 122 and peripheral channels 124 arranged at regular intervals around the periphery. In such a channel, an electrical intermediate contact 126 is attached as shown in figure 5-7. The intermediate contact piece 126 has contacts 128 at each end into which the pin contacts 120 on the pipe contact pieces 116 can be inserted to provide high quality electrical connections between the drill pipes. Also, the female contacts 128 and the male contacts 120 are gold-plated or coated with another suitable material to avoid oxidation from the wellbore environment.
Mellomkontakten 126 liksom borerørets kontaktstykker 116 kan sementeres eller på annen måte festes til for-seglingsplaten 86. Alternativt kan mellomkontakten 126 være forsynt med monteringsutstyr slik at kontakten "flyter" i forseglingen 86. Denne side vil tillate en viss sideveis bevegelse av mellomkontakten 126 inn i forseglingen for å oppta små dimensjonsforskjeller mellom de tilpassede borerør. The intermediate contact 126, like the drill pipe's contact pieces 116, can be cemented or otherwise attached to the sealing plate 86. Alternatively, the intermediate contact 126 can be provided with mounting equipment so that the contact "floats" in the seal 86. This side will allow a certain lateral movement of the intermediate contact 126 into the seal to accommodate small dimensional differences between the fitted drill pipes.
Anbringelse av forseglingen 86 og mellomkontakten 126 er forskjellig fra vanlige elektriske forbindelser i borerør. Mellomkontakten 126 har en stor praktisk fordel ved at den tillater begge borerørender å forsynes med kontaktstykker 116 av stiftkontakttype. Med dette symmetriske arrangement, vil forseglingen 86 ikke ha noen riktig side opp, men kan snarere raskt installeres med hvilken som helst ende av mellomkontakten 126 til enhver rørende. Dessuten blir fremstillingen av borerøret i eksemplet forenklet ettersom bare ett kontaktstykke 116 av stifttype, trenger å bli installert i det elektriske ledningsrør 108 i hver rørende. Placement of the seal 86 and intermediate contact 126 is different from normal electrical connections in drill pipe. The intermediate contact 126 has a great practical advantage in that it allows both drill pipe ends to be provided with contact pieces 116 of the pin contact type. With this symmetrical arrangement, the seal 86 will have no right side up, but rather can be quickly installed with either end of the intermediate connector 126 to any touching end. Also, the manufacture of the drill pipe in the example is simplified as only one pin type connector 116 needs to be installed in the electrical conduit pipe 108 at each pipe end.
Det er viktig at forseglingen 86 omfatter en tetnings-eller pakningsanordning i form av gummi eller elastomer 130 som omslutter hver av de perifer(e kanaler 124, inkludert sentrumskanalen 122. I den foretrukne form av forseglingen 86, er et spor 132 skåret i hver side av forseglingen 86 og omslutter for-seglingsnettverket rundt nærliggende perifere og sentrale kanaler 124 og 122. For å underlette fremstillingen av både forseglingen 86 og elastomerpakningen 130, er sporet 132 mellom de nærliggende kanaler felles slik at elastomerpakningen 130 kan lages i ett enkelt stykke. Når borerørene 103 og 105 koples sammen og koples fast ved hjelp av kraven 84, blir elastomerpakningen klemt fast i dens spor 132 for å danne en forsegling av høy kvalitet og sikre trykkuavhengighet mellom de respektive fluider og elektriske ledere, slik som bemerket på figur 6. Med denne for-seglingstype, kan trykkforskjeller opp mot 3500 kg/cm<2> tåles mellom nærliggende ledningsrør. Dette forseglingsarrangement har en fordel fremfor "0"-ringer eller vinkelforseglinger som bare kan motstå differensialtrykk opp mot ca. 525 kg/cm<2>. For klarhets skyld, er de elektriske koplingsstykker 116 i de elektriske rørledningsender på figur 6, utelatt. It is important that the seal 86 includes a sealing or packing device in the form of rubber or elastomer 130 which encloses each of the peripheral channels 124, including the center channel 122. In the preferred form of the seal 86, a groove 132 is cut in each side of the seal 86 and wraps the seal network around adjacent peripheral and central channels 124 and 122. To facilitate the manufacture of both the seal 86 and the elastomeric packing 130, the groove 132 between the adjacent channels is common so that the elastomeric packing 130 can be made in a single piece. the drill pipes 103 and 105 are coupled together and secured by means of the collar 84, the elastomer gasket is clamped in its groove 132 to form a high quality seal and ensure pressure independence between the respective fluids and electrical conductors, as noted in Figure 6. With with this sealing type, pressure differences of up to 3500 kg/cm<2> can be tolerated between adjacent conduits. This sealing arrangement has an advantage over "0" rings or angle seals which can only withstand differential pressure up to approx. 525 kg/cm<2>. For clarity, the electrical connectors 116 in the electrical conduit ends of Figure 6 are omitted.
En ekstra fordel med borerøret ifølge oppfinnelsen kan ses fra figur 11 hvor koplingskraven 84 er vist hvilende mot stoppf lensen 96 (ikke vist). Koplingskraven 84 har en slik lengde, at når den helt er tilbaketrukket på borerøret 105, er endekanten 134 i det minste i plan med endekantene 136 på flensene slik at disse flenser ikke lett kan brytes eller ødelegges under lagring eller håndtering. På samme måte, og for å redusere skaderisiko, har enden av det tilpassede borerør 103 en kontinuerlig sylindrisk kant 138 med driv- og markeringsfor-dypninger 102 og 106 på innsiden. På grunn av kantens 138 kontinuitet, vil enden av borerøret 105 bli mindre utsatt for skade. Dette er meget ønskelig ettersom det vil fremgå at hele borerøret kan bli ustabilt hvis flensene 100 og 104 eller fordypningene 102 og 106 blir meget skadet. An additional advantage of the drill pipe according to the invention can be seen from Figure 11 where the coupling collar 84 is shown resting against the stop flange 96 (not shown). The coupling collar 84 has such a length that when it is fully retracted on the drill pipe 105, the end edge 134 is at least flush with the end edges 136 of the flanges so that these flanges cannot be easily broken or destroyed during storage or handling. In the same way, and to reduce the risk of damage, the end of the adapted drill pipe 103 has a continuous cylindrical edge 138 with driving and marking depressions 102 and 106 on the inside. Due to the continuity of the edge 138, the end of the drill pipe 105 will be less susceptible to damage. This is very desirable as it will appear that the entire drill pipe can become unstable if the flanges 100 and 104 or the recesses 102 and 106 are badly damaged.
Ut fra det foregående, vil det fremgå at mange borerør raskt og lett kan sammenkoples i en ønsket krummet tilpasning med hver fluidkanal og elektrisk ledningsrør og samtidig opprettholde dens integritet gjennom hele borestrengen. From the foregoing, it will be apparent that many drill pipes can be quickly and easily connected in a desired curved fit with each fluid channel and electrical conduit and at the same time maintain its integrity throughout the drill string.
På figurene 12 og 13 vises overf lateutstyret for boreoperasjonen som anvendes for å sende fluider og elektriske signaler til og fra borestrengen. En løftekonstruksjon 140 som er opphengt i en kabel 142 festet til en ramme 144, holder svanehalssvivelen 12 over brønnhodet (ikke vist). Kabelløfte- og utløsningsanordninger (ikke vist) tilveiebringer større justeringer av borestrengen i brønnhullet og således grovjusteringer av borekronevekten. Sperreverkkabler 148 for drivmomentet hindrer svanehalssvivelen 12 fra å dreies sammen med det øverste borerør 130. Figures 12 and 13 show the surface equipment for the drilling operation which is used to send fluids and electrical signals to and from the drill string. A lifting structure 140 which is suspended from a cable 142 attached to a frame 144 holds the gooseneck swivel 12 above the wellhead (not shown). Cable lifting and release devices (not shown) provide greater adjustments to the drill string in the wellbore and thus rough adjustments to the bit weight. Lockout cables 148 for the driving torque prevent the gooseneck swivel 12 from turning together with the top drill pipe 130.
Fine vertikale justeringer av svanehalssvivelen 12 over brønnhodet, blir tilveiebragt ved et par hydrauliske sylindere 152 som bærer røret 134 og seksjoner av væskerør 156 for svanehalssviveien 12 til heisekonstruksjonen 140. Som det fremgår fra figur 13, har hver hydrauliske sylinder 152 et stempel 158 plassert i en delvis fluidfylt sylinder 160 for å opprettholde en ønsket borekronevekt. Hvert stempel 158 omfatter perifere forseglinger 162 for å tette hvert slikt stempel 158 mot sylinderens 160 innervegg og holde oljen over stempelet 158 vekk fra atmosfærisk trykk under stempelet 158. Den øvre del av hver hydraulisk sylinder 152 er koplet til en gass-over-olje-kilde (ikke vist) ved hjelp av slanger 164. Det vil fremgå at et høyt gasstrykk i kilden vil føre til en lettere borekronevekt. En stempelstang 166 på hver hydrauliske sylinder 132 er tilkoplet heisekonstruksjonen 140 ved hjelp av styreledd 168. Forskjellige fluider er tilkoplet svanehalssvivelen 12 gjennom høytrykksslan-gene gjennom høytrykks sl angene 170, 172, og 174 på figur 12. Høytrykksslangen 176 øverst på svanehalssvivelen gjør det mulig for fluid å bli pumpet ned eller trukket ut fra sentrumshullet i borerøret 130 Fine vertical adjustments of the gooseneck swivel 12 above the wellhead are provided by a pair of hydraulic cylinders 152 that carry the pipe 134 and sections of fluid tubing 156 for the gooseneck swivel 12 to the hoist structure 140. As can be seen from Figure 13, each hydraulic cylinder 152 has a piston 158 located in a partially fluid-filled cylinder 160 to maintain a desired bit weight. Each piston 158 includes peripheral seals 162 to seal each such piston 158 against the inner wall of the cylinder 160 and keep the oil above the piston 158 away from atmospheric pressure below the piston 158. The upper part of each hydraulic cylinder 152 is connected to a gas-over-oil- source (not shown) by means of hoses 164. It will appear that a high gas pressure in the source will lead to a lighter bit weight. A piston rod 166 on each hydraulic cylinder 132 is connected to the lift structure 140 by means of a control link 168. Various fluids are connected to the gooseneck swivel 12 through the high-pressure hoses through the high-pressure hoses 170, 172, and 174 in Figure 12. The high-pressure hose 176 at the top of the gooseneck swivel makes it possible for fluid to be pumped down or drawn out from the center hole in the drill pipe 130
I beskrivelsen og tegningene, er visse elementer felles for boreoperasjonene, slik som motoren for borestrengen, boresikringsventilen ved brønnhodet, etc, er utelatt eller bare kort beskrevet ettersom slike elementer ikke bidrar til oppfinnelsen og siden tilstedeværelsen og bruken av disse er godt kjent for fagmannen. In the description and drawings, certain elements common to the drilling operations, such as the motor for the drill string, the drilling safety valve at the wellhead, etc., have been omitted or only briefly described as such elements do not contribute to the invention and since their presence and use are well known to those skilled in the art.
Svanehalssvivelen 12 på figur 13 består hovedsakelig av en rørseksjon 154 som omfatter en røraksel 178 tilkoplet nederst til det øverste borerør 150 med en rørkrave 180, et væskerør 156 og fluidkommutator 182. En adapter 184 virker for å sammenkople fluidkommutatoren 182 og rørakselen 178. Adapteren 184 og rørakselen 178 har fluidkanaler for å sende de ønskede fluider til ledningsrør i borerøret. Måten de forskjellige fluider blir sendt til de ønskede ledningsrør i borerøret vil bli behandlet mer fullstendig nedenunder. The gooseneck swivel 12 in figure 13 mainly consists of a pipe section 154 which comprises a pipe shaft 178 connected at the bottom to the uppermost drill pipe 150 with a pipe collar 180, a fluid pipe 156 and fluid commutator 182. An adapter 184 acts to connect the fluid commutator 182 and the pipe shaft 178. The adapter 184 and the pipe shaft 178 has fluid channels for sending the desired fluids to conduit pipes in the drill pipe. The manner in which the various fluids are sent to the desired conduits in the drill pipe will be discussed more fully below.
Svanehalssvivelen 12 omfatter videre en elektrisk kommutator 186 for å opprettholde elektriske forbindelser til hver av borestrengledningene 110 mens borestrengen dreier rundt. Rørakselen 178 blir drevet ved hjelp av et drivverk 188 som er festet til rørakselen 178 via en hydraulisk eller elektrisk motor (ikke vist). Motordrivenheten er rommet i en ramme 190 hvor rørakselen 178 roterer i lagre 192, 194 og i hvilelagre 195. Passende oljetetninger er også tilveiebragt for akslene 178. The gooseneck swivel 12 further includes an electrical commutator 186 to maintain electrical connections to each of the drill string leads 110 while the drill string rotates. The pipe shaft 178 is driven by means of a drive mechanism 188 which is attached to the pipe shaft 178 via a hydraulic or electric motor (not shown). The motor drive unit is the space in a frame 190 where the tubular shaft 178 rotates in bearings 192, 194 and in rest bearings 195. Suitable oil seals are also provided for the shafts 178.
En forenklet utgave av fluidkommutatoren 182 er vist på figur 14 hvor en kommutatoraksel 196 er dreibar i en fluid-manifold 198 og omfatter høytrykkstetninger som vil bli grundig-ere beskrevet i forbindelse med figur 16. Kommutatorakselen 196 omfatter flere innløpsporter 200 og 202 som samsvarer med forskjellige fluider som eventuelt skal pumpes gjennom de forskjellige borerørledninger. For eksemplets skyld er bare to fluidkilder tilkoplet f luidkommutatoren 182. For hver innløpsport 200 og 202, er det en motsvarende fluid passasje 204 og 206 (vist stiplet) i kommutatorakselen 196 idet hver slik passasje har et utløp nederst på kommutatorakselen 196. Kommutatorakselen 196 har også et sentrumshull 208 hvor borefluidet eller lignende blir videresendt gjennom til sentrumsledningsrøret 62 i borerøret 150. A simplified version of the fluid commutator 182 is shown in Figure 14, where a commutator shaft 196 is rotatable in a fluid manifold 198 and includes high-pressure seals that will be described in more detail in connection with Figure 16. The commutator shaft 196 includes several inlet ports 200 and 202 that correspond to different fluids that may need to be pumped through the various drill pipelines. For example, only two fluid sources are connected to the fluid commutator 182. For each inlet port 200 and 202, there is a corresponding fluid passage 204 and 206 (shown dashed) in the commutator shaft 196, each such passage having an outlet at the bottom of the commutator shaft 196. The commutator shaft 196 has also a center hole 208 where the drilling fluid or the like is forwarded through to the center conduit pipe 62 in the drill pipe 150.
Adapteren 184 danner en tilpasning mellom kommutatorakselen 196 og rørakselen 178. Adapteren 184 er festet mellom kommutatorakselen og rørakselen 178 ved hjelp av en tapp 179 og fordypning 181 og låsemuttere 183. Figur 14 viser et perspektiv-riss' av den øverste del av adapteren 184 med et sentrumshull 210 i forbindelse med kommutatorakselens sentrumshull 208 og to kanaler 212 og 214 i forbindelse med kommutatorakselens kanaler 204 og 206. Figur 15 viser utformingen av bunnen av adapteren 184. I den viste utførelse av rørdelen 154, er det ønskelig å pumpe to forskjellige fluider gjennom forskjellige rørledere i borerøret. Derfor omfatter bunnen av adapteren 184 uthulte områder 216 og 218 rundt respektive kanaler 214 og 212. Med denne konstruksjon er kanal 214 plassert i fluidforbindelse med tre tilsvarende rørakselledningsrør 224 mens kanalen 212 er plassert i f luidf orbindelse f .eks. med fire andre tilsvarende rørakselled-ningsrør 222. Det gjenværende ledningsrør 226 i rørakselen 178 er plugget igjen ved hjelp av det tette område 220 på adapteren 184. The adapter 184 forms an adaptation between the commutator shaft 196 and the pipe shaft 178. The adapter 184 is fixed between the commutator shaft and the pipe shaft 178 by means of a pin 179 and recess 181 and lock nuts 183. Figure 14 shows a perspective view of the upper part of the adapter 184 with a center hole 210 in connection with the commutator shaft's center hole 208 and two channels 212 and 214 in connection with the commutator shaft's channels 204 and 206. Figure 15 shows the design of the bottom of the adapter 184. In the shown embodiment of the tube part 154, it is desirable to pump two different fluids through different pipelines in the drill pipe. Therefore, the bottom of the adapter 184 includes hollowed areas 216 and 218 around respective channels 214 and 212. With this construction, channel 214 is placed in fluid connection with three corresponding pipe shaft conduits 224 while channel 212 is placed in fluid connection e.g. with four other corresponding pipe shaft conduit pipes 222. The remaining conduit pipe 226 in the pipe shaft 178 is plugged again using the sealed area 220 on the adapter 184.
Innløpsporten 204 på kommutatorakselen 196 vil således kunne fordele en type fluid til fire nærliggende rørakselled-ningsrør 222 og således fire tilsvarende ledningsrør i borerøret. Likeledes kan innløpsporten 202 fordele et annet borefluid til tre nærliggende ledningsrør i borerøret. Det vil nå fremgå at flere adaptere kan tilveiebringes ved borestedet for å kunne fordele fluider fra et antall fluidkilder til et antall led-ningsrør i borerøret. Dette oppnås ved forskjellige utforminger av det uthulte område innenfor eller områder på undersiden av adapteren 184. The inlet port 204 on the commutator shaft 196 will thus be able to distribute one type of fluid to four nearby pipe shaft conduits 222 and thus four corresponding conduits in the drill pipe. Likewise, the inlet port 202 can distribute another drilling fluid to three nearby conduit pipes in the drill pipe. It will now appear that several adapters can be provided at the drilling site in order to be able to distribute fluids from a number of fluid sources to a number of conduit pipes in the drill pipe. This is achieved by different designs of the hollowed out area within or areas on the underside of the adapter 184.
Dessuten vil det fremgå for boreoperatørene at flere enn to fluidkilder med forskjellig trykk, kan brukes for å optimere boreoperasjonen. I det tilfelle vil det fremgå fra beskrivelsen den måte som tre eller fire innløpsportkommutatorer kan utvikles på for å fordele et lignende antall forskjellige fluider til borerørets ledningsrør. Furthermore, it will be clear to the drilling operators that more than two fluid sources with different pressures can be used to optimize the drilling operation. In that case, it will be apparent from the description the manner in which three or four inlet port commutators can be developed to distribute a similar number of different fluids to the drill pipe conduit.
Mer detaljert er det vist på figur 14 og 16 fluidmanifolden 198 med innløpskanaler 230 og 232 tilkoplet på utsiden til respektive fluidkilder og på innsiden av kommutatorakselens innløpsporter 200 og 202 ved hjelp av ringformede spor 234 og 236. Innløpsporten 200 er derfor i kontinuerlig forbindelse med fluidet ettersom det dreier rundt inne i sitt respektive ringformede spor 234. Likeledes er innløpsporten 202 i kontinuerlig forbindelse med et annet fluid ved hjelp av sitt ringformede spor 236. In more detail, figures 14 and 16 show the fluid manifold 198 with inlet channels 230 and 232 connected on the outside to respective fluid sources and on the inside of the commutator shaft inlet ports 200 and 202 by means of annular grooves 234 and 236. The inlet port 200 is therefore in continuous connection with the fluid as it rotates within its respective annular groove 234. Likewise, the inlet port 202 is in continuous communication with another fluid by means of its annular groove 236.
På grunn av at kommutatoren 182 er utsatt for fluid-trykk som bare begrenses av styrken i forbindelsesslangene 170-174 (figur 12), må en spesiell ordning tilveiebringes for å bibeholde en tetning mellom de ringformede spor 234 og 236 og den roterende kommutatoraksel 196. Høytrykksforseglingen er tydeligere vist på figur 16 og brukes i f luidkommutatoren 182 i svanehalssvivelen 12 slik at forskjellige høytrykksfluider kan brukes for å underlette boreoperasjonen i brønnen. Ytterflaten på kommutatorakselen 196 er forsynt med et keramisk materiale 240 som gir en varig og solid lagringsflate for akselen 196 i fluidmanifolden 198. Because the commutator 182 is subject to fluid pressure limited only by the strength of the connecting hoses 170-174 (Figure 12), a special arrangement must be provided to maintain a seal between the annular grooves 234 and 236 and the rotating commutator shaft 196. The high-pressure seal is more clearly shown in Figure 16 and is used in the fluid commutator 182 in the gooseneck swivel 12 so that different high-pressure fluids can be used to facilitate the drilling operation in the well. The outer surface of the commutator shaft 196 is provided with a ceramic material 240 which provides a durable and solid bearing surface for the shaft 196 in the fluid manifold 198.
Rundt hvert ringformede spor 234 og 236 er høytrykks-tetningsringer 242 som forsegler fluidmanifolden 198 til den keramiske flate 240 på kommutatorakselen 196. Lavtrykksfor-seglinger 243 er anbragt på motsatte ender av akselen 196. For å motvirke det høye trykk som utvirkes på den ene side av høytrykksforseglingen 242, er et annet høytrykksstyrefluid anvendt på den motsatte side av høytrykksforseglingen 242. På denne måte blir dif f erensial trykket på hver side av høytrykksfor-seglingen 242 redusert, og sannsynligheten for trykkutblåsninger blir også redusert. Følgelig er fluidinnløpsporter for høytrykk tilveiebragt slik som vist på figur 16 for tilførsel av et fluid under høyt trykk til den ene side av høytrykksforseglingsringen 242 for å utjevne trykket på den andre side av høytrykksfor-seglingsringene 242 som kommer fra høytrykksborefluider som pumpes ned gjennom ledningsrørene i borerøret. Et antall lavtrykksforseglede fluidutløpsporter 246 er blitt tilveiebragt for å returnere lekkende trykkstyrefluid som utjevner høytrykks-forseglingene 242, tilbake til et reservoar (ikke vist). Surrounding each annular groove 234 and 236 are high pressure sealing rings 242 which seal the fluid manifold 198 to the ceramic flat 240 on the commutator shaft 196. Low pressure seals 243 are located on opposite ends of the shaft 196. To counteract the high pressure exerted on one side of the high-pressure seal 242, another high-pressure control fluid is used on the opposite side of the high-pressure seal 242. In this way, the differential pressure on each side of the high-pressure seal 242 is reduced, and the probability of pressure blowouts is also reduced. Accordingly, high pressure fluid inlet ports are provided as shown in Figure 16 for supplying a fluid under high pressure to one side of the high pressure seal ring 242 to equalize the pressure on the other side of the high pressure seal rings 242 coming from high pressure drilling fluids pumped down through the conduits in the drill pipe. A number of low-pressure sealed fluid outlet ports 246 are provided to return leaking pressure control fluid equalizing the high-pressure seals 242 back to a reservoir (not shown).
Uten å gjenta detaljene for høytrykksforsegling, kan sentrumshullet 208 i kommutatorakselen 196 forsegles ved hjelp av samme høytrykksteknikk som nevnt ovenfor. Without repeating the details of high pressure sealing, the center hole 208 in the commutator shaft 196 can be sealed using the same high pressure technique as mentioned above.
Det vil fremgå at oppfinnelsen ifølge beskrivelsen ovenfor, vil gi boreoperatøren mulighet for selektiv innsprøyt-ning av et forskjellig antall trykkfluider med meget høyt differensialtrykk i et hvilket som helst antall ledningsrør i borerøret og anvende fluidene på utstyr i brønnen, f.eks. for å rense eller avkjøle borekroner, lufting av borefluidet eller å hjelpe med kavitasjon eller utgraving av formasjonen, eller for å utføre alle operasjonene samtidig. It will appear that the invention, according to the description above, will give the drilling operator the opportunity to selectively inject a different number of pressure fluids with very high differential pressure into any number of conduit pipes in the drill pipe and use the fluids on equipment in the well, e.g. to clean or cool drill bits, aerate the drilling fluid or to assist with cavitation or excavation of the formation, or to perform all operations simultaneously.
En elektrisk kommutator som generelt er benevnt 186 på figur 17, gir kontinuitet for de elektriske forbindelser mellom de roterende ledninger 110 i borerøret og overvåkingsutstyret 22 på overflaten. Borerørets elektriske ledninger 110 er koplet fra det øverste borerøret 150 og gjennom et tilsvarende koplingsstykke (ikke vist) ved bunnen av rørakselen 178. Elektriske ledninger i rørakselen 178 er også tilkoplet ved hjelp av et koplingsstykke 250 i den øverste ende og er endelig tilkoplet et koplingsstykke 252 på figur 17. Som vist som eksempel her, er fire elektriske ledninger innført gjennom borerørene 150. Fire tilsvarende koplingsstykker 254, 256, 258 og 260 er festet til en tilkop-lingsblokk 262. Fra tilkoplingsblokken 262 er hver av de fire ledere tilkoplet en respektiv slepering 264, 266, 268 og 270. Sleperingene er laget av messing eller annet passende elektrisk ledende materiale, og er festet til rørakselen 178 og dreier således med denne aksel. An electrical commutator generally designated 186 in Figure 17 provides continuity for the electrical connections between the rotating leads 110 in the drill pipe and the monitoring equipment 22 on the surface. The drill pipe's electrical wires 110 are connected from the uppermost drill pipe 150 and through a corresponding coupling piece (not shown) at the bottom of the pipe shaft 178. Electrical wires in the pipe shaft 178 are also connected by means of a coupling piece 250 at the top end and are finally connected to a coupling piece 252 in Figure 17. As shown as an example here, four electrical wires are introduced through the drill pipes 150. Four corresponding connection pieces 254, 256, 258 and 260 are attached to a connection block 262. From the connection block 262, each of the four conductors is connected to a respective slip rings 264, 266, 268 and 270. The slip rings are made of brass or other suitable electrically conductive material, and are attached to the pipe shaft 178 and thus rotate with this shaft.
De elektriske signaler som bæres av de respektive ledninger 110 fra følere i brønnen er således tilstede på hver av de respektive roterende sleperinger 264-270. Fire børster 272, 274, 276 og 278 blir holdt sammenpresset mot de respektive sleperinger for å gi en pålitelig elektrisk kontakt. Børstene er stasjonære og er presset mot de respektive sleperinger ved hjelp av børsteholdere slik som vist ved referansenummeret 280. Børsteholderne er festet i en blokk 282 som i sin tur er festet til svanehalssvivelens ramme. Inne i blokken 282 er separate ledere slik som 284 tilkoplet børster 278 for å bære de elektriske signaler til overvåkningsutstyret. Den elektriske kommutator 186 er dekket av et beskyttelsesdeksel (ikke vist) for å unngå at sleperingene kommer i kontakt med brønnboringsomgivel-sene. The electrical signals carried by the respective lines 110 from sensors in the well are thus present on each of the respective rotating slip rings 264-270. Four brushes 272, 274, 276 and 278 are held compressed against the respective slip rings to provide reliable electrical contact. The brushes are stationary and are pressed against the respective slip rings by means of brush holders as shown by reference number 280. The brush holders are fixed in a block 282 which in turn is fixed to the frame of the gooseneck swivel. Inside the block 282 are separate conductors such as 284 connected to brushes 278 to carry the electrical signals to the monitoring equipment. The electrical commutator 186 is covered by a protective cover (not shown) to prevent the slip rings from contacting the wellbore surroundings.
Det vil derfor fremgå at oppfinnelsen tilveiebringer et antall elektriske ledninger 110 gjennom borestrengen til utstyr i brønnen. De elektriske signaler fra utstyret i brønnen blir øyeblikkelig tilgjengelig for overvåkingsutstyret 22 på overflaten, for oppfølging. It will therefore appear that the invention provides a number of electrical wires 110 through the drill string to equipment in the well. The electrical signals from the equipment in the well are immediately available to the monitoring equipment 22 on the surface, for follow-up.
På figur 18 og 19 er det vist et overgangsstykke 286 som er ideelt tilpasset for å virke i forbindelse med det forbedrede borerør for å utvide dets anvendelighet. Overgangsstykket 286 er en kort del av borerøret med kravekoplinger som beskrevet ovenfor, og med en anordning for følerutstyr som generelt er benevnt 288. Tre følere er vist, en trykkføler 290, en pH-føler 20 og en temperaturføler 18. In Figures 18 and 19, an adapter 286 is shown which is ideally adapted to work in conjunction with the improved drill pipe to extend its utility. The transition piece 286 is a short section of drill pipe with collar connections as described above, and with a sensor equipment arrangement generally designated 288. Three sensors are shown, a pressure sensor 290, a pH sensor 20 and a temperature sensor 18.
Hver føler er elektrisk drevet og er således tilkoplet telemetri- eller transduktorutstyr 292 for konvertering av følerens fysiske innganger til elektriske signaler for overføring til overvåkingsutstyret på overflaten. Som vist er telemetriutstyret 292 tilkoplet den elektriske ledningsbunt 112 som strekker seg oppover i borestrengen til sleperingene. Ledningsbunten 112 er anbragt i det elektriske ledningsrør 108. Each sensor is electrically powered and is thus connected to telemetry or transducer equipment 292 for converting the sensor's physical inputs into electrical signals for transmission to the monitoring equipment on the surface. As shown, the telemetry equipment 292 is connected to the electrical wire bundle 112 which extends up the drill string to the drag rings. The wire bundle 112 is placed in the electrical conduit 108.
På grunn av at det kan være utilstrekkelig plass i det elektriske ledningsrør 108 for følere og telemetriutstyr, er en del av fluidledningsrøret 294 blokkert ved hjelp av separatorer 296 og 298. En kanal 297 forbinder den blokkerte del 303 med det elektriske ledningsrør 108 slik at elektriske ledninger 110 kan føres fra det elektriske ledningsrør 108 til telemetriutstyret 292 plassert i den blokkerte del 303. En tilgangs- og monterings-plate er montert i en åpning 302 i den blokkerte del 303 i fluidledningsrøret 294. Monteringsplaten 300 sammen med en pakning 304 er festet ved hjelp av skruer 306 til veggen i overgangsstykket. En vanlig gummipakning 304 er tilstrekkelig ettersom det blokkerte ledningsrør 303 ikke er utsatt for store trykk. Because there may be insufficient space in the electrical conduit 108 for sensors and telemetry equipment, a portion of the fluid conduit 294 is blocked by separators 296 and 298. A channel 297 connects the blocked portion 303 to the electrical conduit 108 so that electrical wires 110 can be led from the electrical conduit 108 to the telemetry equipment 292 located in the blocked part 303. An access and mounting plate is mounted in an opening 302 in the blocked part 303 in the fluid conduit 294. The mounting plate 300 together with a gasket 304 is fixed by means of screws 306 to the wall in the transition piece. An ordinary rubber gasket 304 is sufficient as the blocked conduit 303 is not exposed to large pressures.
Flere krysningsåpninger 308 er dannet i ledningsrør-deleren 310 for å gjøre det mulig for fluidet fra den øvre del av ledningsrøret 294 å bli omdirigert gjennom fluidledningsrøret 312 rundt den blokkerte ledningsrørdel 303 og tilbake til den nedre del av ledningsrøret 294. Several crossover openings 308 are formed in the conduit divider 310 to enable the fluid from the upper portion of the conduit 294 to be redirected through the fluid conduit 312 around the blocked conduit portion 303 and back to the lower portion of the conduit 294.
For å redusere det hydrostatiske trykk ved borestedet er det vanlig å lufte borefluidet. Følgelig er det tilveiebragt f.eks. overgangsstykker 286 med ytre lufteåpninger 314 for lufting av borefluidet i ringen 44 i brønnhullet og innvendige luf teåpninger 316 for å lufte borefluidet i sentrumsledningsrøret 318. Som det fremgår fra figur 19, for å tilveiebringe innvendig og utvendig lufting, er f luidledningsrør 320 og 322 som er tilkoplet hhv sentrumsledningsrøret 318 og brønnhullets ring, ved hjelp av de nevnte åpninger, forsynt med gass under trykk, som f.eks. nitrogen. Det vil fremgå at et enkelt overgangsstykke 286 ikke normalt omfatter alle egenskaper som i det viste stykke. Dessuten kan spesielle borerør av den ovennevnte type forsynes med en eller flere av de egenskaper som er beskrevet i forbindelse med overgangsstykket 286. In order to reduce the hydrostatic pressure at the drilling site, it is common to aerate the drilling fluid. Consequently, it is provided e.g. transition pieces 286 with external vent openings 314 for venting the drilling fluid in the annulus 44 in the wellbore and internal vent openings 316 for venting the drilling fluid in the center conduit pipe 318. As can be seen from Figure 19, to provide internal and external venting, fluid conduit pipes 320 and 322 are are connected respectively to the central conduit pipe 318 and the well bore's ring, by means of the aforementioned openings, supplied with gas under pressure, which e.g. nitrogen. It will be seen that a single transition piece 286 does not normally include all properties as in the piece shown. In addition, special drill pipes of the above-mentioned type can be provided with one or more of the properties described in connection with the transition piece 286.
Patroner 324 og 326 gir beskyttelse for følerne mot skade enten under lagring eller når de brukes i brønnen. Patronen 324 virker også som en stopper for koplingskraven 84. Cartridges 324 and 326 provide protection for the sensors against damage either during storage or when they are used in the well. The cartridge 324 also acts as a stopper for the coupling collar 84.
Overgangsstykket 286 danner derfor en anordning for montering av formasjonsfølere i borestrengen og likevel tillates fluidstrøm i hver fluidledningsrør. Når overgangsstykket 286 brukes må derfor det samme fluid pumpes inn i ledningsrør 294 og 312 siden slike ledningsrør er plassert 1 fluidforbindelse med åpningene 308. The transition piece 286 therefore forms a device for mounting formation sensors in the drill string and still allows fluid flow in each fluid conduit pipe. When the transition piece 286 is used, the same fluid must therefore be pumped into conduits 294 and 312 since such conduits are placed in fluid connection with the openings 308.
En ringformet akkumulator 46 er vist på figur 20. Dette utstyr muliggjør selektiv mekanisk justering av brønnhullets hydrostatiske trykk for forbedret brønnhullsintegritet og gjør det mulig å utføre kontinuerlig justeringer etter hvert som forskjellige geo-trykk oppstår. Især hindrer dette utstyr at det kan oppstå noe som kan føre til en ødeleggende og kostbar utblåsning i brønnen. Normalt vil overdreven oppbygning av trykk i brønnen motvirkes ved å øke boreslammets tetthet i ringen 44 i brønnhullet. I tilfellet hvor trykk bygges opp for raskt, eller hvis boreoperatørene ikke er oppmerksomme på en slik trykkøkning, kan boreslammets tetthet ikke forandres raskt nok til å unngå en utblåsing. An annular accumulator 46 is shown in Figure 20. This equipment enables selective mechanical adjustment of wellbore hydrostatic pressure for improved wellbore integrity and enables continuous adjustments to be made as different geo-pressures occur. In particular, this equipment prevents something from occurring that could lead to a destructive and costly blowout in the well. Normally, excessive build-up of pressure in the well will be counteracted by increasing the density of the drilling mud in the ring 44 in the wellbore. In the case where pressure builds up too quickly, or if the drilling operators are not aware of such a pressure increase, the density of the drilling mud cannot change quickly enough to avoid a blowout.
Den ringformede akkumulator 46 løser dette problem ved å gjøre det mulig å forandre den effektive tetthet i boreslammet 327 hurtig ved å anvende trykk på dette i brønnhullets ring 44. Den ringformede akkumulator 46 omfatter et reservoar 328 tilkoplet brønnhullets ring 44 gjennom passende tilkopling 330. En dreiende toppdel 331 danner en ringformet forsegling rundt borerøret for å danne et lukket system. The annular accumulator 46 solves this problem by making it possible to change the effective density of the drilling mud 327 quickly by applying pressure to it in the wellbore ring 44. The annular accumulator 46 comprises a reservoir 328 connected to the wellbore ring 44 through suitable connection 330. rotating top part 331 forms an annular seal around the drill pipe to form a closed system.
Reservoaret 328 omfatter en fleksibel membran 332 som skiller boreslammet 327 fra trykkgassen 334 ovenfor. Det vil fremgå at en økning i gasstrykket på membranen 332 og således på boret og slammet 327, vil den effektive slamtetthet økes. En gasspumpe 336 komprimerer en gass i en forsyningstank 338 med relativt stort volum, slik at gasstrykket 334 i akkumulatorreservoaret 328 raskt kan økes etter behov. En regulator 340 er justerbar og muliggjør regulering av gassen 334 mellom for-syningstanken 338 og akkumulatorreservoaret 328. Ved et tegn på at trykket må justeres, kan således regulatoren 340 åpnes for å øke gasstrykket på boreslammet 327 og således øke dets effektive tetthet. The reservoir 328 comprises a flexible membrane 332 which separates the drilling mud 327 from the pressurized gas 334 above. It will be seen that an increase in the gas pressure on the membrane 332 and thus on the drill bit and the mud 327, the effective mud density will be increased. A gas pump 336 compresses a gas in a supply tank 338 with a relatively large volume, so that the gas pressure 334 in the accumulator reservoir 328 can be quickly increased as needed. A regulator 340 is adjustable and enables regulation of the gas 334 between the supply tank 338 and the accumulator reservoir 328. At a sign that the pressure needs to be adjusted, the regulator 340 can thus be opened to increase the gas pressure on the drilling mud 327 and thus increase its effective density.
Ifølge en viktig side ved oppfinnelsen, kan regulatoren 340 automatisk justeres og tilkoples en trykkovervåker 342 på overflaten for automatisk justering av trykket i akkumulatorreservoaret 328 ved øyeblikkelige trykkforandringer avfølt i brønnen av trykkføleren 290. Gjennom det lukkede sløyfesystem kan derfor overhengende fare for utblåsning oppdages tidlig og unngås ved hjelp av oppfinnelsen. Dessuten kan trykkovervåkeren 342 anvendes for å sette i gang driften av pumpen 42 for å holde fluidnivåene i brønnen i ønsket størrelse. According to an important aspect of the invention, the regulator 340 can be automatically adjusted and connected to a pressure monitor 342 on the surface for automatic adjustment of the pressure in the accumulator reservoir 328 in the event of instantaneous pressure changes sensed in the well by the pressure sensor 290. Through the closed loop system, imminent danger of blowout can therefore be detected early and is avoided by means of the invention. In addition, the pressure monitor 342 can be used to initiate the operation of the pump 42 to keep the fluid levels in the well at the desired level.
En forbedret borefremgangsmåte med bruk av et slikt utstyr som beskrevet ovenfor, vil nå bli beskrevet. På figur 21-23 er det vist et forstørret borerør og brønnhull som bruker An improved drilling method using such equipment as described above will now be described. Figures 21-23 show an enlarged drill pipe and borehole that is used
de forskjellige sider ved oppfinnelsen. the different aspects of the invention.
På figur 21 er det vist en borefremgangsmåte som bruker en væske 344 slik som borefluid med en første tetthet, pumpet ned i brønnen i ett eller flere ledningsrør 346 for å underlette fjerning av formasjonsbiter 347 fra borekronen 348 ved hjelp av en strålevirkning med høy hastighet. Bitene 347 som svever i boreslammet blir båret oppover i brønnhullets ring 44 til overflaten. Borefluidet 344 blir også pumpet ned i brønnen i andre ledningsrør 352. I disse ledningsrør 352 er borefluidet 344 under betydelig større trykk enn i ledningsrørene 346 og blir rettet mot borekronens borebane 354 for å erodere formasjonen og/eller raskt fjerne bitene 347 ut av borebanen 354. Borefluidet 356 som har en annen tetthet, kan pumpes ned i borerørets sentrumsledningsrør 358 i store mengder og kan, ved borekronens område 348, blandes med borefluidet 334 idet denne blanding blir tvunget oppover i brønnhullets ring 44 sammen med formasjonsbiter 347. Figure 21 shows a drilling method that uses a fluid 344 such as drilling fluid with a first density, pumped down the well in one or more conduit pipes 346 to facilitate the removal of formation pieces 347 from the drill bit 348 by means of a high velocity jet action. The bits 347 floating in the drilling mud are carried upwards in the borehole ring 44 to the surface. The drilling fluid 344 is also pumped down into the well in other conduit pipes 352. In these conduit pipes 352, the drilling fluid 344 is under significantly greater pressure than in the conduit pipes 346 and is directed towards the drill bit's drill path 354 to erode the formation and/or quickly remove the pieces 347 out of the drill path 354 The drilling fluid 356, which has a different density, can be pumped down into the drill pipe's center conduit pipe 358 in large quantities and can, at the drill bit area 348, be mixed with the drilling fluid 334 as this mixture is forced upwards into the wellbore ring 44 together with formation bits 347.
På grunn av dette flerlederborerør, kan boreoperatører for første gang være i stand til, uavhengig og samtidig, å pumpe borefluid ned i brønnen med et tilstrekkelig trykk for å rense avskjæringer fra borekronen og borebanen, og pumpe et borefluid ved et meget høyt trykk for å erodere formasjonen og samtidig pumpe enda et borefluid i store mengder og lavt trykk ned i brønnen for å tvinge de avskårede biter oppover i brønnhullets ringåpning. Because of this multi-conductor drill pipe, drilling operators may for the first time be able to, independently and simultaneously, pump drilling fluid down the well at sufficient pressure to clean cuttings from the drill bit and the drill string, and pump a drilling fluid at a very high pressure to erode the formation and at the same time pump another drilling fluid in large quantities and at low pressure down the well to force the cut pieces up into the borehole annulus.
Boreoperasjonen vist på figur 22 er lik figur 21, men omfatter dessuten en type overgangsstykke 360 hvor gass under trykk 362, blir pumpet gjennom utvendige lufteåpninger 314 i brønnhullets ringåpning 44 for å lufte borefluidet av blandet tetthet og derved redusere dets effektive tetthet. Sagt på en annen måte, vil denne lufting redusere det hydrostatiske trykk rundt borekronens område 348. Det vil fremgå at borefluidets tetthet mellom luftingen i dette eksempel og trykket som utvirkes på borefluidet av den ringformede akkumulator 46, kan forandres hurtig og innenfor et stort område. The drilling operation shown in Figure 22 is similar to Figure 21, but also includes a type of transition piece 360 where gas under pressure 362 is pumped through external air vents 314 in the borehole annulus 44 to aerate the mixed density drilling fluid and thereby reduce its effective density. Put another way, this aeration will reduce the hydrostatic pressure around the drill bit area 348. It will be seen that the density of the drilling fluid between the aeration in this example and the pressure exerted on the drilling fluid by the annular accumulator 46 can change quickly and within a large range.
Figur 23 viser en kjerneoperasjon, hvor høytrykks-borefluid 344 anvendes på borekronens område 348 gjennom visse ledningsrør 346 og 353, og via stråler (ikke vist), og sirkuleres andre veien oppover med formasjonsbitene 347 gjennom sentrumsled-ningsrøret 358 i borerøret. Dessuten vil den motsatte sirkulasjon av borefluidet 344 forbedres ved lufting i form av komprimert gass 362 som pumpes ned i f luidledningsrøret 364 og ut i sentrumsledningsrøret 358 gjennom innvendige luftningsåpninger 316. Fluider kan alternativt innsprøytes i den ytre ring i borerøret for passende justeringer av det ytre område. Figure 23 shows a core operation, where high-pressure drilling fluid 344 is applied to the drill bit area 348 through certain conduits 346 and 353, and via jets (not shown), and is circulated the other way up with the formation bits 347 through the center conduit 358 in the drill pipe. Also, the opposite circulation of the drilling fluid 344 will be improved by aeration in the form of compressed gas 362 which is pumped down the fluid conduit 364 and out into the center conduit 358 through internal vent openings 316. Alternatively, fluids can be injected into the outer ring of the drill pipe for appropriate adjustments of the outer area .
Det vil også fremgå at utformingen på figur 23 kan modifiseres ved å anvende borekronen 14 på figur 21. I denne utførelse vil bitstørrelsen reduseres for å effektivisere den pneumatiske overføring opp mot overflaten. It will also appear that the design in Figure 23 can be modified by using the drill bit 14 in Figure 21. In this embodiment, the bit size will be reduced to make the pneumatic transmission up to the surface more efficient.
Et forbedret boreutstyr og fremgangsmåte er således blitt beskrevet. Det vil fremgå at mange forskjellige sider og egenskaper som er beskrevet ovenfor kan kombineres for ytterligere å forbedre boreoperasjonen. For eksempel kan andre følere enn de som er beskrevet, monteres til borerøret for å avføle ønskede formasjonsdata, som f.eks. trykkfølere som beskrevet, og koples til overflateutstyret for å modifisere boreoperasjonen. Et slikt lukket sløyfesystem eliminerer tiltak av operatørene noe som kan føre til forsinkelser etter mottakelsen av informasjonen, eller ingen tiltak i det hele tatt. Dessuten kan et slikt lukket sløyfesystem muliggjøre kontinuerlige justeringer uansett størrelse, av boreoperasjonen for å optimere systemets effektivitet. An improved drilling equipment and method has thus been described. It will be seen that many different aspects and features described above can be combined to further improve the drilling operation. For example, sensors other than those described can be fitted to the drill pipe to sense desired formation data, such as e.g. pressure sensors as described, and are connected to the surface equipment to modify the drilling operation. Such a closed loop system eliminates action by the operators which can lead to delays after receiving the information, or no action at all. Moreover, such a closed loop system can enable continuous adjustments, regardless of size, of the drilling operation to optimize the system's efficiency.
Ved en viktig side av oppfinnelsen, vil de funksjoner: (1) opprettholde den kjemiske og trykkmessige helhet i brønnhul-let, (2) sirkulering av biter ut av hullet og (3) hjelpe med skjæring eller erodering av formasjonen, kunne isoleres og derfor manipuleres og styres uavhengig av hverandre. Oppfinnelsen kan således bruke et flertall og separate fluider og kombinasjoner av disse for å utføre de tre funksjoner ovenfor. Denne mulighet står i motsetning til kjent teknikk hvor de tre ovennevnte funksjoner ikke kan isoleres og manipuleres eller styres uavhengig av hverandre. In an important aspect of the invention, the functions: (1) maintaining the chemical and pressure integrity of the wellbore, (2) circulating bits out of the hole and (3) assisting with cutting or eroding the formation, can be isolated and therefore manipulated and controlled independently of each other. The invention can thus use a plurality and separate fluids and combinations of these to perform the three functions above. This possibility stands in contrast to known technology where the three above-mentioned functions cannot be isolated and manipulated or controlled independently of each other.
Et annet hovedformål med oppfinnelsen er anbringelse av et foringsrør med et flertall rørledere. Anbringelse av et flerledningsforingsrør medfører et antall fordeler slik som nevnt ovenfor i forbindelse med borerørene. Another main purpose of the invention is the placement of a casing with a plurality of pipelines. Placing a multi-line casing entails a number of advantages as mentioned above in connection with the drill pipes.
Det vil fremgå for fagmannen at selv etter at en brønn har nådd produksjonstadiet, må en høyt utviklet timeplan for brønnledelsen iverksettes for å sikre at brønnen produserer under maksimal effektivitet. Hele produksjonsledelsen av en brønn har hittil vært begrenset av den mengde informasjon som kan oppsamles fra brønnen for enten å forandre brønnhullsforholdene for å forbedre effektiviteten, eller å forandre pumpeoperasjonen ved overflaten i et forsøk på å forbedre den totale effektivitet. Ved transmisjon av flere fluider og elektriske signaler, kan et meget effektivt lukket sløyfebrønnproduksjonssystem også oppnåes som er svært likt den ovennevnte brønnboreoperasjon. It will be apparent to the person skilled in the art that even after a well has reached the production stage, a highly developed schedule for well management must be implemented to ensure that the well produces below maximum efficiency. The entire production management of a well has thus far been limited by the amount of information that can be gathered from the well to either change the wellbore conditions to improve efficiency, or to change the pumping operation at the surface in an attempt to improve overall efficiency. By transmitting multiple fluids and electrical signals, a highly efficient closed loop well production system can also be achieved which is very similar to the above well drilling operation.
Blant de ting som må behandles i et høyt utviklet produksjonssystem er forholdene i brønnen som angår sonetrykk og temperaturer, strømningshastigheter, fluidviskositeter og tetthet, fluid pH-nivåer, etc. Det er fordelaktig å overvåke disse og andre parametre for å styre overflateoperasjonene for f.eks. å kontrollere gasstrykket som blåses ned i brønnen for å minske det hydrostatiske trykk og innsprøytning av oppløsninger eller løsninger i brønnen for å bryte opp oljen eller å justere pH-nivået. Andre oppløsninger kan samtidig pumpes ned i brønnen for ytterligere å påvirke formasjonen slik at mer olje eller lignende utløses. Andre anvendelser kan kreve bruk av innsprøyt-ning av en alkoholoppløsning eller et anti-frostmiddel i brønnen for å hindre for lave temperaturer pga at de lave temperaturer minsker gasstrømmens virkning. Among the things that must be dealt with in a highly developed production system are the conditions in the well concerning zone pressures and temperatures, flow rates, fluid viscosities and densities, fluid pH levels, etc. It is advantageous to monitor these and other parameters to control the surface operations for e.g. e.g. controlling the gas pressure that is blown down the well to reduce the hydrostatic pressure and injecting solutions or solutions into the well to break up the oil or to adjust the pH level. Other solutions can be simultaneously pumped down the well to further influence the formation so that more oil or the like is released. Other applications may require the use of injecting an alcohol solution or an anti-freeze agent into the well to prevent too low temperatures because the low temperatures reduce the effect of the gas flow.
Fra det ovennevnte vil det fremgå at det er meget ønskelig samtidig å pumpe flere væsker ned i brønnen og overvåke flere parametre i brønnen. Ifølge oppfinnelsen viser figur 24 og 25 et flerledningsforingsrør 366 som kan anvendes for å overvinne ulempene som tidligere knyttet seg til foringsrør i brønner. De generelle egenskaper i brønnforingsrøret 366 og anordningen for tilkopling av foringsrørene for å danne en streng, er den samme som beskrevet ovenfor i forbindelse med borerør. På grunn av at flere ledningsrør i foringsrøret 366 også kan bære høytrykks-fluider, vil en tetning eller forsegling 86 (figur 27) som kan sammenlignes med forseglingen på figur 5, sikre trykkhelheten mellom ledningsrørenden i foringsrøret 366. From the above, it will appear that it is very desirable to simultaneously pump several liquids into the well and monitor several parameters in the well. According to the invention, Figures 24 and 25 show a multiline casing 366 which can be used to overcome the disadvantages previously associated with casing in wells. The general characteristics of the well casing 366 and the device for connecting the casings to form a string are the same as described above in connection with drill pipe. Due to the fact that several conduits in the casing 366 can also carry high pressure fluids, a seal or seal 86 (Figure 27) which can be compared to the seal in Figure 5, will ensure pressure integrity between the conduit ends in the casing 366.
Især viser figur 25 et tverrsnitt av foringsrøret 366 med et sentrumshull 370, flere fluidledningsrør 372 og elektrisk ledningsrør 374 som inneholder flere telemetriledninger 376. Hver telemetriledning 376 er tilkoplet elektriske ledningsrørender og er ført sammen gjennom mellomkoplingsstykket 126 på forseglingen 86 til motsvarende telemetriledninger i andre foringsrørseksjoner i strengen. Det må bemerkes at flerledningsforingsrøret 366 på figur 25 er generelt det samme som flerledningsborerøret på figur 3b, bortsett fra at fåringsrørets rørform har noe større tverrsnitt for å passe i brønnhullet. Dessuten er sentrumshullet 370 noe større for å romme den større mengde produksjonsfluid som pumpes opp. In particular, Figure 25 shows a cross-section of the casing 366 with a central hole 370, several fluid conduits 372 and electrical conduit 374 containing several telemetry conduits 376. Each telemetry conduit 376 is connected to electrical conduit ends and is connected through the intermediate connector 126 on the seal 86 to corresponding telemetry conduits in other casing sections in the string. It should be noted that the multiline casing 366 of Figure 25 is generally the same as the multiline drill pipe of Figure 3b, except that the casing pipe has a slightly larger cross-section to fit in the wellbore. In addition, the center hole 370 is somewhat larger to accommodate the larger amount of production fluid that is pumped up.
Med henvisning til figur 24 er det øverste foringsrør 366 koplet ved hjelp av en krave 84 til en brønntopphette som er vist med henvisningsnummer 378. Et topphettestykke 380 for brønnen har samme tverrsnitt som brønnforingsrøret 366 og inkluderer anordninger for en forsegling 86 (ikke vist) så vel som markerings- og drivflenser og fordypninger som nevnt tidligere i forbindelse med figur 11. Topphetten 378 for brønnen omfatter flere kanaler 382 (vist stiplet) som kopler hvert ledningsrør 372 og 374 for foringsrøret til respektive fluid-eller oppløsningsforsyning, og overvåkings- og styrepanelet 394. I den viste utførelse av oppfinnelsen er hver av de syv fluidled-ningsrør 372 i foringsrøret 366 tilkoplingsbar gjennom en fluidfordeler 386 til hver fluidkilde vist ved 388. Høytrykks-slanger, slik som vist ved slangen 384, kopler hver topphette-kanal 382 for brønnen til et utløp 390 for f luidf ordeleren 386. Referring to Figure 24, the top casing 366 is connected by means of a collar 84 to a well top cap shown at reference number 378. A top cap piece 380 for the well has the same cross-section as the well casing 366 and includes means for a seal 86 (not shown) so as well as marker and drive flanges and recesses as mentioned earlier in connection with Figure 11. The top cap 378 for the well includes several channels 382 (shown dashed) that connect each conduit pipe 372 and 374 for the casing to respective fluid or solution supply, and the monitoring and control panel 394. In the shown embodiment of the invention, each of the seven fluid conduits 372 in the casing 366 is connectable through a fluid distributor 386 to each fluid source shown at 388. High-pressure hoses, such as shown at hose 384, connect each top cap channel 382 for the well to an outlet 390 for the fluid distributor 386.
Telemetriledninger 376 i det elektriske ledningsrør 374 blir koplet gjennom topphettens elektriske ledningsrør 392 (vist stiplet) til et overvåkings- og styrepanel 394. Overvåkings- og styrepanelet 394 kan omfatte målere, alarmer, grafiske skjermer eller forsterkere for å føre telemetrisignalene til andre signaler, til f.eks. en rekke solenoidutstyrte ventiler (generelt benevnt 396) brukt i forbindelse med fluidmanifolden 397 for fluidfordeleren 386. Telemetry leads 376 in the electrical conduit 374 are connected through the top cap electrical conduit 392 (shown dashed) to a monitoring and control panel 394. The monitoring and control panel 394 may include gauges, alarms, graphic displays, or amplifiers to route the telemetry signals to other signals, to e.g. a series of solenoid-equipped valves (generally designated 396) used in conjunction with the fluid manifold 397 for the fluid distributor 386.
På denne måte er det dannet et lukket sløyfesystem hvor overflateutstyret automatisk kan betjenes som svar på forandring i parametrene i brønnen som avføles av følere. Som svar på en indikasjon på øket viskositet i produksjonsfluidet i brønnhullet avfølt av en føler 424 (som vil bli omtalt senere i detalj ) vil f.eks. overvåkings- og styrepanelet 394 bearbeide dette elektriske signal og få en av de solenoiddrevne ventiler 396 til å tilkople en alkoholf luidkilde gjennom f luidf ordeleren 386 til ett eller flere fluidledningsrør 372 for foringsrøret slik at produksjonsfluidets viskositet forandres. Ettersom viskosi-tetsføleren overfører øyeblikksviskositeten for produksjonsfluidet i brønnen til overvåkings- og styrepanelet 394, kan ett eller flere solenoidbetjente ventiler 396 opereres eller utløses for å øke fluidmengden ved å dirigere slikt fluid til andre fluidled-ningsrør 372 eller minske fluidmengden som pumpes ned i brønnen ved å minske antallet fluidledningsrør 372 som slike løsninger pumpes igj ennom. In this way, a closed loop system has been formed where the surface equipment can be automatically operated in response to changes in the parameters in the well which are sensed by sensors. In response to an indication of increased viscosity in the production fluid in the wellbore sensed by a sensor 424 (which will be discussed later in detail), e.g. the monitoring and control panel 394 processes this electrical signal and causes one of the solenoid operated valves 396 to connect an alcohol fluid source through the fluid distributor 386 to one or more fluid conduits 372 for the casing so that the viscosity of the production fluid is changed. As the viscosity sensor transmits the instantaneous viscosity of the production fluid in the well to the monitoring and control panel 394, one or more solenoid-operated valves 396 can be operated or triggered to increase the amount of fluid by directing such fluid to other fluid conduits 372 or decrease the amount of fluid pumped down the well. by reducing the number of fluid conduit pipes 372 through which such solutions are pumped.
Når de solenoidbetjente reléer 396 og manifoldarrange-mentet er blitt vist generelt, kan spesielle ordninger utvikles for de som er kjent med teknikken. Once the solenoid operated relays 396 and manifold arrangement have been shown generally, special arrangements can be developed for those skilled in the art.
Et manuelt trykknappanel 400 finnes også for manuell betjening av de solenoiddrevne ventiler 396 slik at ett av fluidene kan pumpes gjennom en eller flere ledningsrør 372 i foringsrøret. A manual push button panel 400 is also available for manual operation of the solenoid operated valves 396 so that one of the fluids can be pumped through one or more conduits 372 in the casing.
Topphetten 378 for brønnen omfatter også et sentrumshull (ikke vist) hvor en pumpeaksel 402 strekker seg gjennom ned i brønnen for å utføre pumpevirkningen slik at produksjonsfluidet føres mot overflaten. The top cap 378 for the well also includes a center hole (not shown) through which a pump shaft 402 extends down into the well to perform the pumping action so that the production fluid is carried towards the surface.
Den nederste del av foringsrøret omfatter et forings-rørstykke 404 som gir et utløp for hver av fluidledningsrørene 372 lik som de elektriske telemetrifølere. Foringsrørstykket 404 er gjenget til et spesielt flerledningsrør 406 som rommer et konvensjonelt frem-og-tilbake-virkende stempel for å heve produksjonfluidet til overflaten. The lower part of the casing comprises a casing piece 404 which provides an outlet for each of the fluid conduit pipes 372 similar to the electrical telemetry sensors. The casing piece 404 is threaded into a special multi-line pipe 406 which accommodates a conventional reciprocating piston to raise the production fluid to the surface.
Figur 26 og 27 viser de forskjellige trekk av forings-rørets stykke 404. Sett nedenfor omfatter foringsrørstykket 404 (figur 26) en filterduk 408 som dekker sentrumshullet 370 med passende finhet for å hindre sandpartikler o.l. fra å komme inn i pumpedelen 406. Filterduken 408 er laget av rustfritt stål eller annet passende materiale som motstår korrosjon og omfatter hull rundt den perifere kant i flukt med fluidledningsrørene 372 slik at fluidet kan sprøytes ut av bunnen av brønnforingsrøret 404 uhindret av filterduken 408. Filterduken 408 er holdt i foringsrørstykket 404 ved at det er klemt mellom en skulder 410 på kraven 412 og ledningsrørets ende 414. Enden 414 på led-ningsrøret for stykket 404 omfatter flere fluidledningsrør 372, et sentrumshull 370 og et elektrisk ledningsrør 374, alle etter hverandre, gjennom flerledningspumpedelen 406 med tilsvarende ledningsrør i flerledningsforingsrøret 366. Dessuten omfatter foringsrørstykket 404 driv- og markeringsflenser som passer til hhv driv- og markeringsf ordypninger i f lerledningspumpedelen 406. Som bemerket ovenfor, vil forseglingen 86 sikre trykkintegritet mellom de motsvarende ledningsrør for foringsrørstykket 404 og flerledningspumpedelen 406. Figures 26 and 27 show the various features of the casing piece 404. Seen below, the casing piece 404 (figure 26) comprises a filter cloth 408 which covers the center hole 370 with suitable fineness to prevent sand particles and the like. from entering the pump part 406. The filter cloth 408 is made of stainless steel or other suitable material that resists corrosion and includes holes around the peripheral edge flush with the fluid conduit pipes 372 so that the fluid can be sprayed out of the bottom of the well casing 404 unhindered by the filter cloth 408. The filter cloth 408 is held in the casing piece 404 by being sandwiched between a shoulder 410 on the collar 412 and the conduit end 414. The end 414 of the conduit for the piece 404 comprises several fluid conduits 372, a center hole 370 and an electrical conduit 374, all one behind the other. , through the multiline pump section 406 with corresponding conduits in the multiline casing 366. In addition, the casing piece 404 includes drive and marker flanges that fit respectively drive and marker recesses in the multiline pump section 406. As noted above, the seal 86 will ensure pressure integrity between the corresponding conduits for the casing section 404 and the multiline pump section 406.
Som nevnt på figur 4, vil fluidledningsrøret åpne i bunnen av brønnhullet gjennom dyseåpninger 416. Som det vil fremgå av tegningen, kan det lages dyseåpninger av forskjellige diametere for forskjellige behov. As mentioned in figure 4, the fluid line pipe will open at the bottom of the well hole through nozzle openings 416. As will be apparent from the drawing, nozzle openings of different diameters can be made for different needs.
Figur 27 viser videre telemetriledninger 376 i forings-rørstykket 404 og i flerledningspumpedelen 406. Elektrisk koplingsstykke 418 i ledningsrøret vil forsegle mellomkoplingsstykket 126 og foringsrørkoplingsstykket 420 vil gi kontinuitet for telemetriledningene 376 til følerkammeret 422. Følerkammeret 422 i foringsrørstykket 404 er vist i detalj på figur 28. På figur 26 er flere følere hvorav en er vist med henvisningsnummer 424, i enden av følerkammeret 422. Følerkam-meret 422 omfatter flere gjengede innløp 426 hvor en ytre gjenget føler 424 er festet til. Dette arrangement er meget likt en gjenget sikring i en elektrisk koplingsboks, unntatt at det er tilveiebragt en pakning 428 som hindrer fluid fra å lekke inn i sensorkammeret 424. Fjærbelastede følerkontakter 430 gir kontinuitet fra følerelementet 424 til telemetriledningene 376. Figure 27 further shows telemetry lines 376 in the casing piece 404 and in the multiline pump part 406. Electrical connector piece 418 in the conduit piece will seal the intermediate connector piece 126 and the casing connector piece 420 will provide continuity for the telemetry lines 376 to the sensor chamber 422. The sensor chamber 422 in the casing piece 404 is shown in detail in figure 28 In Figure 26, there are several sensors, one of which is shown with reference number 424, at the end of the sensor chamber 422. The sensor chamber 422 comprises several threaded inlets 426 to which an outer threaded sensor 424 is attached. This arrangement is very similar to a threaded fuse in an electrical junction box, except that a gasket 428 is provided to prevent fluid from leaking into the sensor chamber 424. Spring-loaded sensor contacts 430 provide continuity from the sensor element 424 to the telemetry leads 376.
Denne konstruksjon er meget fordelaktig ettersom et antall følerelementer 424 kan utvelges og festes i et foringsrør-stykke 404 for å avføle særlige parametre i brønnen som kan forventes å være kritisk for produksjon i denne spesielle type brønn. Forsterkere og annet påvisningsutstyr i overvåkings- og styrepanelet 394 kan koples i samsvar med den type følere 424 som er installert i foringsrørstykket 404, slik at de særlige parametre som avføles, kan omdannes til brukbare indikasjoner på slike parametre. Hvis det dessuten skulle være ønskelig å anvende flere f ølerelementer 424 og telemetriledninger 376 enn de som kan rommes av et enkelt elektrisk ledningsrør 374, kan andre fluidledningsrør forsynes med telemetriledninger og tilsvarende kontaktstykker for å gi ekstra kapasitet for følerutstyret. Med henvisning til figur 27, fester kraven 412 rørled-ningsenden 414 til flerledningspumpedelen 406 ved hjelp av motsvarende innvendige og utvendige gjenger. Flerledningspumpedelen 406 har et sentrumshull 432 som tjener som sylinder som pumpestempelet 434 beveger seg i for å tvinge produksjonsfluidet oppover. Pumpestempelet 434 omfatter konvensjonelle perifere forseglinger 436 for å hindre en fluidlekkasje over og under pumpestemplet 434. Ved nedslag av pumpestempelet 434 blir produksjonsfluid tvunget opp gjennom passasjen 440 gjennom den åpne styreventil 438 og til oversiden av pumpestempelet 434. Ved oppslaget av stempelet 434, vil styreventilen 438 lukkes og produksjonsf luidet blir tvunget oppover til overflatens lagrings-tanker (ikke vist). This construction is very advantageous as a number of sensor elements 424 can be selected and fixed in a casing piece 404 to sense particular parameters in the well which can be expected to be critical for production in this particular type of well. Amplifiers and other detection equipment in the monitoring and control panel 394 can be connected in accordance with the type of sensors 424 installed in the casing piece 404, so that the particular parameters that are sensed can be converted into usable indications of such parameters. If it should also be desirable to use more sensor elements 424 and telemetry lines 376 than can be accommodated by a single electrical line pipe 374, other fluid line pipes can be supplied with telemetry lines and corresponding connectors to provide extra capacity for the sensor equipment. With reference to Figure 27, the collar 412 attaches the pipeline end 414 to the multiline pump part 406 by means of corresponding internal and external threads. The multiline pump part 406 has a center hole 432 that serves as a cylinder in which the pump piston 434 moves to force the production fluid upward. The pump piston 434 includes conventional peripheral seals 436 to prevent a fluid leak above and below the pump piston 434. Upon impact of the pump piston 434, production fluid is forced up through the passage 440 through the open control valve 438 and to the top of the pump piston 434. Upon the opening of the piston 434, the control valve will 438 is closed and the production fluid is forced upwards to the surface storage tanks (not shown).
Det foregående viser fordelene ved et flerledningsrør anvendt i et foringsrør. På grunn av flere ledningsrør er et antall adgangs- eller tilgangskanaler tilgjengelig ved bunnen av boringshullet hvorved flere parametre i brønnen kan avføles og ved hjelp av forskjellige fluidledningsrør, kan den totale brønnproduksjon ledes mer effektivt. The foregoing shows the advantages of a multi-conductor pipe used in a casing. Due to several conduit pipes, a number of access or access channels are available at the bottom of the borehole whereby several parameters in the well can be sensed and with the help of different fluid conduit pipes, the total well production can be managed more efficiently.
Selv om de foretrukne utførelser av fremgangsmåten og utstyret er blitt vist med henvisning til spesielle konstruksjo-ner av rør, ledningsrør, kopling o.l. er det å forstå at mange forandringer i detaljene kan utføres ut fra et konstruksjonsvalg, uten å gå vekk fra oppfinnelsens omfang som definert i de vedføyede krav. Faktisk vil fagmannen med letthet f.eks. kunne innlemme overgangsstykkets egenskaper direkte til et borerør eller en borekrone. Og det er også ikke nødvendig å utnytte alle de forskjellige fordeler i den foreliggende fremstilling til et enkelt sammensatt rør for å realisere de individuelle fordeler. Dessuten er oppfinnelsens omfang ikke begrenset til de detaljer som er beskrevet her, men må bringes i samsvar med kravenes omfang som omfatter hvilket som helst og alt angjeldende utstyr og fremgangsmåter. Although the preferred embodiments of the method and equipment have been shown with reference to particular constructions of pipes, conduits, couplings, etc. it is to be understood that many changes in the details can be made based on a design choice, without departing from the scope of the invention as defined in the appended claims. In fact, the person skilled in the art will easily e.g. could incorporate the adapter's properties directly into a drill pipe or a drill bit. And it is also not necessary to utilize all the different advantages in the present invention into a single composite tube in order to realize the individual advantages. Moreover, the scope of the invention is not limited to the details described here, but must be brought in accordance with the scope of the requirements which include any and all applicable equipment and methods.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO934356A NO179379C (en) | 1987-07-28 | 1993-11-30 | Method for controlling production fluid extraction from a production well |
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO873159A NO180459C (en) | 1987-07-28 | 1987-07-28 | Multichannel tube string |
NO934356A NO179379C (en) | 1987-07-28 | 1993-11-30 | Method for controlling production fluid extraction from a production well |
Publications (4)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO934356D0 NO934356D0 (en) | 1993-11-30 |
NO934356L NO934356L (en) | 1993-12-01 |
NO179379B true NO179379B (en) | 1996-06-17 |
NO179379C NO179379C (en) | 1996-09-25 |
Family
ID=26648040
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO934356A NO179379C (en) | 1987-07-28 | 1993-11-30 | Method for controlling production fluid extraction from a production well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
NO (1) | NO179379C (en) |
-
1993
- 1993-11-30 NO NO934356A patent/NO179379C/en not_active IP Right Cessation
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO934356L (en) | 1993-12-01 |
NO179379C (en) | 1996-09-25 |
NO934356D0 (en) | 1993-11-30 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US4924949A (en) | Drill pipes and casings utilizing multi-conduit tubulars | |
US4676563A (en) | Apparatus for coupling multi-conduit drill pipes | |
AU600214B2 (en) | Drill pipes and casings utilizing multi-conduit tubulars | |
US3052299A (en) | Underwater wellhead with remotelydetachable flow line | |
US7318480B2 (en) | Tubing running equipment for offshore rig with surface blowout preventer | |
US3621912A (en) | Remotely operated rotating wellhead | |
DE69921639T2 (en) | UNDERWATER rotating diverter | |
NO313059B1 (en) | Method and apparatus for drilling with high pressure fluid with reduced solids content | |
NO20110126A1 (en) | Water connection system for downhole equipment | |
NO319684B1 (en) | Electric female connector for use in an oil well | |
WO2001061145A1 (en) | Intervention device for a subsea well, and method and cable for use with the device | |
NO339202B1 (en) | Lightweight and compact subsea intervention package and method | |
EP3279428B1 (en) | Modular blowout preventer control system | |
BR102015001251B1 (en) | ACCOMMODATION FOR A ROTATION CONTROL DEVICE AND METHOD FOR INSTALLING A MARITIME LIFTING COLUMN | |
EP1463870B1 (en) | System and method for lessening impact on christmas trees during downhole operations involving christmas trees | |
US3233666A (en) | Underwater wellhead with remotelydetachable flow line | |
CN1010422B (en) | Drill pipes and castings utilizing mult-conduit tubulars | |
US3637009A (en) | Lubricator assembly device | |
US20180163536A1 (en) | Suspended fluid sampling & monitoring | |
NO179379B (en) | Method for controlling production fluid extraction from a production well | |
NO180459B (en) | Multichannel tube string | |
US20140300485A1 (en) | Method of non-intrusive communication of down hole annulus information | |
US20040163802A1 (en) | Multi-channel high pressure swivel | |
KR950014396B1 (en) | Drill pipes & casings utilizing multiconduit tubulars | |
JP2619643B2 (en) | Drilling wells and methods of managing production tubulars and production wells. |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |
Free format text: LAPSED IN JANUARY 2003 |