NO327281B1 - Tetningsarrangement, samt tilhorende fremgangsmate - Google Patents
Tetningsarrangement, samt tilhorende fremgangsmate Download PDFInfo
- Publication number
- NO327281B1 NO327281B1 NO20073935A NO20073935A NO327281B1 NO 327281 B1 NO327281 B1 NO 327281B1 NO 20073935 A NO20073935 A NO 20073935A NO 20073935 A NO20073935 A NO 20073935A NO 327281 B1 NO327281 B1 NO 327281B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- seal
- receiving unit
- sealing
- drill string
- riser
- Prior art date
Links
- 238000007789 sealing Methods 0.000 title claims abstract description 85
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 23
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims abstract description 62
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 17
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 claims abstract description 9
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 claims abstract description 8
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 14
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims description 8
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 8
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 claims description 8
- 125000001183 hydrocarbyl group Chemical group 0.000 claims description 7
- 239000013013 elastic material Substances 0.000 claims description 2
- 239000013536 elastomeric material Substances 0.000 claims description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 abstract description 2
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 7
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 7
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 6
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 3
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 3
- 238000012795 verification Methods 0.000 description 3
- 230000000295 complement effect Effects 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 238000013461 design Methods 0.000 description 2
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 2
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
- 239000012815 thermoplastic material Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/08—Wipers; Oil savers
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Abstract
Det omtales et tetningsarrangement, samt tilhørende fremgangsmåte, for dynamisk tetting rundt en borestreng ( 50 ) i vann-, borevæske- eller hydrokarbonførende brønner, omfattende minst en dynamisk tetning ( 35a ) som er innrettet til å omslutte borestrengen ( 50 ), og en mottaksenhet ( 30 ) innrettet til å motta den minst ene tetningen ( 35a ), hvor det er frembrakt intern trykkstøtte i tetningsarrangementet, minst motsvarende til omliggende trykk. Mottaksenheten ( 30 ) er anordnet i et stigerør, landestreng eller i annen forbindelse mellom boredekk og en brønn, i et område i eller nærliggende til boredekket til en borerigg eller fartøy, og den dynamiske tetningen er innrettet til å bli kjørt inn i mottaksenheten ( 30 ) ved hjelp av borestrengen, og til å bli låst fast i mottaksenheten, for å lukke retursiden av borevæsken mellom borestrengen og stigerøret.
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører et tetningsarrangement, samt tilhørende fremgangsmåte, for dynamisk tetting rundt en borestreng i vann-, borevæske-eller hydrokarbonførende brønner, omfattende minst en dynamisk tetning som er innrettet til å omslutte borestrengen, og en mottaksenhet innrettet til å motta den minst ene tetningen, idet den dynamiske tetningen er innrettet til å bli kjørt inn i mottaksenheten ved hjelp av borestrengen, og til å bli låst fast i mottaks-enheten, samt at det er frembrakt intern trykkstøtte i tetningsarrangementet, minst motsvarende til omliggende trykk,
Oppfinnelsen kan benyttes for å tette rundt en borestreng eller kveilerør som beveger seg inn i, eller ut av, olje- og gassbrønner i alle vann-, borevæske- eller hydrokarbonførende type brønner, både brønner som har ventiltreet (brønnsikringsventilene) plassert på havbunn, plattform, fartøy, innretning eller på land. Med uttrykket borestreng menes hvilken som helst forbindelse mellom borerigg eller borefartøy, så som stigerør, landestreng eller annen forbindelse.
Oppfinnelsen har befatning med tetningsarrangementer og metoder som muliggjør intervensjon og boring i overnevnte vann-, borevæske- eller hydrokarbonførende brønner ved å benytte landestreng, stigerørsforbindelse eller annen forbindelse mellom brønnen og boredekk på overflatefartøy, plattform eller annen innretning. Oppfinnelsen kan også benyttes over, mellom eller under brønnkontrollutstyrselementer uansett om brønnens ventiltre er plassert på havbunnen eller på overflaten. Tetningsarrangementet og metoden dekker arbeid i overnevnte vann-, borevæske- eller hydrokarbonførende brønner utført ved hjelp av borestreng, snubbingstreng og kveilerør, samt nevnte metoder basert på bruk av nye kompositt og termoplastmaterialer samt komplementære løsninger.
Borestreng, snubbingstreng og coiled tubing nevnes heretter under benevnelsen borestreng. Med uttrykket nedihullsverktøy må det forstås ulikt verktøy for operasjon i en brønn, dvs. utstyr for boreoperasjoner, intervensjonsutstyr, utstyr for logging, måling, fisking, etc.
Vann-, borevæske- eller hydrokarbonførende brønner nevnes heretter under benevnelsen brønn.
Oppfinnelsen vil på en forenklet måte representere en dynamisk tetting rundt en borestreng som beveger seg inn i, eller ut av en brønn. Oppfinnelsen gjelder både situasjoner hvor brønntrykket er høyere eller likt omgivelsestrykket ved ventiltreet.
Oppfinnelsen vil være spesielt egnet til operasjoner som innebærer boring med tradisjonelt boreutstyr og systemer, da oppfinnelsen fremstår som et tillegg til disse, samtidig som den representerer økte operasjonelle muligheter.
Dagens metoder for å utføre brønnintervensjoner eller boring i brønner ved hjelp av borestreng eller kveilerør, er basert på å benytte en stigerørs-forbindelse mellom brønnhodet og utstyret på boredekk. Normalt så bores det med en borevæske som har en høyere spesifikk tetthet enn det som forventes av trykk fra formasjonen, og normalt vil toppen av stigerøret da være åpen med fri tilgang til borevæsken mellom borestrengen og stigerøret (ringrommet).
Flere og flere reservoar har utfordringer som følge av trykktap, eller høyt trykk og høy temperatur. For de trykktapte brønnene vil muligheten til å kunne bore dem øke hvis vekten av borevæsken og derved trykket på formasjonen kan reduseres. For at dette skal kunne utføres må det tettes mellom borestreng og stigerør for å kunne takle eventuelt trykk fra formasjonen som følge av at sikkerhetsmarginen er redusert grunnet den lettere borevæsken. For reservoar med høyt trykk og høy temperatur er det ønske om å kunne opprettholde trykket i formasjonen under boring. Dette kan man oppnå ved å tette mellom borestreng og stigerør for deretter å trykksette stigerøret inntil trykket ved bore-strengens ende er lik omgivelsestrykket fra formasjonen. Man kan da bore med redusert risiko for formasjonsskade.
Det finnes i dag systemer for dynamisk tetting mellom borestreng og stigerør, hvor dette utstyret monteres på toppen av stigerøret. En av utfordringene ved de eksisterende dynamiske tettefunksjoner er deres fysiske størrelse, samt kompleksiteten med mange bevegelige deler.
Fra kjent teknikk skal blant annet US 6,325,159 og NO 324167 trekkes frem.
US 6,325,159 D1 omtaler blant annet et avstryker- og tetningsarrangement som omslutter en borestreng. Arrangementet består av en serie elastomeriske pakninger. Avstrykerarrangementet kan mottas i en mottaksenhet, og kan kjøres inn ved hjelp av verktøy montert på borestrengen. Det er videre beskrevet at mottaksenheten plasseres på subsea BOP, og at en stigerørs-kobling er tilkoblet den nedre delen av stigerøret og til mottaksenheten, for å lede mud retur til en pumpe for videre transport. Dokumentet beskriver en to-gradient boremetode for å redusere trykkbelastning på formasjonen, samt å kunne bore uten stigerør.
NO 324167 viser et system for dynamisk tetning rundt en borestreng, og som er til bruk uten at stigerør eller landstreng er montert. Tetningsarrangementet er montert til eksisterende utstyr nede på brønnen.
Foreliggende oppfinnelse har til formål å muliggjøre utførelse av en sikrere og rimeligere brønnintervensjon og boreoperasjon, ved å lukke retursiden av borevæsken mellom borestrengen og stigerøret (ringrommet). I tillegg vil oppfinnelsen bidra til at brønner som med dagens teknologi ikke er mulig å bore, kan bores.
Tetningsarrangementet med tilhørende utstyr har i hovedsak en hoved-konfigurasjon, og denne vil tilpasses den ytre diameter av strengen som skal passere gjennom tetningen.
Foreliggende tetningsarrangement for dynamisk tetting rundt en borestreng i vann-, borevæske- eller hydrokarbonførende brønner, omfatter et tetningsarrangement montert sammen med annet utstyr og tilstøtende systemer som er nødvendig for å få utført operasjonen i brønnen, enten det er en havbunns-basert- eller en overflatebrønn, hvor tetningsarrangementet er en hentbar tetning for brønnintervensjon ved hjelp av borestreng. Tetningen kan konfigureres til motstå trykk fra begge sider, og således både hindre at brønnmedium strømmer ut til omgivelsene eller at omgivelsesmedium strømmer inn i brønnen. Videre kan det injiseres smøring / væske med høy viskositet med høyt trykk inn i tetningen, samt mellom tetningssettene for å gi trykkstøtte til tetningssettene, og/eller for å forhindre gjennomstrømning av væske eller gasser i tetningen, samt for å senke friksjonen og kjøle mellom tetning og borestreng.
Med foreliggende tetningsarrangement kan borestrengen bevege seg inn i, eller ut av, brønnen ved maksimalt brønntrykk. Tetningsarrangement er fortrinnsvis kontrollert, overvåket og tilkoblet er dertil egnet kontrollsystem.
En foretrukket utførelse av tetningsarrangementet i følge oppfinnelsen er kjennetegnet ved den karakteristiske delen av det selvstendige krav 1, ved at mottaksenheten er anordnet i et område i eller nærliggende til boredekket til en borerigg eller fartøy og i et stigerør, landestreng eller i annen forbindelse mellom boredekk og en brønn, hvor mottaksenheten er innrettet til å lukke retursiden av borevæsken mellom borestrengen og stigerørets øvre del ved at mottaksenheten er tilpasset for mottak av et antall tetningssett suksessivt etter hverandre, hvor hver tetning er innrettet til å låses fast ved hjelp av respektive låseanordninger anordnet med innbyrdes avstand langsgående i mottaks-enheten, og at mottaksenheten i forbindelse med en flyterigg eller boreskip er anordnet under stigerørets kompenseringsenhet, eller at mottaksenheten i forbindelse med en fast installasjon er anordnet som en del av stigerørs-forbindelsen.
Alternative foretrukne utførelser av tetningsarrangementet er kjennetegnet ved de uselvstendige kravene 2 og 3.
Hver av nevnte tetningssett kan omfatte minst ett skive- eller ringformet pakningselement av et elastisk materiale, så som elastomerisk materiale, innrettet til å omslutte borestrengen. Videre kan det mellom og gjennom hvert enkelt sett med tetningselementer være frembrakt ringrom innrettet til å motta injisert trykkmedium, så som smøring / væske med høy viskositet gjennom dedikerte linjer, hvor trykkmediumet er innrettet til å øke tetningens trykkmotstandsegenskaper, smøre kontaktflaten mellom tetning og borestreng for å oppnå lavere friksjon, samt kjøle friksjonsflaten.
Ved kjøring av reservetetninger kan dette utføres uten man må fjerne de/den forutgående tetningen, ved at den nye tetningen plasseres over de foregående, og kommer slik som et tillegg til de foregående. Kjøring av reservetetning kan utføres uavhengig av hvor man er i boreoperasjonen, da det skal monteres innen den foregående tetning har mistet sin funksjon.
Etter endt operasjon kan den, eller de, tetningene som er montert trekkes ut i en operasjon ved å løse ut låseanordningene for tetningene, for deretter å trekke borestrengen ut av brønnen. Tetningene vil da komme ut hengende på borestrengen.
En foretrukket utførelse av fremgangmåten i følge oppfinnelsen er kjennetegnet ved den karakteristiske delen av det selvstendige krav 4, ved å montere mottaksenheten i et stigerør, landestreng eller tilsvarende, i et område i eller i nærheten av boredekket til en borerigg eller fartøy, hvori mottaks-enheten er innrettet for mottak av et antall tetningssett suksessivt etter hverandre, hvor hver tetning er innrettet til å låses fast ved hjelp av respektive låseanordninger anordnet med innbyrdes avstand langsgående i mottaksenheten, og at mottaksenheten i forbindelse med en flyterigg eller boreskip anordnes under stigerørets kompenseringsenhet, eller i forbindelse med en fast installasjon, å anordne mottaksenheten som en del av stigerørsforbindelsen, og å deretter kjøre borestrengen inn i stigerøret, landestrengen eller tilsvarende, med en tetningsenhet hengende på, og å entre og fastlåse tetningsenheten til mottaksenheten som er montert som en del av forbindelsen til brønnen.
Alternative foretrukne utførelser av fremgangsmåten er kjennetegnet ved de uselvstendige kravene 5-10.
Innkjøring av påfølgende tetninger kan foretas uten å fjerne den først installerte tetning.
For å hindre at brønnmedium strømmer ut til omgivelsene kan det injiseres smøring / væske med høy viskositet eller annet medium med høyt trykk inn i tetningene, gjennom definerte linjer, for å gi trykkstøtte til tetningene slik at dette motstår trykk.
For å senke friksjonen mellom tetningssettene og borestreng, samt for å kjøle tetningsflatene, kan det injiseres smøring / væske med høy viskositet i og mellom tetningssettene.
Plassering av tetningsarrangement under stigerørets kompenseringsenhet, i forbindelse en med flyterigg eller boreskip, kan muliggjøre bevegelseskompensering mellom stigerør og overflatefartøyet ved bruk av standardutstyr. Trykk og væske kan føres ut gjennom en returlinje under tetningsarrangement og opp til tilhørende systemer, for videre behandling, og kontroll av tetningsarrangement kan utføres via en kontrollinje og et tilhørende overflatesystem.
For trekking av tetningselementer ut fra mottaksenheten etter endt bruk av den sist monterte tetningen eller alle tetningene, kan disse trekkes ut ved å åpne dedikerte låseanordninger, for deretter å trekke tetningene ut ved å trekke borestrengen opp av brønnen.
For trekking av tetningselementer ut fra mottaksenheten etter endt bruk av den sist monterte tetningen eller alle tetningene, kan den eller disse trekkes ut ved å åpne dedikerte låseanordninger, for deretter å trekke tetningene ut ved å trekke borestrengen opp av brønnen.
Videre forhindrer den injiserte smøring / væske med høy viskositet mellom tetningssettene gjennomstrømning av væske eller gasser i tetningsarrangement, og senker friksjonen mellom tetningssettene og borestreng.
I forbindelse med boreoperasjoner i brønner ved hjelp av borestreng, vil det benyttes nødvendige komplementære systemer for å ivareta andre funksjoner som er påkrevd for gjennomføring av operasjonen (kutte- og tettefunksjoner, frakoblingssystemer, borevæskesystemer etc). Krafttilførsel til borestreng (snubbing) vil ved behov bli ivaretatt av andre systemer. Denne oppfinnelsen innbefatter kun den dynamiske tettefunksjonen og metoden, med dennes unike tilhørende systemer.
Oppfinnelsen tar ikke hensyn til hvordan verktøyet og strengen som skal inn i brønnen opereres eller kjøres, og dekker som sådan enhver form for slike metoder.
Oppfinnelsen skal nå beskrives nærmere med henvisning til de vedlagte tegninger, hvori: Figur 1 viser bruk av tetningsarrangementet i følge oppfinnelsen på en fast installasjon. Figur 2 viser bruk av tetningsarrangementet i følge oppfinnelsen på en flytende installasjon.
Figur 3 viser nærmere et tetningsarrangement i følge oppfinnelsen.
Figurene 4-10 viser innkjøring av tetninger i tetningsarrangementet i følge oppfinnelsen. Figur 11 viser uttrekking av tetninger fra tetningsarrangement i følge oppfinnelsen. Figur 1 viser en anvendelse av foreliggende tetningsarrangement 30 lokalisert som en del av forbindelsen 20 mellom brønn 40 og overflatefartøy 10 (flyterigg eller boreskip) i forbindelse med boreoperasjon. Ved at det foreliggende tetningsarrangement 30 foretrukket er plassert under stigerørs kompenserings-enheten (slip joint) 21, muliggjøres bevegelseskompensering mellom stigerør 20 og overflatefartøyet 10 ved bruk av standardutstyr, selv når resten av stigerøret er trykksatt. Trykk og væske føres ut gjennom en returlinje 22 under det foreliggende tetningsarrangement 30 og opp til tilhørende systemer 23, for videre behandling. Kontroll av foreliggende tetningsarrangement skjer via en kontrollinje 31 og et tilhørende overflatesystem 32. Figur 2 viser en anvendelse av foreliggende tetningsarrangement 30 lokalisert som en del av stigerørsforbindelsen 20 på en fast installasjon 11 (plattform, oppjekkbar rigg eller strekkstagsplattform) i forbindelse med boreoperasjon (brønnsikringsutstyr ikke vist). Trykk og væske føres ut gjennom en returlinje 22 under det foreliggende tetningsarrangement 30, og opp til tilhørende systemer 23 for videre behandling. Kontroll av foreliggende tetningsarrangement skjer via en kontrollinje 31 og et tilhørende overflatesystem 32. Figur 3 viser en utførelse av foreliggende tetningsarrangement i nærmere detalj. Mottakerdelen 30 som kan inngå som en del av stigerøret er ytterste beholder for trykk og medium. Tetninger 35a, 35b og 35c er anordnet inne i mottakerdelen 30. Her er vist tre stk tetninger, men oppfinnelsen kan konfigureres med både flere og færre tetninger avhengig av utførelse og anvendelse. Låseanordninger 34a, 34b, 34c og 34d er anordnet for å holde tetningene 35a, 35b og 35c på plass i mottakerdelen 30, hvor låseanordningene kan bestå av konvensjonelle innretninger for fastholdelse og løsgjørelse av tetningene. Systemet kan være utstyrt med linjer 33 til injeksjon av friksjonsreduserende og/eller trykkstøttende medium. Kontroll og overvåkning av tetningene 35a, 35b og 35c, låseanordningene 34a, 34b, 34c og 34d, trykk og temperatur foregår via kontroll og overvåkningslinje 36.
I det etterfølgende skal ulike eksempelutførelser beskrives, men det må forstås at også andre mulige konfigurasjoner er mulig innenfor rammen av oppfinnelsen.
Konfigurasjonen og tetningsarrangementet kan benyttes uavhengig av om ventiltreet er lokaliser på havbunnen eller er tilgjengelig på overflaten/land. Tetningsarrangementet refererer til figur 1 og 2, som viser en utførelse av foreliggende tetningsarrangement lokalisert som en del av stigerørsforbindelsen 20 i en tenkt konfigurering i forbindelse med boreoperasjon. Tetningsarrangementet kan plasseres over, mellom og under annet brønnsikringsutstyr som inngår i boreoperasjonen, uavhengig av ventiltreets lokasjon (havbunn eller overflate).
Metode for installasjon av tetning og reservetetninger 35a og 35b, 35c, samt trekking av tetninger atter endt bruk. Mottakerdelen 30 til tetningene vil bli opprigget samtidig som annet utstyr som er påkrevd for å kunne utføre boreoperasjonen. Tetningene 35a, 35b og 35c vil først bli installert når operasjonen tilsier det. Figur 4 viser installering av den første og nederste tetning 35a i foreliggende tetningsarrangement, lokalisert hengende på en tenkt borestreng i forbindelse med en boreoperasjon. Tetningsarrangementet som det refereres til i figur 4 viser en dynamisk tetningsenhet 35a kjørt på en bore/intervensjonsstreng 50, og en mottaksenhet 30 lokalisert i rørforbindelsen koblet til brønnen. Som det fremgår vil den dynamiske tetningsenheten 35a føres inn i mottakerdelen 30 ved hjelp av borestrengen 50. Figur 5 viser at den første tetningen 35a er låst på plass ved hjelp av låseanordningene 34a og 34b. Tetningen 35a blir deretter testet og verifisert ved hjelp av trykktest og andre dertil egnede metoder. Injeksjon av friksjonsreduserende, tettende og trykkstøttende medium kan nå finne sted via dedikerte injeksjonslinjer 33. Etter at nødvendige tester og verifikasjoner er gjennomført er tetningen klar til bruk, og boreoperasjonen kan fortsette med eller uten trykk i røret under tetningen. Tetningen 35a skal kunne motstå et på forhånd definert trykk, både for statisk, så vel som for dynamisk borestreng 50. Kontroll og overvåking av tetning utføres kontinuerlig via dedikerte sensorer og systemer via kontrollinje 36. Figur 6 viser kjøring av neste tetning 35b, såkalt reservetetning. Den enkelte tetning er konstruert og beregnet til å ha en på forhånd definert varighet med tanke på slitasje. Når denne grensen nærmer seg, eller man har andre indikasjoner på slitasje eller svekkelse av den initialt monterte tetning, kan man velge å installere reservetetningen 35b for å kunne fortsette boreoperasjonen, eller for å komme seg til en sikker operasjonell tilstand. Reservetetningen 35b kjøres ned i mottakerdelen 30, hengende på borestrengen 50. Figur 7 viser reservetetning 35b installert i mottakerdel 30, og låst ved hjelp av låseanordning 34c. Tetningene 35a og 35b blir deretter testet og verifisert ved hjelp av trykktest og andre dertil egnede metoder. Injeksjon av friksjonsreduserende, tettende og trykkstøttende medium kan nå finne sted via dedikerte injeksjonslinjer 33. Etter at nødvendige tester og verifikasjoner er gjennomført er tetningen klar til bruk og boreoperasjonen kan fortsette med eller uten trykk i stigerør under tetningen. Muligheten til å kunne slippe å avbryte boreoperasjonen på grunn av feil i en tetning er unikt for foreleggende tetningsarrangement, og reduserer teknisk, operasjonell og økonomisk risiko for slike operasjoner. Figur 8 viser samme prisnipp som figur 6, kjøring av ny reservetetning 35c. Den enkelte tetning har som nevnt ovenfor, en definert varighet med tanke på slitasje. Når denne grensen nærmer seg, eller man har andre indikasjoner på slitasje eller svekkelse av de allerede monterte tetninger, kan man velge å installere en ny reservetetning 35c for å kunne fortsette boreoperasjonen, eller for å komme seg til en sikker operasjonell tilstand. Reservetetningen 35c kjøres ned i mottakerdelen 30, hengende på borestrengen 50. Tetningen kommer da som en tilleggstetning i forhold til de tetningene 35a og 35b.som allerede er på plass Figur 9 viser reservetetning 35c installert i mottakerdel 30, og låst ved hjelp av låseanordning 34d. Tetningene 35a, 35b (det som måtte være igjen av tetningsfunksjonalitet) og 35c blir deretter testet og verifisert ved hjelp av trykktest og andre dertil egnede metoder. Injeksjon av friksjonsreduserende, tettende og trykkstøttende medium kan nå finne sted via dedikerte injeksjonslinjer 33. Etter at nødvendige tester og verifikasjoner er gjennomført er tetningen klar til bruk og boreoperasjonen kan fortsette med eller uten trykk i stigerør under tetningen. Tetningsarrangementet i seg selv legger ingen begrensninger på hvor mange tetninger som kan kjøres etter en annen, men dette blir selvsagt predefinert gjennom definisjon av anvendelse, design parametere og hva som er praktisk for konfigurasjonen. Figur 10 viser første steg når operasjonen er på et stadium hvor man skal hente tetningene 35a, 35b og 35c ut fra mottakerdelen 30, og opp til boredekk. Låseanordningene 34b, 34c og 34d frigjør de respektive tetningene. Borestrengen 50 kan deretter trekkes oppover Figur 11 viser at alle tetningene 35a, 35b og 35c blir trukket ut av mottakerdelen 30 ved hjelp av koblingen på borestrengen 50. Alternativt kan et trekkeverktøy monteres rundt borestrengen 50, kjøres ned gjennom tetningene 35a, 35b og 35c, for så å trekkes opp igjen ved hjelp av borestrengen 50, samtidig som tetningene 35a, 35b og 35c trekkes ut.
Claims (10)
1. Tetningsarrangement for dynamisk tetting rundt en borestreng (50) i vann-, borevæske- eller hydrokarbonførende brønner, omfattende minst en dynamisk tetning (35a) som er innrettet til å omslutte borestrengen (50), og en mottaksenhet (30) innrettet til å motta den minst ene tetningen (35a), idet den dynamiske tetningen er innrettet til å bli kjørt inn i mottaksenheten (30) ved hjelp av borestrengen, og til å bli låst fast i mottaksenheten, samt at det er frembrakt intern trykkstøtte i tetningsarrangementet, minst motsvarende til omliggende trykk, karakterisert ved
at mottaksenheten (30) er anordnet i et område i eller nærliggende til boredekket til en borerigg eller fartøy og i et stigerør, landestreng eller i annen forbindelse mellom boredekk og en brønn,
at mottaksenheten er innrettet til å lukke retursiden av borevæsken mellom borestrengen og stigerørets øvre del ved at mottaksenheten (30) er tilpasset for mottak av et antall tetningssett (35a, 35b, 35c) suksessivt etter hverandre, hvor hver tetning er innrettet til å låses fast ved hjelp av respektive låseanordninger (34a, 34b, 34c, 34d) anordnet med innbyrdes avstand langsgående i mottaksenheten, og
at mottaksenheten (30) i forbindelse med en flyterigg eller boreskip er anordnet under stigerørets kompenseringsenhet (21), eller at mottaksenheten (30) i forbindelse med en fast installasjon er anordnet som en del av stigerørsforbindelsen (20).
2. Tetningsarrangement i samsvar med krav 1, karakterisert ved at hver av nevnte tetningssett (35a, 35b, 35c) omfatter minst ett skive- eller ringformet pakningselement av et elastisk materiale, så som elastomerisk materiale, innrettet til å omslutte borestrengen (50).
3. Tetningsarrangement i samsvar med krav 2, karakterisert ved at det mellom og gjennom hvert enkelt sett med tetningselementer (35a, 35b, 35c) er frembrakt ringrom innrettet til å motta injisert trykkmedium, så som smøring / væske med høy viskositet gjennom dedikerte linjer (33) hvor trykkmediumet er innrettet til å øke tetningens trykkmotstandsegenskaper, smøre kontaktflaten mellom tetning og borestreng (50) for å oppnå lavere friksjon, samt kjøle friksjonsflaten.
4. Fremgangsmåte for montering og bruk av et tetningsarrangement (35a, 35b, 35c) rundt en borestreng (50) i vann-, borevæske-, eller hydrokarbon-førende brønner, hvori tetningsarrangement for dynamisk tetting omfatter minst en dynamisk tetning (35a) som er innrettet til å omslutte borestrengen (50), og en mottaksenhet (30) innrettet til å motta den minst ene tetningen (35a), idet det frembringes intern trykkstøtte i tetningsarrangementet, minst motsvarende til omliggende trykk, karakterisert ved
å montere mottaksenheten (30) i et stigerør, landestreng eller tilsvarende, i et område i eller i nærheten av boredekket til en borerigg eller fartøy, hvori mottaksenheten er innrettet for mottak av et antall tetningssett (35a, 35b, 35c) suksessivt etter hverandre, hvor hver tetning er innrettet til å låses fast ved hjelp av respektive låseanordninger (34a, 34b, 34c, 34d) anordnet med innbyrdes avstand langsgående i mottaksenheten, og
at mottaksenheten (30) i forbindelse med en flyterigg eller boreskip anordnes under stigerørets kompenseringsenhet (21), eller i forbindelse med en fast installasjon, å anordne mottaksenheten (30) som en del av stigerørsforbindelsen (20), og
å deretter kjøre borestrengen inn i stigerøret, landestrengen eller tilsvarende, med en tetningsenhet (35a) hengende på, og
å entre og fastlåse tetningsenheten til mottaksenheten (30) som er montert som en del av forbindelsen til brønnen.
5. Fremgangsmåte i samsvar med krav 4, karakterisert ved at innkjøring av påfølgende tetninger (35b, 35c) foretas uten å fjerne den først installerte tetning (35a).
6. Fremgangsmåte i samsvar med krav 5, karakterisert ved at det injiseres smøring / væske med høy viskositet eller annet medium med høyt trykk inn i tetningene (35a, 35b, 35c), gjennom definerte linjer (33), for å gi trykkstøtte til tetningene slik at dette motstår trykk, og således hindrer at brønnmediumet strømmer ut til omgivelsene.
7. Fremgangsmåte i samsvar med krav 5, karakterisert ved at for å senke friksjonen mellom tetningssettene (35a, 35b, 35c) og borestreng (50), samt kjøle tetningsflatene, injiseres smøring / væske med høy viskositet i og mellom tetningssettene (35a, 35b, 35c).
8. Fremgangsmåte i samsvar med et eller flere av kravene 4-7, karakterisert ved at plassering av tetningsarrangement under stigerørets kompenseringsenhet (21), i forbindelse en med flyterigg eller boreskip, muliggjør bevegelseskompensering mellom stigerør (20) og overflatefartøyet (10) ved bruk av standardutstyr.
9. Fremgangsmåte i samsvar med krav 7 eller 8, karakterisert v e d at trykk og væske føres ut gjennom en returlinje (22) under tetningsarrangement og opp til tilhørende systemer (23), for videre behandling, og at kontroll av tetningsarrangement utføres via en kontrollinje (31) og et tilhørende overflatesystem (32).
10. Fremgangsmåte i samsvar med krav 4, karakterisert ved at for trekking av tetningselementer (35a, 35b, 35c) ut fra mottaksenheten (30) etter endt bruk av den sist monterte tetningen eller alle tetningene (35a, 35b, 35c), trekkes disse ut ved å åpne dedikerte låseanordninger (34a, 34b, 34c, 34d), for deretter å trekke tetningene (35a, 35b, 35c) ut ved å trekke borestrengen (50) opp av brønnen.
Priority Applications (10)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20073935A NO327281B1 (no) | 2007-07-27 | 2007-07-27 | Tetningsarrangement, samt tilhorende fremgangsmate |
DK08793886.6T DK2179127T3 (en) | 2007-07-27 | 2008-07-24 | Sealing arrangement and similar method |
BRPI0813086-8A BRPI0813086B1 (pt) | 2007-07-27 | 2008-07-24 | Disposição de vedação e respectivo método |
MX2010001021A MX2010001021A (es) | 2007-07-27 | 2008-07-24 | Dispositivo de sellado y metodo correspondiente. |
US12/670,779 US8985229B2 (en) | 2007-07-27 | 2008-07-24 | Sealing arrangement, and corresponding method |
AU2008283106A AU2008283106B2 (en) | 2007-07-27 | 2008-07-24 | Sealing arrangement, and corresponding method |
EA201000215A EA017043B1 (ru) | 2007-07-27 | 2008-07-24 | Уплотняющее устройство и способ уплотнения |
EP08793886.6A EP2179127B1 (en) | 2007-07-27 | 2008-07-24 | Sealing arrangement and corresponding method |
PCT/NO2008/000274 WO2009017418A1 (en) | 2007-07-27 | 2008-07-24 | Sealing arrangement, and corresponding method |
CA2693250A CA2693250C (en) | 2007-07-27 | 2008-07-24 | Sealing arrangement and corresponding method |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
NO20073935A NO327281B1 (no) | 2007-07-27 | 2007-07-27 | Tetningsarrangement, samt tilhorende fremgangsmate |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20073935L NO20073935L (no) | 2009-01-28 |
NO327281B1 true NO327281B1 (no) | 2009-06-02 |
Family
ID=40304533
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20073935A NO327281B1 (no) | 2007-07-27 | 2007-07-27 | Tetningsarrangement, samt tilhorende fremgangsmate |
Country Status (10)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US8985229B2 (no) |
EP (1) | EP2179127B1 (no) |
AU (1) | AU2008283106B2 (no) |
BR (1) | BRPI0813086B1 (no) |
CA (1) | CA2693250C (no) |
DK (1) | DK2179127T3 (no) |
EA (1) | EA017043B1 (no) |
MX (1) | MX2010001021A (no) |
NO (1) | NO327281B1 (no) |
WO (1) | WO2009017418A1 (no) |
Families Citing this family (33)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US7836946B2 (en) | 2002-10-31 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotating control head radial seal protection and leak detection systems |
US8826988B2 (en) | 2004-11-23 | 2014-09-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Latch position indicator system and method |
US7926593B2 (en) | 2004-11-23 | 2011-04-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotating control device docking station |
CN103643925B (zh) | 2006-11-07 | 2017-10-27 | 哈利伯顿能源服务公司 | 对隔水管柱进行压力测试的方法 |
US7997345B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-08-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Universal marine diverter converter |
US8286734B2 (en) | 2007-10-23 | 2012-10-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Low profile rotating control device |
US8844652B2 (en) | 2007-10-23 | 2014-09-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Interlocking low profile rotating control device |
US8281875B2 (en) | 2008-12-19 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
US8322432B2 (en) | 2009-01-15 | 2012-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Subsea internal riser rotating control device system and method |
US9359853B2 (en) | 2009-01-15 | 2016-06-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Acoustically controlled subsea latching and sealing system and method for an oilfield device |
US9567843B2 (en) | 2009-07-30 | 2017-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling methods with event detection |
US8347983B2 (en) | 2009-07-31 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with a high pressure rotating control device |
AU2010346598B2 (en) | 2010-02-25 | 2014-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure control device with remote orientation relative to a rig |
US8347982B2 (en) | 2010-04-16 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | System and method for managing heave pressure from a floating rig |
US8820405B2 (en) | 2010-04-27 | 2014-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Segregating flowable materials in a well |
US8201628B2 (en) | 2010-04-27 | 2012-06-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore pressure control with segregated fluid columns |
US9175542B2 (en) | 2010-06-28 | 2015-11-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Lubricating seal for use with a tubular |
US8739863B2 (en) | 2010-11-20 | 2014-06-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote operation of a rotating control device bearing clamp |
US9260934B2 (en) | 2010-11-20 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote operation of a rotating control device bearing clamp |
US9163473B2 (en) | 2010-11-20 | 2015-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote operation of a rotating control device bearing clamp and safety latch |
AU2010366660B2 (en) | 2010-12-29 | 2015-09-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Subsea pressure control system |
GB2549210B (en) | 2011-03-23 | 2018-07-25 | Managed Pressure Operations | Blow out preventer |
MY168333A (en) | 2011-04-08 | 2018-10-30 | Halliburton Energy Services Inc | Automatic standpipe pressure control in drilling |
US9080407B2 (en) | 2011-05-09 | 2015-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
AU2012304810B2 (en) | 2011-09-08 | 2016-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | High temperature drilling with lower temperature rated tools |
NO334008B1 (no) * | 2011-10-11 | 2013-11-11 | Siem Wis As | System for aktiv tettebarriere i forbindelse med boring i vann- eller hydrokarbonførende brønner |
US20140027129A1 (en) | 2011-12-29 | 2014-01-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Annular sealing in a rotating control device |
US9874081B2 (en) | 2012-10-05 | 2018-01-23 | Halliburton Energy Services, Inc. | Detection of influxes and losses while drilling from a floating vessel |
US9823373B2 (en) | 2012-11-08 | 2017-11-21 | Halliburton Energy Services, Inc. | Acoustic telemetry with distributed acoustic sensing system |
US9957774B2 (en) * | 2013-12-16 | 2018-05-01 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure staging for wellhead stack assembly |
AU2015274199A1 (en) | 2014-06-09 | 2016-12-08 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Riser with internal rotating flow control device |
CN107829702B (zh) * | 2017-11-14 | 2023-09-05 | 中国石油天然气集团有限公司 | 无井眼气体钻井井口装置及钻开地层表层方法 |
BR112022016388A2 (pt) | 2020-02-19 | 2022-10-11 | Noble Rig Holdings Ltd | Elemento de vedação para um dispositivo de controle anular |
Family Cites Families (36)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US1875632A (en) | 1929-02-23 | 1932-09-06 | Joseph H Mcevoy | Universal casing head and gas saver |
US2064577A (en) | 1935-06-10 | 1936-12-15 | Thayer Starr | Pipe cleaning apparatus |
US2222082A (en) * | 1938-12-01 | 1940-11-19 | Nat Supply Co | Rotary drilling head |
US2682068A (en) | 1950-11-03 | 1954-06-29 | John J Harrigan | Device for externally cleaning oil well casings and pipes |
US3474858A (en) | 1956-12-10 | 1969-10-28 | Shaffer Tool Works | Method and apparatus for off shore drilling |
US3215203A (en) | 1961-04-17 | 1965-11-02 | Otis Eng Co | Apparatus for moving a well flow conductor into or out of a well |
US3387851A (en) * | 1966-01-12 | 1968-06-11 | Shaffer Tool Works | Tandem stripper sealing apparatus |
US3965987A (en) * | 1973-03-08 | 1976-06-29 | Dresser Industries, Inc. | Method of sealing the annulus between a toolstring and casing head |
DE2643769A1 (de) | 1976-09-29 | 1978-03-30 | Howaldtswerke Deutsche Werft | Abdichtung fuer sich drehende wellen |
US4149603A (en) | 1977-09-06 | 1979-04-17 | Arnold James F | Riserless mud return system |
US4162704A (en) | 1978-02-23 | 1979-07-31 | Gunther Albert W | Pressure control device |
US4315553A (en) | 1980-08-25 | 1982-02-16 | Stallings Jimmie L | Continuous circulation apparatus for air drilling well bore operations |
DE3339316A1 (de) | 1983-10-29 | 1985-05-09 | Rudi 5657 Haan Habermann | Fuehrungsanordnung |
US5474097A (en) | 1993-11-10 | 1995-12-12 | Atlantic Richfield Company | Scale removal and disposal system and method |
US6315051B1 (en) | 1996-10-15 | 2001-11-13 | Coupler Developments Limited | Continuous circulation drilling method |
US6688394B1 (en) | 1996-10-15 | 2004-02-10 | Coupler Developments Limited | Drilling methods and apparatus |
US6119772A (en) | 1997-07-14 | 2000-09-19 | Pruet; Glen | Continuous flow cylinder for maintaining drilling fluid circulation while connecting drill string joints |
US6325159B1 (en) | 1998-03-27 | 2001-12-04 | Hydril Company | Offshore drilling system |
US6230824B1 (en) * | 1998-03-27 | 2001-05-15 | Hydril Company | Rotating subsea diverter |
US7270185B2 (en) * | 1998-07-15 | 2007-09-18 | Baker Hughes Incorporated | Drilling system and method for controlling equivalent circulating density during drilling of wellbores |
US6591916B1 (en) | 1998-10-14 | 2003-07-15 | Coupler Developments Limited | Drilling method |
WO2000023686A1 (en) | 1998-10-19 | 2000-04-27 | Well Engineering Partners B.V. | Making up and breaking out of a tubing string in a well while maintaining continuous circulation |
US7159669B2 (en) | 1999-03-02 | 2007-01-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Internal riser rotating control head |
US7107875B2 (en) | 2000-03-14 | 2006-09-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Methods and apparatus for connecting tubulars while drilling |
US6412554B1 (en) | 2000-03-14 | 2002-07-02 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellbore circulation system |
US7779903B2 (en) | 2002-10-31 | 2010-08-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Solid rubber packer for a rotating control device |
CA2462060C (en) | 2003-03-26 | 2013-06-25 | James Walker & Company Limited | A lip seal |
AU2003904183A0 (en) * | 2003-08-08 | 2003-08-21 | Woodside Energy Limited | Method for completion or work-over of a sub-sea well using a horizontal christmas tree |
EP1519003B1 (en) * | 2003-09-24 | 2007-08-15 | Cooper Cameron Corporation | Removable seal |
GB0416540D0 (en) * | 2004-07-24 | 2004-08-25 | Bamford Antony S | Subsea shut off & sealing system |
US20060037782A1 (en) | 2004-08-06 | 2006-02-23 | Martin-Marshall Peter S | Diverter heads |
NO324167B1 (no) | 2005-07-13 | 2007-09-03 | Well Intervention Solutions As | System og fremgangsmate for dynamisk tetting rundt en borestreng. |
CN103643925B (zh) * | 2006-11-07 | 2017-10-27 | 哈利伯顿能源服务公司 | 对隔水管柱进行压力测试的方法 |
NO326492B1 (no) | 2007-04-27 | 2008-12-15 | Siem Wis As | Tetningsarrangement for dynamisk tetning rundt en borestreng |
US8720572B2 (en) | 2008-12-17 | 2014-05-13 | Teledrill, Inc. | High pressure fast response sealing system for flow modulating devices |
US8322432B2 (en) | 2009-01-15 | 2012-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Subsea internal riser rotating control device system and method |
-
2007
- 2007-07-27 NO NO20073935A patent/NO327281B1/no not_active IP Right Cessation
-
2008
- 2008-07-24 EP EP08793886.6A patent/EP2179127B1/en not_active Not-in-force
- 2008-07-24 BR BRPI0813086-8A patent/BRPI0813086B1/pt not_active IP Right Cessation
- 2008-07-24 CA CA2693250A patent/CA2693250C/en active Active
- 2008-07-24 MX MX2010001021A patent/MX2010001021A/es active IP Right Grant
- 2008-07-24 DK DK08793886.6T patent/DK2179127T3/en active
- 2008-07-24 AU AU2008283106A patent/AU2008283106B2/en not_active Ceased
- 2008-07-24 WO PCT/NO2008/000274 patent/WO2009017418A1/en active Application Filing
- 2008-07-24 EA EA201000215A patent/EA017043B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2008-07-24 US US12/670,779 patent/US8985229B2/en active Active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
EA201000215A1 (ru) | 2010-10-29 |
WO2009017418A1 (en) | 2009-02-05 |
DK2179127T3 (en) | 2017-12-11 |
EA017043B1 (ru) | 2012-09-28 |
EP2179127A1 (en) | 2010-04-28 |
US8985229B2 (en) | 2015-03-24 |
CA2693250C (en) | 2016-04-26 |
BRPI0813086A2 (pt) | 2014-12-23 |
AU2008283106A1 (en) | 2009-02-05 |
US20110308818A1 (en) | 2011-12-22 |
EP2179127B1 (en) | 2017-09-06 |
EP2179127A4 (en) | 2016-01-06 |
NO20073935L (no) | 2009-01-28 |
MX2010001021A (es) | 2010-03-01 |
AU2008283106B2 (en) | 2015-02-12 |
CA2693250A1 (en) | 2009-02-05 |
BRPI0813086B1 (pt) | 2018-06-12 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO327281B1 (no) | Tetningsarrangement, samt tilhorende fremgangsmate | |
NO344673B1 (no) | Universelt offshore stigerørsystem | |
NO326492B1 (no) | Tetningsarrangement for dynamisk tetning rundt en borestreng | |
NO324167B1 (no) | System og fremgangsmate for dynamisk tetting rundt en borestreng. | |
CA2856315C (en) | Riser weak link | |
US11306551B2 (en) | Seal condition monitoring | |
NO338242B1 (no) | Undervannsbore/kompletteringssystem som omfatter et høytrykksstigerør som strekker seg mellom en plattform og et undervannsbrønnhode samt en fremgangsmåte for å tilveiebringe en undervannsboring/komplettering | |
NO339578B1 (no) | Fremgangsmåte og system for å føre borevæske ved bruk av en konstruksjon som flyter i en overflate av et hav | |
US11332998B2 (en) | Annular sealing system and integrated managed pressure drilling riser joint | |
NO325898B1 (no) | Skilleanordning | |
NO20111067A1 (no) | Full diameter kompresjontetningsfremgangsmate | |
NO343789B1 (en) | Device for enabling removal or installation of a horizontal Christmas tree and methods thereof | |
NO334008B1 (no) | System for aktiv tettebarriere i forbindelse med boring i vann- eller hydrokarbonførende brønner | |
Mathiassen et al. | Field experience with riserless light-well intervention | |
Theiss | Slenderwell Wellhead Benefits and Opportunities of Selected 13" Option | |
NO318357B1 (no) | Anordning ved stigeror |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |