NO333416B1 - Method and system for installing a process sensor on a wellhead - Google Patents
Method and system for installing a process sensor on a wellhead Download PDFInfo
- Publication number
- NO333416B1 NO333416B1 NO20081110A NO20081110A NO333416B1 NO 333416 B1 NO333416 B1 NO 333416B1 NO 20081110 A NO20081110 A NO 20081110A NO 20081110 A NO20081110 A NO 20081110A NO 333416 B1 NO333416 B1 NO 333416B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pressure
- sensor
- wellhead
- valve
- blind flange
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 11
- 230000008569 process Effects 0.000 title description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims abstract description 32
- 230000006698 induction Effects 0.000 claims description 19
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 3
- 230000008054 signal transmission Effects 0.000 claims description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 abstract description 6
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 11
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 8
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 3
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 2
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- 230000002159 abnormal effect Effects 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 239000000356 contaminant Substances 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000003628 erosive effect Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000001939 inductive effect Effects 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 230000000149 penetrating effect Effects 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Abstract
Foreliggende oppfinnelse vedrører et temperatur- og trykkovervåkningssystem for en olje- og/eller gassbrønn, der en eller flere sensorer er anordnet i et rørformet element. Temperatur- og trykkovervåkningssystemet kan monteres på eksisterende utstyr, der installasjon og avinstallasjon kan foretas selv når borebrønnen produserer.The present invention relates to a temperature and pressure monitoring system for an oil and / or gas well, wherein one or more sensors are arranged in a tubular element. The temperature and pressure monitoring system can be mounted on existing equipment, where installation and uninstallation can be carried out even when the wellbore produces.
Description
Foreliggende oppfinnelse vedrører en anordning som typisk benyttes i forbindelse med måling av en eller flere parametere i olje- og/eller gassbrenner i den hensikt å minske risikoen for en trykklekkasje fra brønnen, og mer spesielt angår foreliggende oppfinnelse i det minste en sensor anordnet i et rørformet element installert på en havbunn eller på en produksjonsplattform, som måler temperatur og trykk i forskjellige ringrom tilknyttet en brønnkomplettering. The present invention relates to a device that is typically used in connection with the measurement of one or more parameters in an oil and/or gas burner with the intention of reducing the risk of a pressure leak from the well, and more particularly the present invention relates to at least one sensor arranged in a tubular element installed on a seabed or on a production platform, which measures temperature and pressure in different annulus associated with a well completion.
Når en brønn er boret ferdig, må den klargjøres for en sikker, effektiv og optimalisert produksjon og/eller injeksjon. Dette gjøres ved en såkalt brønnkomplettering, der foringsrør med ulike lengder og diametre sementeres fast til grunnformasjonen. Foringsrørene vil med annet nedihullsutstyr danne en tett forbindelse, hvor hensikten er å forhindre at det oppstår en uønsket lekkasje i brønnen, der brønnvæske og/eller injisert fluid fra brønnen lekker ut til omgivelsene. Foringsrørene, som er anordnet koaksialt med hverandre og satt sammen med ulike pakningselementer, vil da danne flere såkalte ringrom i brønnen. When a well has been drilled, it must be prepared for safe, efficient and optimized production and/or injection. This is done by so-called well completion, where casing pipes of different lengths and diameters are cemented firmly to the base formation. The casings will form a tight connection with other downhole equipment, the purpose of which is to prevent an unwanted leak from occurring in the well, where well fluid and/or injected fluid from the well leaks out to the surroundings. The casing pipes, which are arranged coaxially with each other and put together with various packing elements, will then form several so-called annulus in the well.
På toppen av brønnen festes en brønnhodekonstruksjon, der denne danner en avslutning på kompletteringen. Brønnhodet skal lede brønnstrømmen gjennom seg for videre prosessering samt at brønnhodet skal være en sikring mot at brønnstrømmen strømmer ukontrollert til overflaten. A wellhead structure is attached to the top of the well, where this forms the end of the completion. The wellhead must lead the well flow through it for further processing and the wellhead must be a safeguard against the well flow flowing uncontrolled to the surface.
En slik brønnhodekonstruksjon utsettes for store belastninger og påkjenninger fra det omkringliggende miljø. Selv om disse konstruksjonene og installasjonene er dimensjonert for en del års vedlikeholdsfri levetid, må de stadig inspiseres av sikkerhetsmessige og økonomiske hensyn. Such a wellhead construction is exposed to large loads and stresses from the surrounding environment. Although these constructions and installations are designed for a maintenance-free lifespan of several years, they must be constantly inspected for safety and financial reasons.
En slik kontroll av utstyr, rørledninger og andre (undervanns)installasjoner er ønskelig og nødvendig ikke bare under produksjon, men også under boring, installasjon samt vedlikeholds- og reparasjonsarbeid. Offshore vil manuelle rutiner og operasjoner erstattes av automatiserte operasjoner, hvilket krever stor pålitelighet til utstyret som benyttes. Dette fører til at det stilles helt andre krav til overvåknings-, kontroll- og kommunikasjonssystemene som benyttes offshore enn det som er vanlig på installasjoner onshore. Such an inspection of equipment, pipelines and other (underwater) installations is desirable and necessary not only during production, but also during drilling, installation and maintenance and repair work. Offshore, manual routines and operations will be replaced by automated operations, which requires great reliability of the equipment used. This leads to completely different requirements being placed on the monitoring, control and communication systems used offshore than what is usual for installations onshore.
I tillegg vil det ved utvinning av hydrokarboner også være svært viktig å kunne vite hva som skjer i en olje- og/eller gassbrønn, der dette vil gjelde for hele brønnens liv, dvs. fra selve boringen av brønnen starter og til brønnen stenges av. Dette gjøres ved å overvåke en rekke forskjellige parametere i brønnen, der disse parametere eksempelvis kan være: forurensing, lekkasjer, brønntrykk, produksjonen, sand/erosjon i brønnen, brønnhodetemperatur, ventilposisjoner i utstyret/brønnen, korrosjon etc. In addition, when extracting hydrocarbons, it will also be very important to be able to know what happens in an oil and/or gas well, where this will apply for the entire life of the well, i.e. from the actual drilling of the well starts until the well is shut down. This is done by monitoring a number of different parameters in the well, where these parameters can be, for example: pollution, leaks, well pressure, production, sand/erosion in the well, wellhead temperature, valve positions in the equipment/well, corrosion etc.
Det vil eksempelvis i forbindelse med produksjon av olje- og/eller gassbrønner være svært viktig fra et sikkerhets-, pålitelighets- og kostnadsmessig aspekt å forhindre at det skjer en såkalt trykklekkasje fra brønnen, gjennom de forskjellige ringrom i foringsrørene, og inn i omgivelsene. Dersom det likevel oppstår en slik uønsket trykklekkasje, skal ulike sikkerhetssystemer kunne stenge brønnen selv under trykk, slik at brønnvæske som har strømmet inn i brønnens ulike ringrom kan sirkuleres ut kontrollert. For example, in connection with the production of oil and/or gas wells, it will be very important from a safety, reliability and cost perspective to prevent a so-called pressure leak from the well, through the various annulus in the casing, and into the surroundings. If such an unwanted pressure leak nevertheless occurs, various safety systems must be able to close the well itself under pressure, so that well fluid that has flowed into the well's various annulus can be circulated out in a controlled manner.
Dersom man imidlertid gjennom hyppige målinger kunne overvåke eller kontrollere et trykk i en olje- og/eller gassbrønn, vil man på et tidligere tidspunkt kunne få en indikasjon på at det er i ferd med å oppstå eller at det vil oppstå en trykklekkasje, eller også at det allerede er en trykklekkasje i brønnen, hvorved man kunne foreta ulike handlinger for å forhindre at det faktisk oppstår en reell trykklekkasje i brønnen, eller hvis det allerede er en trykklekkasje i brønnen, at konsekvensene eller følgene av en slik trykklekkasje blir så små som mulig. If, however, through frequent measurements one could monitor or control a pressure in an oil and/or gas well, one would be able to get an indication at an earlier time that it is about to occur or that a pressure leak will occur, or that there is already a pressure leak in the well, whereby various actions could be taken to prevent a real pressure leak from actually occurring in the well, or if there is already a pressure leak in the well, that the consequences or consequences of such a pressure leak will be as small as possible.
Det er derfor utviklet ulike løsninger for å overvåke og/eller kontrollere trykk i en olje- eller gassbrønn. Eksempelvis skal det vises til US 5.172.112, der det er kjent at en trykkmålende innretning måler et trykk i et undervannsrør. Innretningen omfatter en stasjonær enhet som er montert på utsiden av undervannsrøret og en flyttbar enhet som senkes ned til en posisjon nær den stasjonære enheten når trykket skal overvåkes eller måles. Den stasjonære enheten, som er en strekkspenningsmåler, vil overvåke trykket i røret ved at "strekket" i røret måles. Målingene vil deretter overføres fra den stasjonære enheten i form av egnede signaler, hvorved den bevegelige enheten deretter vil omforme disse signaler til å gi et bilde av hvilket trykk som er på innsiden av undervannsrøret. Various solutions have therefore been developed to monitor and/or control pressure in an oil or gas well. For example, reference should be made to US 5,172,112, where it is known that a pressure measuring device measures a pressure in an underwater pipe. The device comprises a stationary unit which is mounted on the outside of the underwater pipe and a movable unit which is lowered to a position close to the stationary unit when the pressure is to be monitored or measured. The stationary unit, which is a tensile strain gauge, will monitor the pressure in the pipe by measuring the "stretch" in the pipe. The measurements will then be transmitted from the stationary unit in the form of suitable signals, whereby the mobile unit will then transform these signals to give an image of what pressure is inside the underwater pipe.
Fra GB 2.286.682 er det kjent en løsning der en induktiv trykkomformer benyttes for å måle trykket i et rør. Dette oppnås ved å sende en vekselstrøm innvendig en induksjonsspole for å generere et magnetisk felt. Det magnetiske feltet sendes gjennom en spalte som er dannet mellom røret og induksjonsspolen, og videre inn i røret. Fluidet som strømmer i røret vil på grunn av trykket det innehar, fremskape belastninger på røret, hvorved disse belastninger vil skape variasjoner i de elektromagnetiske egenskaper i materialet som røret er fremstilt av, der disse variasjoner kan avleses av det magnetiske feltet som er dannet. Disse avleste variasjoner kan deretter omdannes til å gi en trykkmåling. From GB 2,286,682, a solution is known where an inductive pressure transducer is used to measure the pressure in a pipe. This is achieved by passing an alternating current inside an induction coil to generate a magnetic field. The magnetic field is sent through a gap formed between the tube and the induction coil, and further into the tube. The fluid flowing in the pipe will, due to the pressure it contains, create loads on the pipe, whereby these loads will create variations in the electromagnetic properties of the material from which the pipe is made, where these variations can be read by the magnetic field that is formed. These read variations can then be converted to give a pressure measurement.
Det er et formål med foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe et overvåkningssystem for olje- og/eller gassbrønner, der systemet kan overvåke forskjellige soner eller posisjoner i brønnen. It is an aim of the present invention to provide a monitoring system for oil and/or gas wells, where the system can monitor different zones or positions in the well.
Det er ytterligere et formål med den foreliggende oppfinnelse å frembringe et overvåkningssystem der sikkerhetssystemets doble barriere forblir intakt. It is a further object of the present invention to produce a monitoring system in which the security system's double barrier remains intact.
Det er ytterligere et formål med den foreliggende oppfinnelse å frembringe et overvåkningssystem der dette kan ettermonteres på allerede utplassert utstyr. It is a further purpose of the present invention to produce a monitoring system where this can be retrofitted to already deployed equipment.
Det er ytterligere et formål med den foreliggende oppfinnelse å tilveiebringe et overvåkningssystem, der overvåkningssystemets sensorer kan monteres i et rørformet element, selv når det rørformede elementet står under trykk. It is a further object of the present invention to provide a monitoring system, where the sensors of the monitoring system can be mounted in a tubular element, even when the tubular element is under pressure.
Et temperatur- og trykkovervåkningssystem i henhold til foreliggende oppfinnelse slik denne angis i de selvstendige patentkravene med utførelser av oppfinnelsen A temperature and pressure monitoring system according to the present invention as stated in the independent patent claims with embodiments of the invention
definert i de uselvstendige patentkravene, benyttes for å overvåke ulike parametere, for eksempel temperatur og/eller trykk, i opptil flere forskjellige soner eller områder i en olje- og/eller gassbrønn. Hensikten er at man gjennom de utførte målinger på et tidligere tidspunkt skal kunne se at en trykklekkasje er i ferd med å skje, eller allerede har skjedd, hvorved det kan foretas handlinger for å forhindre eller også begrense skadene av trykklekkasjen. defined in the independent patent claims, is used to monitor various parameters, for example temperature and/or pressure, in up to several different zones or areas in an oil and/or gas well. The purpose is that through the measurements carried out at an earlier time, one should be able to see that a pressure leak is about to occur, or has already occurred, whereby actions can be taken to prevent or also limit the damage caused by the pressure leak.
Temperatur- og trykkovervåkningssystemet er særlig tenkt benyttet på "tørre" brønnhoder, dvs. brønnhoder som er plassert på en plattform eller lignende, men kan også benyttes på havbunnsplasserte brønnhoder. Et flertall av sensorer vil da være anordnet slik i brønnhodet at det for hver sensor vil kunne foretas en overvåkning og måling av temperatur og/eller trykk av brønnens ulike soner. The temperature and pressure monitoring system is particularly intended to be used on "dry" wellheads, i.e. wellheads which are placed on a platform or the like, but can also be used on wellheads placed on the seabed. A majority of sensors will then be arranged in the wellhead in such a way that for each sensor it will be possible to monitor and measure the temperature and/or pressure of the well's various zones.
Temperatur- og trykkovervåkningssystemet ifølge foreliggende oppfinnelse kan også benyttes i eller med andre rørformede elementer, for eksempel et ventiltre eller lignende. The temperature and pressure monitoring system according to the present invention can also be used in or with other tubular elements, for example a valve tree or the like.
I sin enkleste utførelse er sensorene anordnet i et hull i brønnhodet eller ventiltreet, men de kan i mer komplekse utførelser av foreliggende oppfinnelse også være anordnet i sikkerhetsventiler som er anordnet i brønnhodet eller ventiltreet. Sensorene kan da være utformet med et gjenget parti over en del av sin lengde, slik at de skrus inn i hullet og holdes i denne posisjonen. In its simplest embodiment, the sensors are arranged in a hole in the wellhead or the valve tree, but in more complex embodiments of the present invention they can also be arranged in safety valves which are arranged in the wellhead or the valve tree. The sensors can then be designed with a threaded part over part of their length, so that they are screwed into the hole and held in this position.
Sensorene som benyttes i temperatur- og trykkovervåkningssystemet er i en utførelsesform innrettet for bare å måle disse to parametere, men det skal forstås at andre parametere ved behov eller ønske også kan måles. Sensorene kan i en utførelse av foreliggende oppfinnelse være drevet av magnetisk induksjon, idet en induksjonsspole er anordnet i sensorens ene ende. Denne induksjonsspole vil "samvirke" med en annen induksjonsspole som er anordnet i en blindflens som benyttes for å dekke til/beskytte sensorene når disse er montert inn i brønnhodet eller ventiltreet. The sensors used in the temperature and pressure monitoring system are in one embodiment designed to only measure these two parameters, but it should be understood that other parameters can also be measured if needed or desired. In an embodiment of the present invention, the sensors can be driven by magnetic induction, an induction coil being arranged at one end of the sensor. This induction coil will "cooperate" with another induction coil which is arranged in a blind flange which is used to cover/protect the sensors when these are fitted into the wellhead or valve tree.
Gjennom blindflensen vil også den elektriske kraft som er nødvendig for å drive induksjonsspolene i blindflensen og sensoren tilføres til disse. Blindflensen kan da være utformet med et tilkoblingspunkt for en strømledning eller den kan romme en batteripakke eller lignende. På blindflensens ytre side, dvs. siden som vender ut mot omgivelsene, er det dessuten anordnet en sender som samvirker med sensorene for oversendelse av signaler. Sensor og sender kan være forbundet til hverandre ved hjelp av en overføringsledning, men de kan også tenkes å kommunisere trådløst med hverandre. På tilsvarende måte vil senderen kommunisere med en fjerntliggende mottaker for å overføre signaler videre fra sensoren, idet denne kommunikasjon kan skje gjennom en ledning eller også trådløst. Through the blind flange, the electrical power required to drive the induction coils in the blind flange and the sensor will also be supplied to these. The blind flange can then be designed with a connection point for a power cable or it can accommodate a battery pack or the like. On the outer side of the blind flange, i.e. the side that faces the surroundings, there is also a transmitter that interacts with the sensors to transmit signals. Sensor and transmitter can be connected to each other by means of a transmission line, but they can also be thought of as communicating wirelessly with each other. In a similar way, the transmitter will communicate with a remote receiver to transmit signals on from the sensor, as this communication can take place through a wire or wirelessly.
Dersom blindflensen er utstyrt med en batteripakke som skal drive induksjonsspolen og dermed også sensorene, kan batteripakken omfatte en innretning som sørger for at batteriene slås av og på med visse tidsintervall, slik at batteriet spares. Innretningen kan da slå på batteriene og holde de påslått mens det foretas målinger av temperaturen og/eller trykket, hvorved batteriene etter et på forhånd angitt antall minutter slås av. If the blind flange is equipped with a battery pack that will power the induction coil and thus also the sensors, the battery pack can include a device that ensures that the batteries are switched off and on at certain time intervals, so that the battery is saved. The device can then switch on the batteries and keep them switched on while measurements of the temperature and/or pressure are made, whereby the batteries are switched off after a predetermined number of minutes.
Sensorene som benyttes i overvåkningssystemet er i en foretrukket utførelsesform av oppfinnelsen drevet av magnetisk induksjon, idet det i tilknytting til sensoren er anordnet en induksjonsspole. Induksjonsspolen vil, når den tilføres en elektrisk strøm, på den ene siden danne et magnetisk felt som benyttes for å måle variasjoner i det magnetiske feltet og på den andre siden til å drive selve sensorenheten. En fagmann vil imidlertid forstå at andre typer sensorer som kan måle temperatur og trykk eller andre fysiske parametere kan benytte. The sensors used in the monitoring system are in a preferred embodiment of the invention driven by magnetic induction, as an induction coil is arranged in connection with the sensor. The induction coil, when supplied with an electric current, will on the one hand form a magnetic field which is used to measure variations in the magnetic field and on the other hand to drive the sensor unit itself. A person skilled in the art will, however, understand that other types of sensors that can measure temperature and pressure or other physical parameters can be used.
Når sensorene i temperatur- og trykkovervåkningssystemet skal installeres i et brønnhode eller et ventiltre, må man først skru av en blindflens dersom denne er montert på brønnhodet eller ventiltreet. Denne blindflens lukker og "forsegler" et hull i brønnhodet eller ventiltreet. Deretter monteres det en såkalt gateventil i brønnhodets eller ventiltreets hull, hvoretter et verktøy, der dette kan være teleskopisk, monteres på gateventilen og det foretas deretter en trykktesting av oppkoblingen. Neste trinn i prosessen vil medføre at gateventilen åpnes og det teleskopiske verktøyets stempel skyves inn i hullet. Stempelet, omfattende en gripeinnretning, vil deretter føres inn på blindpluggen og blindpluggen skrus ut. Da hullet i brønnhodet eller ventiltreet er dannet gjennomgående godset i brønnhodet eller ventiltreet, vil brønnen være "åpen", hvorved trykket fra ringrommet vil stå inn mot gateventil og det teleskopiske verktøyet. Deretter vil det teleskopiske verktøyets stempel med "fanget" blindplugg trekkes tilbake og gateventilen stenges. Trykket mellom gateventil og det teleskopiske verktøyet ventileres deretter. Trykket fra brønnens ringrom vil nå stå inn mot den stengte gateventil. Det teleskopiske verktøy med "fanget" blindplugg kan deretter skrus av gateventil og blindplugg kan fjernes fra verktøyet. En sensor monteres deretter i stempelets gripeinnretning på det teleskopiske verktøyet hvoretter verktøyet igjen monteres på gateventil. Gateventil åpnes og igjen vil trykket fra brønnens ringrom stå mot gateventil og det teleskopiske verktøyet. Verktøyets stempel pumpes deretter inn og sensor skrus i gjengeprofil i brønnhodet. Sensoren trykktestes og gateventil og verktøy fjernes deretter. Sist vil blindflensen (omfattende elektronikk og induksjonsspole eller en kabelgjennomføring) monteres på brønnhodet eller ventiltreet, slik at signal med trykk og/eller temperatur fra sensorene kan overføres gjennom blindflensen. When the sensors in the temperature and pressure monitoring system are to be installed in a wellhead or a valve tree, you must first unscrew a blind flange if this is mounted on the wellhead or valve tree. This blind flange closes and "seals" a hole in the wellhead or valve tree. A so-called gate valve is then mounted in the hole of the wellhead or valve tree, after which a tool, where this can be telescopic, is mounted on the gate valve and a pressure test of the connection is then carried out. The next step in the process will cause the gate valve to open and the telescopic tool's piston to be pushed into the hole. The piston, comprising a gripping device, will then be inserted onto the blind plug and the blind plug unscrewed. As the hole in the wellhead or valve tree is formed through the material in the wellhead or valve tree, the well will be "open", whereby the pressure from the annulus will face the gate valve and the telescopic tool. Then the telescoping tool piston with the "trapped" blind plug will retract and the gate valve will close. The pressure between the gate valve and the telescopic tool is then vented. The pressure from the well's annulus will now face the closed gate valve. The telescopic tool with the "captured" blind plug can then be unscrewed from the gate valve and the blind plug can be removed from the tool. A sensor is then mounted in the piston's gripping device on the telescopic tool after which the tool is again mounted on the gate valve. The gate valve is opened and again the pressure from the well annulus will be against the gate valve and the telescopic tool. The tool's piston is then pumped in and the sensor is screwed into the threaded profile in the wellhead. The sensor is pressure tested and the gate valve and tools are then removed. Finally, the blind flange (comprising electronics and induction coil or a cable feedthrough) will be mounted on the wellhead or valve tree, so that signals with pressure and/or temperature from the sensors can be transmitted through the blind flange.
Det skal forstås at det i stedet for å bruke en blindflens og en blindplugg i hullet, slik som beskrevet ovenfor, kan eksempelvis også en tilbakeslagsventil eller en annen ventiltype være anordnet i hullet, eller for å avstenge hullet. Fremgangsmåten vil da omfatte fjerning av tilbakeslagsventilen eller gateventilen, hvoretter de resterende trinn er identiske. En fagmann vil dessuten være klar over hvordan mindre endringer og/eller andre sekvenser i den ovenfor beskrevne fremgangsmåten kan utføres. På tilsvarende måte vil det være åpenbart hvordan en demontering av systemet skal utføres. It should be understood that instead of using a blind flange and a blind plug in the hole, as described above, a non-return valve or another type of valve can also be arranged in the hole, or to seal off the hole. The procedure will then include removal of the check valve or gate valve, after which the remaining steps are identical. A person skilled in the art will also be aware of how minor changes and/or other sequences in the method described above can be carried out. In a similar way, it will be obvious how a dismantling of the system is to be carried out.
Det er dermed gjennom foreliggende oppfinnelse tilveiebrakt et temperatur- og trykkovervåkningssystem som tillater at sensorene i systemet monteres eller demonteres under trykk, dvs. at olje- og/eller gassbrønnen kan være i produksjon mens monteringen/demonteringen utføres; systemet vil videre ivareta barrierene i sikkerhetssystemet og eventuelle trykklekkasjer i olje- og/eller gassbrønnen vil i lagt større grad kunne forhindres gjennom at man på et tidligere tidspunkt får en indikasjon på "unormale" forhold i brønnen. Through the present invention, a temperature and pressure monitoring system has thus been provided which allows the sensors in the system to be mounted or dismantled under pressure, i.e. that the oil and/or gas well can be in production while the assembly/disassembly is carried out; the system will also take care of the barriers in the safety system and any pressure leaks in the oil and/or gas well will be able to be prevented to a greater extent by getting an indication of "abnormal" conditions in the well at an earlier stage.
Andre fordeler og særtrekk ved foreliggende oppfinnelsesgjenstand vil fremgå klart fra følgende detaljerte beskrivelse, de vedføyde tegninger samt de etterfølgende patentkrav. Other advantages and distinctive features of the present invention will be clear from the following detailed description, the attached drawings and the subsequent patent claims.
Kort beskrivelse av figurene: Brief description of the figures:
Figur 1 viser en prinsippskisse av selve temperatur- og trykkovervåkningssystemet, Figure 1 shows a schematic diagram of the temperature and pressure monitoring system itself,
Figur 2 viser detaljer ved sensoren og sammenkoblingen av denne, Figure 2 shows details of the sensor and its connection,
Figur 3 viser hvordan pluggen monteres i et brønnhode eller et ventiltre, og Figure 3 shows how the plug is mounted in a wellhead or a valve tree, and
Figur 4 viser skjematisk et tverrsnitt av et typisk brønnhodesystem, der temperatur-og trykkovervåkningssystemet ifølge foreliggende oppfinnelse er montert i dette. Figure 4 schematically shows a cross-section of a typical wellhead system, in which the temperature and pressure monitoring system according to the present invention is mounted.
På figur 1 er det vist en prinsippskisse av temperatur- og Figure 1 shows a schematic diagram of the temperature and
trykkovervåkningssystemet ifølge foreliggende oppfinnelse, der et flertall sensorer 1 er anordnet i et rørformet element 2.1 det viste tilfellet er det rørformede element the pressure monitoring system according to the present invention, where a plurality of sensors 1 are arranged in a tubular element 2.1 the case shown is the tubular element
2 et brønnhode eller et ventiltre. 2 a wellhead or valve tree.
I en konvensjonell borebrønn vil det være dannet flere ringrom A, B, C (se også figur 4) mellom et produksjonsrør og en produksjonskledningsstreng. Dette vil forklares i større detalj på figur 4. De forskjellige sensorer 1 vil da være slik anordnet på det rørformede elementet 2, som eksempelvis kan være et brønnhode eller et ventiltre, at det kan foretas en overvåkning og måling av temperatur og/eller trykk i hver av disse ringrommene A, B, C. Sensorene 1 kan i en foretrukket utførelse være anordnet i hull i brønnhodet eller ventiltreet (se figur 3), hvorved dette sikrer at sensorene 1 kan installeres og demonteres under trykk. Sensorene 1 er utformet med et gjenget parti 5 over en del av sin lengde, hvorved de kan skrus fast og holdes i en ønsket posisjon i brønnhodet eller ventiltreet 2. In a conventional borehole, several annulus A, B, C (see also figure 4) will be formed between a production pipe and a production casing string. This will be explained in greater detail in Figure 4. The various sensors 1 will then be arranged on the tubular element 2, which can for example be a wellhead or a valve tree, so that a monitoring and measurement of temperature and/or pressure can be carried out in each of these annulus A, B, C. In a preferred embodiment, the sensors 1 can be arranged in holes in the wellhead or the valve tree (see figure 3), whereby this ensures that the sensors 1 can be installed and dismantled under pressure. The sensors 1 are designed with a threaded part 5 over part of their length, whereby they can be screwed down and held in a desired position in the wellhead or valve tree 2.
Når en måling av de ønskede parametere i det rørformede elementet 2 er foretatt, vil det genereres et signal som overføres til en sender 7, som kan være trådløs eller tilkoblet til en ledning, og som er forbundet med sensorene 1. Senderen 7 vil deretter overføre trådløst eller via ledning det genererte signal til en fjernliggende mottaker 3, for videre prosessering av signalet. When a measurement of the desired parameters in the tubular element 2 has been made, a signal will be generated which is transmitted to a transmitter 7, which may be wireless or connected to a wire, and which is connected to the sensors 1. The transmitter 7 will then transmit wirelessly or via wire the generated signal to a remote receiver 3, for further processing of the signal.
Gjennom figur 2 vises sensorens 1 oppbygging, der det ses at sensoren 1 omfatter en induksjonsspole 4 i sin ene ende og et gjenget parti 5 i sin motsatte ende. Når sensoren 1 er montert i brønnhodet eller ventiltreet, vil sensoren 1 beskyttes av en blindflens 6. Blindflensen 6 kan ved hjelp av egnede festeinnretninger (ikke vist), for eksempel bolter, festes til brønnhodet eller ventiltreet 2. Blindflensen 6 omfatter på siden som vender mot sensoren 1 en induksjonsspole 4, der denne er plassert i en utsparing i blindflensen 6. På sin andre side, dvs. på siden som vender ut mot omgivelsene, når blindflensen 6 er fastskrudd til brønnhodet eller ventiltreet, er det anordnet en sender 7 som kan overføre et signal enten trådløst eller via en ledning. Figure 2 shows the structure of the sensor 1, where it can be seen that the sensor 1 comprises an induction coil 4 at one end and a threaded part 5 at its opposite end. When the sensor 1 is mounted in the wellhead or the valve tree, the sensor 1 will be protected by a blind flange 6. The blind flange 6 can be attached to the wellhead or the valve tree 2 by means of suitable fastening devices (not shown), for example bolts. The blind flange 6 includes on the side facing towards the sensor 1 an induction coil 4, where this is placed in a recess in the blind flange 6. On its other side, i.e. on the side facing the surroundings, when the blind flange 6 is screwed to the wellhead or the valve tree, a transmitter 7 is arranged which can transmit a signal either wirelessly or via a wire.
I blindflensen 6 vil det dessuten være anordnet et batteri eller en tilkobling for tilførsel av elektrisk strøm. Denne elektriske strømmen vil deretter benyttes for å "drive" induksjonsspolen 4 i sensoren 1 og blindflensen 6, hvorved det vil dannes et magnetisk felt i og rundt sensoren 1. Dersom dette magnetiske felt overføres til det rørformede element 2, kan sensoren 1 registrere nyttiggjort energi som er overført mellom induksjonsspolen 4 og det rørformede elementet 2, hvorved det på bakgrunn av den nyttiggjorte energi vil genereres et signal i sensoren 1. Sensoren 1 og mottakeren 7 er slik innrettet at et signal kan overføres fra sensoren 1 til mottakeren 7. Når mottakeren 7 har mottatt et signal fra sensoren 1, vil senderen 7 være innrettet til å kunne sende eller overføre det mottatte signal til en fjernliggende mottaker 3. Ved mottakeren 3 kan signalet omformes, slik at det gir et temperatur-og/eller trykkbilde av forholdene i det rørformede element 2. Denne signaloverføring kan gjøres enten trådløst eller ved hjelp av en ledning. In the blind flange 6, there will also be a battery or a connection for the supply of electric current. This electric current will then be used to "drive" the induction coil 4 in the sensor 1 and the blind flange 6, whereby a magnetic field will be formed in and around the sensor 1. If this magnetic field is transferred to the tubular element 2, the sensor 1 can register utilized energy which is transmitted between the induction coil 4 and the tubular element 2, whereby a signal will be generated in the sensor 1 based on the utilized energy. The sensor 1 and the receiver 7 are arranged in such a way that a signal can be transmitted from the sensor 1 to the receiver 7. When the receiver 7 has received a signal from the sensor 1, the transmitter 7 will be arranged to be able to send or transmit the received signal to a remote receiver 3. At the receiver 3, the signal can be transformed, so that it provides a temperature and/or pressure picture of the conditions in the tubular element 2. This signal transmission can be done either wirelessly or by means of a wire.
På figur 3 vises hvordan sensoren 1 monteres i et rørformet element 2, idet sensoren 1 ved hjelp av et gjengeformet parti 5 skrus inn i et hull 8 i et brønnhode. For å forhindre at vann og/eller andre forurensinger trenger inn i hullet 8 og eller sensoren 1, kan det være anordnet en pakningsring 9 mellom hullet 8 og sensoren 1. Figure 3 shows how the sensor 1 is mounted in a tubular element 2, the sensor 1 being screwed into a hole 8 in a wellhead by means of a threaded part 5. To prevent water and/or other contaminants from penetrating into the hole 8 and or the sensor 1, a sealing ring 9 can be arranged between the hole 8 and the sensor 1.
Når sensoren 1 er skrudd fast i hullet 8 i det rørformede elementet 2, vil en blindflens 6 dekke over sensoren 1. Blindflensen 6 vil da ved hjelp av egnede festeinnretninger monteres fast til det rørformede elementet 2. When the sensor 1 is screwed into the hole 8 in the tubular element 2, a blind flange 6 will cover the sensor 1. The blind flange 6 will then be fixed to the tubular element 2 using suitable fastening devices.
Figur 4 viser et skjematisk tverrsnitt av et typisk brønnhodesystem, der et ledende rør 10 trenger gjennom havbunnen og videre ned til et ønsket dyp. Det ledende rør er videre sementert fast til overflateformasjonen. Den øvre enden av det ledende røret 10 er forseglet av en pakning 11 til det ytre trykksatte huset 12 av brønnhodet. Et mellomliggende foringsrør 13 strekker seg gjennom det ledende rør 10 og er også sementert fast til overflateformasjonen. Foringsrøret 13 er i sin øvre ende gjennom foringsrørhengere avhengt i brønnhodet 2, og forseglet med pakningen 11. Da det ledende rør 12 og foringsrøret 13 er anordnet konsentrisk med hverandre, dannes det et rom mellom rørene 12 og 13, der dette rommet kalles for et ringrom. Det rommet som avgrenses av det ledende rør 12, foringsrøret 13 og foringsrørhengeren definerer et ringrom "A". På tilsvarende måte vil et foringsrør 14, som er anordnet konsentrisk med foringsrøret 13, strekke seg gjennom foringsrøret 13. Her vil foringsrør 13, 14 sammen med foringsrørhengeren definere et ringrom "B". Innenfor foringsrøret 14 er et produksjonsrør 15 anordnet. Det rom som er dannet mellom foringsrøret 14 og produksjonsrøret 15, avgrenset av foringsrørhengeren, vil danne ringrommet "C". Foringsrøret 14 og produksjonsrøret 15 er på tilsvarende måte som foringsrøret 13 avhengt i brønnhodet gjennom foringsrørhengere og det er videre benyttet pakninger 11 for å danne en tett forbindelse mellom rørene 14, 15 og brønnhodet 2. Figure 4 shows a schematic cross-section of a typical wellhead system, where a conducting pipe 10 penetrates through the seabed and further down to a desired depth. The conducting pipe is further cemented firmly to the surface formation. The upper end of the conductive pipe 10 is sealed by a gasket 11 to the outer pressurized housing 12 of the wellhead. An intermediate casing 13 extends through the conductive pipe 10 and is also cemented firmly to the surface formation. The casing 13 is suspended at its upper end through casing hangers in the wellhead 2, and sealed with the gasket 11. As the conducting pipe 12 and the casing 13 are arranged concentrically with each other, a space is formed between the pipes 12 and 13, where this space is called a ring room. The space delimited by the conducting tube 12, the casing 13 and the casing hanger defines an annulus "A". In a similar way, a casing pipe 14, which is arranged concentrically with the casing pipe 13, will extend through the casing pipe 13. Here, casing pipes 13, 14 together with the casing hanger will define an annulus "B". Within the casing 14, a production pipe 15 is arranged. The space formed between the casing 14 and the production pipe 15, delimited by the casing hanger, will form the annulus "C". The casing 14 and the production pipe 15 are suspended in the wellhead in a similar way to the casing 13 through casing hangers and gaskets 11 are also used to form a tight connection between the pipes 14, 15 and the wellhead 2.
Når så sensorene i temperatur- og trykkovervåkningssystemet skal installeres i det ovenfor beskrevne brønnhodet 2, kan en fremgangsmåte for denne installasjon normalt omfatte de følgende trinn: -blindflensen (eller en tilbakeslagsventil, en gateventil eller annen type ventil) skrus av/fjernes dersom denne er montert på brønnhodet eller ventiltreet, -en såkalt gateventil monteres deretter i brønnhodets eller ventiltreets hull, hvoretter et teleskopisk verktøy monteres på gateventilen og det foretas en trykktesting av oppkoblingen, -gateventilen åpnes deretter og et stempel i det teleskopiske verktøyet føres inn på blindpluggen hvoretter denne skrus ut, -stempelet i det teleskopiske verktøyet, med "fanget" blindplugg trekkes tilbake og gateventilen stenges, When the sensors in the temperature and pressure monitoring system are to be installed in the wellhead 2 described above, a procedure for this installation can normally include the following steps: - the blind flange (or a non-return valve, a gate valve or other type of valve) is unscrewed/removed if this is mounted on the wellhead or valve tree, -a so-called gate valve is then mounted in the hole of the wellhead or valve tree, after which a telescopic tool is mounted on the gate valve and a pressure test is carried out on the connection, -the gate valve is then opened and a piston in the telescopic tool is inserted into the blind plug after which this is unscrewed, -the piston in the telescopic tool, with the "captured" blind plug is retracted and the gate valve is closed,
-trykket mellom gateventil og det teleskopiske verktøyet ventileres, - the pressure between the gate valve and the telescopic tool is vented,
-det teleskopiske verktøy med "fanget" blindplugg skrus av gateventil og blindplugg fjernes fra verktøyet, -en sensor monteres i pipen på det teleskopiske verktøyet hvoretter verktøyet igjen monteres på gateventil, -gateventil åpnes og stempelet i det teleskopiske verktøyet føres inn i hullet igjen og sensor skrus i gjengeprofil i brønnhodet, -sensoren trykktestes og gateventil og verktøy fjernes deretter, -blindflensen (omfattende elektronikk og induksjonsspole eller en kabelgjennomføring) monteres på brønnhodet eller ventiltreet, slik at signal med trykk og/eller temperatur fra sensorene kan overføres gjennom blindflensen. -the telescopic tool with the "caught" blind plug is unscrewed from the gate valve and the blind plug is removed from the tool, -a sensor is mounted in the pipe of the telescopic tool after which the tool is again mounted on the gate valve, -the gate valve is opened and the piston in the telescopic tool is guided into the hole again and sensor is screwed into a threaded profile in the wellhead, -the sensor is pressure tested and the gate valve and tools are then removed, -the blind flange (comprising electronics and induction coil or a cable feedthrough) is mounted on the wellhead or valve tree, so that signals with pressure and/or temperature from the sensors can be transmitted through the blind flange.
Dersom en gateventil i utgangspunktet er montert på brønnhodet 2, så vil fremgangsmåten omfatte færre trinn, idet man da kan begynne med å montere det teleskopiske verktøyet til gateventilen, og deretter fortsette med trinnene i fremgangsmåten, slik de er beskrevet ovenfor. If a gate valve is initially mounted on the wellhead 2, then the method will include fewer steps, since one can then start by mounting the telescopic tool to the gate valve, and then continue with the steps in the method, as described above.
På bakgrunn av gjennomførte målinger i ringrom A, B og C kan man forsikre seg at borebrønnen er betjent på en sikker måte og at den tilfredsstiller de regulative krav. On the basis of measurements carried out in annulus A, B and C, one can make sure that the borehole is operated in a safe manner and that it meets the regulatory requirements.
Oppfinnelsen er nå forklart med noen ikke begrensende utførelsesformer. En fagmann vil forstå at man vil kunne utføre en rekke variasjoner og modifikasjoner av temperatur- og trykkovervåkningssystemet som beskrevet, innenfor rammen av oppfinnelsen slik den er definert i de vedføyde krav. The invention is now explained with some non-limiting embodiments. A person skilled in the art will understand that it will be possible to carry out a number of variations and modifications of the temperature and pressure monitoring system as described, within the scope of the invention as defined in the appended claims.
Claims (9)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20081110A NO333416B1 (en) | 2008-03-03 | 2008-03-03 | Method and system for installing a process sensor on a wellhead |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20081110A NO333416B1 (en) | 2008-03-03 | 2008-03-03 | Method and system for installing a process sensor on a wellhead |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20081110L NO20081110L (en) | 2009-09-04 |
| NO333416B2 NO333416B2 (en) | 2013-06-03 |
| NO333416B1 true NO333416B1 (en) | 2013-06-03 |
Family
ID=41217465
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20081110A NO333416B1 (en) | 2008-03-03 | 2008-03-03 | Method and system for installing a process sensor on a wellhead |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| NO (1) | NO333416B1 (en) |
Cited By (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2017160164A1 (en) | 2016-03-16 | 2017-09-21 | Industrial Controls As | Apparatus and method for monitoring conditions in a fluid reservoir |
| US10502021B2 (en) | 2016-12-28 | 2019-12-10 | Cameron International Corporation | Valve removal plug assembly |
| US11352882B2 (en) | 2018-03-12 | 2022-06-07 | Cameron International Corporation | Plug assembly for a mineral extraction system |
| EP4118295A4 (en) * | 2020-03-11 | 2023-08-23 | ConocoPhillips Company | Pressure sensing plug for wellhead/xmas tree |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO20111436A1 (en) | 2011-10-21 | 2013-04-22 | Petroleum Technology Co As | Plug sensor for temperature and pressure monitoring in an oil / gas well |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5492017A (en) * | 1994-02-14 | 1996-02-20 | Abb Vetco Gray Inc. | Inductive pressure transducer |
| GB0116155D0 (en) * | 2001-07-02 | 2001-08-22 | Kvaerner Oilfield Products Ltd | Tool for replaceable pressure & temp sensor |
-
2008
- 2008-03-03 NO NO20081110A patent/NO333416B1/en unknown
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2017160164A1 (en) | 2016-03-16 | 2017-09-21 | Industrial Controls As | Apparatus and method for monitoring conditions in a fluid reservoir |
| US10866339B2 (en) | 2016-03-16 | 2020-12-15 | Industrial Controls As | Apparatus and method for monitoring conditions in a fluid reservior |
| US10502021B2 (en) | 2016-12-28 | 2019-12-10 | Cameron International Corporation | Valve removal plug assembly |
| US11352882B2 (en) | 2018-03-12 | 2022-06-07 | Cameron International Corporation | Plug assembly for a mineral extraction system |
| US11680483B2 (en) | 2018-03-12 | 2023-06-20 | Cameron International Corporation | Plug assembly for positioning within a passageway of a wellhead component |
| EP4118295A4 (en) * | 2020-03-11 | 2023-08-23 | ConocoPhillips Company | Pressure sensing plug for wellhead/xmas tree |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO333416B2 (en) | 2013-06-03 |
| NO20081110L (en) | 2009-09-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| AU2012325239B2 (en) | Plug sensor | |
| US6513596B2 (en) | Non-intrusive pressure measurement device for subsea well casing annuli | |
| BRPI0818886B1 (en) | PIPING SYSTEM UNDERSTANDING PRESSURE CONTROL MEANS AND TOOL INSERT METHOD | |
| NO20130595A1 (en) | A connectivity system for a permanent borehole system | |
| US10145236B2 (en) | Methods and systems for monitoring a blowout preventor | |
| NO343146B1 (en) | Plug assembly and method for a wellhead opening. | |
| NO333416B1 (en) | Method and system for installing a process sensor on a wellhead | |
| NO321960B1 (en) | Process for producing a flushable coiled tubing string | |
| US8881827B2 (en) | Wellhead having an integrated safety valve and method of making same | |
| RU2357067C1 (en) | Method of well head pressurising and facility for implementation of this method | |
| NO20101681A1 (en) | Security coupling and risers comprising such a safety coupling | |
| WO2022246236A1 (en) | Wellhead assembly monitoring sensor and method | |
| KR20150040514A (en) | BOP Test Control System | |
| US20050252661A1 (en) | Casing degasser tool | |
| KR20150001773U (en) | Test Apparatus for Drilling Equipment | |
| WO2019108067A1 (en) | Integrity monitoring of sectioned hoses | |
| NO328773B1 (en) | Lubrikatoranordning |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CREP | Change of representative |
Representative=s name: ZACCO NORWAY AS, POSTBOKS 2003 VIKA, 0125 OSLO |