DE69231713T3 - Bohrlochkopf - Google Patents

Bohrlochkopf Download PDF

Info

Publication number
DE69231713T3
DE69231713T3 DE69231713T DE69231713T DE69231713T3 DE 69231713 T3 DE69231713 T3 DE 69231713T3 DE 69231713 T DE69231713 T DE 69231713T DE 69231713 T DE69231713 T DE 69231713T DE 69231713 T3 DE69231713 T3 DE 69231713T3
Authority
DE
Germany
Prior art keywords
cross
passport
wellhead
hanger device
casing hanger
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Lifetime
Application number
DE69231713T
Other languages
English (en)
Other versions
DE69231713T2 (de
DE69231713D1 (de
Inventor
Hans Paul Aberdeen Scotland Hopper
Thomas Gus Cassity
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Cameron International Corp
Original Assignee
Cooper Cameron Corp
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Family has litigation
First worldwide family litigation filed litigation Critical https://patents.darts-ip.com/?family=8211385&utm_source=google_patent&utm_medium=platform_link&utm_campaign=public_patent_search&patent=DE69231713(T3) "Global patent litigation dataset” by Darts-ip is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 International License.
Application filed by Cooper Cameron Corp filed Critical Cooper Cameron Corp
Application granted granted Critical
Publication of DE69231713D1 publication Critical patent/DE69231713D1/de
Publication of DE69231713T2 publication Critical patent/DE69231713T2/de
Publication of DE69231713T3 publication Critical patent/DE69231713T3/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Lifetime legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02Surface sealing or packing
    • E21B33/03Well heads; Setting-up thereof
    • E21B33/04Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads
    • E21B33/043Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads specially adapted for underwater well heads
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02Surface sealing or packing
    • E21B33/03Well heads; Setting-up thereof
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02Surface sealing or packing
    • E21B33/03Well heads; Setting-up thereof
    • E21B33/035Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
    • E21B33/0353Horizontal or spool trees, i.e. without production valves in the vertical main bore
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02Surface sealing or packing
    • E21B33/03Well heads; Setting-up thereof
    • E21B33/04Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads
    • E21B33/047Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads for plural tubing strings
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH DRILLING; MINING
    • E21BEARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B34/00Valve arrangements for boreholes or wells
    • E21B34/02Valve arrangements for boreholes or wells in well heads

Description

  • Herkömmlicherweise entstehen Bohrlöcher auf Öl- und Gasfeldern, indem ein Bohrlochgehäuse mit einem Ausbruchsschieber bzw. Blow-Out Preventer (BOP) errichtet wird und daraufhin durch Bohren das Bohrloch entsteht, während nacheinander konzentrische Rohrfahrten installiert werden, die an den unteren Enden einzementiert und an den oberen Enden mit mechanischen Dichtungsvorrichtungen verschlossen werden. Um das verrohrte Bohrloch für die Förderung betriebsbereit zu machen, wird durch den BOP ein Bohrgestänge gezogen und eine Verrohrungsabhängervorrichtung an dessen oberem Ende auf den Bohrlochkopf aufgesetzt. Danach wird der BOP entfernt und durch ein Eruptionskreuz mit mindestens einer Förderöffnung, welche Betätigungsventile enthält und sich vertikal zu den seitlichen Förderfluid-Auslassöffnungen in der Wand des Eruptionskreuzes erstreckt, ersetzt.
  • Bei dieser Vorrichtung gab es Probleme, die bislang als unvermeidbar akzeptiert wurden. Dementsprechend wurden sämtliche Arbeitsschritte unten im Bohrloch auf die Verwendung von Werkzeugen beschränkt, die durch die Förderbohrung passen, deren Durchmesser gewöhnlich nicht größer als 5 Zoll (12,7 cm) ist, sofern nicht zuerst das Eruptionskreuz entfernt und durch einen BOP-Satz (BOP Stack) ersetzt wird. Allerdings müssen hierbei Stopfen oder Ventile gesetzt werden, die möglicherweise unzuverlässig sind, weil sie schon längere Zeit nicht mehr unten im Bohrloch verwendet worden sind. Während das Eruptionskreuz und der Blow-out Preventer in einem zeitaufwendigen Vorgang gegeneinander ausgetauscht werden und sich keines/keiner von beiden in der eigentlichen Position befindet, ist das Bohrloch völlig ungeschützt. Auch dann, wenn die endgültige Verrohrung gezogen werden muss, die im Wesentlichen aus dem Rohrgestänge auf dessen Abhängervorrichtung besteht, muss zuerst das Eruptionskreuz entfernt und durch einen BOP-Stack ersetzt werden. Dabei wird meist das Bohrloch verstopft oder totgepumpt.
  • Eine weitere Schwierigkeit besteht vor allem bei Unterwasser-Bohrlöchern in der Ausrichtung der einzelnen Funktionselemente, wie beispielsweise Fluidbohrungen sowie elektrische und hydraulische Leitungen, im richtigen Winkel zueinander, wenn die Bohrlochkopfausrüstung, einschließlich Verrohrungsabhängervorrichtung, Eruptionskreuz, BOP-Stack und Notausschalteinrichtungen, übereinander angeordnet werden. Eine exakte Ausrichtung ist erforderlich, wenn die einzelnen Vorrichtungen beim Herunterlassen und Aufeinandersetzen ohne Beschädigung sauber mit einander verbunden werden sollen. Bei Unterwasserbohrlöchern wird dieses Problem noch dadurch verstärkt, dass die einzelnen aufeinanderzusetzenden Vorrichtungen auf Führungspfeilern heruntergelassen werden oder ein Führungstrichter von einer Führungsbasis aus nach oben hervorsteht. Die Aufnahmebehälter der Pfeiler, die sich nach unten auf die Führungspfeiler bewegen, oder die Eintrittsführungen in den Trichtern weisen ein beträchtliches Spiel auf. Unvermeidlich bringt dieses Spiel eine gewisse Unsicherheit bei der Ausrichtung mit sich, weshalb die Gesamtfluchtlinienabweichung nach dem Aufeinandersetzen mehrerer Vorrichtungen unannehmbar groß sein kann. Des Weiteren hängt die exakte Ausrichtung von der genauen Position der Pfeiler oder Längskeile auf der speziellen Führungsbasis und der Führungen auf einem konkreten Fahrwerkzeug oder BOP-Stack ab, die sehr unterschiedlich sein kann. Demzufolge ist es günstiger, wenn für einen Bohrlochkopf immer dieselben Fahrwerkzeuge oder BOP-Stacks verwendet werden, da ansonsten unter Umständen für einen bestimmten Bohrlochkopf ein neues Werkzeug oder ein Stack speziell modifiziert werden muss. Weitere Fehlausrichtungen können durch die Art der Verschraubung der Führungsbasis an der Leitrohrfahrt des Bohrlochkopfes hervorgerufen werden.
  • In WO-A-86/01852 ist ein Unterwasser-Bohrlochkopf mit einem frei beweglichen Körper offenbart, in dem eine Verrohrungsabhängervorrichtung direkt aufgesetzt und aufgenommen wird.
  • Entsprechend der vorliegenden Erfindung wird ein Bohrlochkopf geschaffen, der ein Bohrlochkopfgehäuse, ein Passkreuz, das an dem Gehäuse befestigt und abgedichtet ist und wenigstens einen seitlichen Förderfluid-Auslassanschluss aufweist, der mit einem Ventil verbunden ist, sowie eine Verrohrungsabhängervorrichtung, die in dem Passkreuz an einer vorgegebenen Winkelposition aufgesetzt ist, an der der seitliche Förderfluid-Auslassanschluss in der Verrohrungsabhängervorrichtung mit dem in dem Passkreuz fluchtend ist, umfasst, wobei wenigstens eine vertikale Förderfluidbohrung in der Verrohrungsabhängervorrichtung über dem entsprechenden seitlichen Förderfluid-Auslassanschluss mit einem herausnehmbaren Stopfen abgedichtet ist und die Bohrung durch das Passkreuz hindurch über der Verrohrungsabhängervorrichtung mit einem zweiten herausnehmbaren Stopfen abgedichtet ist, dadurch gekennzeichnet, dass sich ein Aufwältigungsanschluss seitlich durch die Wand des Passkreuzes hindurch von einer Position zwischen den beiden Stopfen aus erstreckt, sich ein Verrohrungs-Ringraum-Fluidanschluss seitlich durch die Wand des Passkreuzes hindurch von dem Verrohrungs-Ringraum aus erstreckt, und diese beiden Anschlüsse durch das Passkreuz hindurch über eine externe Ringleitung miteinander verbunden sind, die wenigstens ein Ventil enthält.
  • Unter Passkreuz (spool tree) ist ein Kreuz zu verstehen, das ein herkömmliches Eruptionskreuz ersetzt, sich aber von diesem dadurch unterscheidet, dass es eine relativ große vertikale Durchgangsbohrung ohne Innenventile aufweist und mindestens groß genug ist, um die endgültige Verrohrung aufzunehmen. Die Vorteile eines solchen Passkreuzes im Hinblick auf die Sicherheit und den Betriebsnutzen sind beträchtlich.
  • Dadurch kann im Falle einer Aufwältigung die endgültige Verrohrung, die im Wesentlichen aus dem Rohrgestänge besteht, durch einen BOP-Stack hindurch gezogen werden, ohne dabei das Passkreuz und folglich die Druckverhältnisse im Bohrloch zu beeinträchtigen. Somit ist über die große Bohrung im Passkreuz ein vollständiger Zugriff durch die Förderrohre auf das Bohrloch gewährleistet. Als BOP kann ein geeigneter Aufwältigungs-BOP oder ein beliebiger Bohr-HOP dienen, und es muss kein speziell für dieses Bohrloch eingerichteter BOP sein.
  • Vorzugsweise sind an der Verrohrungsabhängervorrichtung und dem Passkreuz zusätzliche Führungseinrichtungen vorhanden, mit denen beim Herablassen der Verrohrungsabhängervorrichtung bis auf ihre Absetzstelle die Verrohrungsabhängervorrichtung in eine vorgegebene Winkelposition zum Passkreuz gedreht wird. Dadurch kann das Passkreuz in jeder beliebigen Winkelausrichtung auf das Bohrlochkopfgehäuse aufgesetzt werden, während die Führungseinrichtung sicherstellt, dass sich das Rohrgestänge direkt dreht und so exakt die richtige Winkelausrichtung zum Passkreuz, und zwar relativ unabhängig von jeder Beeinflussung von außen, erhält. Diese Führungseinrichtung zur Rotationssteuerung der Verrohrungsabhängervorrichtung in die vorgegebene Winkelausrichtung zum Passkreuz kann durch zusätzliche schräge Randflächen geschaffen werden, von denen eine an einer von der Verrohrungsabhängervorrichtung herabhängenden Ausrichtbuchse nach unten weist und die andere auf einer vom Passkreuz gehaltenen Ausrichtbuchse nach oben weist.
  • Wenngleich moderne Bohrlochtechnologien einen ununterbrochenen Zugang zum Verrohrungs-Ringraum um das Rohrgestänge herum bieten, wurde es bislang als schwierig, wenn nicht gar als unmöglich angesehen, eine kontinuierliche Entlüftung und/oder Drucküberwachung im Förderrohr-Ringraum, d. h. im Ring um die innerste Rohrfahrt herum, zu gewährleisten. Denn der Förderrohr-Ringraum muss abgedichtet sein, während das Eruptionskreuz anstelle des BOP angebracht wird. Dabei wurde das Eruptionskreuz erst montiert, nachdem der Verrohrungsstrang und die Abhängervorrichtung heruntergelassen worden waren, und zwar notwendigerweise in der Förderrohr-Abhängervorrichtung, so dass die Förderrohr-Abhängervorrichtung nicht mehr für die Öffnung eines Kanals vom Förderrohr-Ringraum zugänglich war. Demgegenüber bietet die neue Konstruktion, bei der das Passkreuz vor dem Hinunterlassen des Rohrstranges montiert wird, einen angemessenen geschützten Zugriff zur Förderrohr-Abhängervorrichtung durch den BOP und das Passkreuz hindurch, sodass eine Steuerung eines Durchtritts vom Förderrohr-Ringraum möglich ist.
  • Dazu kann der Bohrlochkopf folgende Teile aufweisen: eine Förderrohr-Abhängervorrichtung, die unter dem Passkreuz im Bohrlochkopfgehäuse aufsetzt, eine Isolierbuchse, die an ihrem unteren Ende zur Förderrohr-Abhängervorrichtung hin und am oberen Ende zum Passkreuz hin abgedichtet ist, wodurch ein ringförmiger Hohlraum zwischen der Isolierbuchse und dem Gehäuse entsteht, und ein Adapter im Ringraum, der einen Teil des Durchtritts vom Förderrohr-Ringraum zu einer Förderrohr-Ringraum-Drucküberwachungsöffnung im Passkreuz bildet, wobei der Adapter über ein Ventil zum Öffnen und Schließen des Durchtritts verfügt, welches sich nach dem Hochziehen der Isolierbuchse durch das Passkreuz hindurch über das Passkreuz betätigen lässt. Am Ventil kann sich eine Stopfbuchsenmutter befinden, die innerhalb eines Adapterkörpers hoch- und heruntergeschraubt werden kann, wodurch die Teile des Durchtritts in der Stopfbuchsenmutter bzw. im Adapterkörper zueinander gefluchtet oder versetzt ausgerichtet werden können. Die Ausrichtbuchse für die Verrohrungsabhängervorrichtung kann sich in der Isolierbuchse befinden.
  • Anschließend kann die Drucküberwachung im Förderrohr-Ringraum eingerichtet werden, und zwar mittels eines Verfahrens zur endgültigen Verrohrung eines Bohrlochs, bei dem eine Förderrohr-Abhängervorrichtung angebracht und über eine Dichtungsvorrichtung zum Bohrlochkopfgehäuse hin abgedichtet wird, wobei das Verfahren umfasst: bei am Gehäuse installiertem BOP das Entfernen der Dichtungsvorrichtung und deren Ersatz durch einen Adapter, welcher zwischen einer Konfiguration, in der er einen Durchtritt vom Förderrohr-Ringraum nach oben entlang der Förderrohr-Abhängervorrichtung öffnet, und einer, in der er diesen Durchtritt schließt, hin- und herbewegt werden kann; bei geschlossenem Durchtritt das Entfernen des BOP und Anbringen eines Passkreuzes mit Innenaufnahmevorrichtung für eine Verrohrungsabhängervorrichtung; das Installieren eines BOP auf dem Passkreuz; das Hinunterlassen eines Werkzeugs durch den BOP und das Passkreuz zwecks Betätigung des Ventils und Öffnung des Durchtritts; durch den BOP und das Passkreuz hindurch das Einsetzen einer Isolierbuchse, welche sowohl das Förderrohr als auch das Passkreuz abdichtet und somit zwischen der Buchse und der Verrohrung einen ringförmigen Zwischenraum bildet, durch den der Durchtritt zu einer im Passkreuz befindlichen Drucküberwachungsöffnung für den Förderrohr-Ringraum führt; und das Hinunterlassen einer Rohrfahrt durch den BOP und das Passkreuz hindurch solange, bis die Verrohrungsabhängervorrichtung auf dem Passkreuz aufsetzt und dabei die seitlichen Aus lassöffnungen in der Verrohrungsabhängervorrichtung und im Passkreuz zwecks Gewährleistung der Förderfluidströmung zueinander gefluchtet sind.
  • Das Passkreuz kann mit einem herabhängenden Ausrichtdorn versehen sein, der genau in eine Bohrung des Bohrlochkopfgehäuses passt. Durch das genaue Zusammenpassen zwischen Ausrichtdorn des Passkreuzes und dem Bohrlochkopfgehäuse wird eine sichere Befestigung gewährleistet, welche unvermeidliche Biegespannungen von der schweren Ausrüstung, z. B. von einem BOP, der von oben aus dem Bohrlochkopfgehäuse hervorsteht, auf das Gehäuse überträgt, weshalb keine übermäßig robusten Verbindungen mehr notwendig sind. Der Ausrichtdorn kann als integraler Teil des Passkreuzkörpers oder aber als ein separates Teil ausgebildet sein, das an dem Körper befestigt, ausgerichtet und abgedichtet wird.
  • Die Aufrechterhaltung des Drucks zwischen dem Bohrlochkopfgehäuse und dem Passkreuz kann durch zwei in Serie angeordnete Dichtungen gewährleistet werden, von denen die eine eine Dichtung zwischen Bohrlochkopf und Passkreuz nach außen zur Umwelt hin bildet und die andere eine Förderdichtung zwischen dem Ausrichtdorn und entweder dem Bohrlochkopfgehäuse oder der Förderrohr-Abhängervorrichtung.
  • Bei Aufwältigungsarbeiten lässt sich der Förderrohr-Ringraum erneut schließen, indem die oben genannten Schritte in umgekehrter Reihenfolge ausgeführt werden, gegebenenfalls nach dem Einsetzen von Stopfen oder Einfachschiebern unten im Bohrloch.
  • Wenn die Überwachung des Drucks im Förderrohr unnötig ist und somit auch keine Isolierbuchse erforderlich ist, dann kann die am Passkreuz gehaltene Ausrichtbuchse zum Führen und Drehen der Verrohrungsabhängervorrichtung hinunter bis in die korrekte Winkelausrichtung Teil des Passkreuz-Ausrichtdorns selbst sein.
  • Im Allgemeinen wird zur Beibehaltung des Drucks in einem Bohrloch eine doppelte Sperrisolation, d. h. zwei nacheinander folgende Sperren, benötigt. Wenn anstelle eines konventionellen Eruptionskreuzes ein Passkreuz zum Einsatz kommt, sind in der vertikalen Förderbohrung und der Ringraum-Fluidströmungsbohrung keine Ventile im Passkreuz vorhanden, sondern es sind andere Maßnahmen zu ergreifen, um die Bohrung bzw. die Bohrungen von der Oberseite des Passkreuzes her abzudichten, die für den Eintritt von Drahtseilen oder Bohrgestänge ausgelegt ist.
  • Erfindungsgemäß wird mindestens eine vertikale Förderfluidbohrung in der Verrohrungsabhängervorrichtung oberhalb des jeweiligen seitlichen Förderfluid-Auslassanschlusses mit einem herausnehmbaren Stopfen und die Bohrung durch das Passkreuz hindurch oberhalb der Verrohrungsabhängervorrichtung mittels eines zweiten herausnehmbaren Stopfens abgedichtet.
  • Bei dieser Anordnung hat der erste Stopfen die Funktion eines herkömmlichen Pistonierventils (swab valve), bei dem es sich um einen mittels Seil eingesetzten Stopfen handelt. Der zweite Stopfen könnte ein Absperreinrichtung sein, die oberhalb der Verrohrungsabhängervorrichtung beispielsweise mit Hilfe eines Bohrgestänge-Fahrwerks in das Passkreuz eingesetzt wird. In der Absperreinrichtung könnte mindestens ein Stopfen enthalten sein, der mittels Seil zurückzuholen ist und einen Zugang zum Bohrloch ermöglichen würde, wenn lediglich Seilarbeiten auszuführen sind. Der zweite Stopfen könnte eine Abdichtung schaffen und innerhalb des Passkreuzes fest eingesetzt werden, da er eine Sperre zum Bohrloch bildet, wenn ein BOP oder ein Interventionsmodul verwendet wird. Von besonderem Vorteil ist bei dieser doppelten Stopfenanordnung, dass zwei unabhängige Sperrvorrichtungen in mechanisch voneinander getrennten Teilen vorgesehen sind, konkret die Verrohrungsabhängervorrichtung mit dazugehörigem Stopfen und der zweite Stopfen im Passkreuz, wodurch auch die Vorgaben der Behörden in einigen Ländern erfüllt wären.
  • Ein weiterer Vorteil ergibt sich aus der Tatsache, dass der Aufwältigungsanschluss seitlich durch die Wand des Passkreuzes, von dem Raum zwischen den beiden Stopfen ausgehend, verläuft und ein Verrohrungs-Ringraum-Fluidanschluss vom Verrohrungs-Ringraum her seitlich durch die Wand des Passkreuzes verläuft und die beiden durch das Passkreuz verlaufenden An schlösse über eine externe Strömungsleitung mit mindestens einem Betätigungsventil miteinander verbunden sind. Die Bohrung vom Verrohrungs-Ringraum kann dann am Anschluss im Passkreuz enden, weshalb kein Seilzugang durch das Passkreuz hindurch zur Bohrung des Verrohrungs-Ringraums notwendig ist, da die Bohrung des Verrohrungs-Ringraums über den Zwischenraum zwischen den Stopfen mit den Neutralisier- oder Druckentlastungsleitungen, d. h. einem BOP-Ringraum, verbunden werden kann, so dass weiterhin eine Zirkulation unten im Bohrloch vorhanden ist. Danach braucht lediglich bei einer Aufwältigung noch ein Seilzugang zu der/den Förderbohrung/en gewährleistet zu werden. Dadurch wird der Aufbau des Aufwältigungs-BOP und/oder des Steigrohrs erheblich vereinfacht. Bei gleichzeitiger Verwendung mit dem Stopfen oben am Passkreuz entsteht also durch den Passkreuzstopfen oberhalb der Verrohrungsabhängervorrichtung bzw. das Aufwältigungsventil die gewünschte doppelte Sperrisolierung gegenüber der Förderströmung.
  • Hat das Bohrloch mehrere Förderbohrungen und verfügt dessen Verrohrungsabhängervorrichtung über mindestens zwei vertikale Förderbohrungen mit je einer zu dem entsprechenden Auslass im Passkreuz ausgerichteten seitlichen Förderfluid-Strömungsöffnung, dann können mindestens zwei dazugehörige Verbindungsstücke zur wahlweisen Verbindung eines einzigen Drahtseil-Fahrwerkzeugs mit entweder der einen oder der anderen Förderbohrung vorgesehen werden. Jedes Verbindungsstück hat einen Keil, der in eine zusätzliche oben am Passkreuz ausgebildete Stelle passt und so das Verbindungsstück im vorgegebenen Winkel zum Passkreuz ausrichtet. Mit derartigen alternativen Verbindungsstücken kann man mittels Drahtseil oder anderem Fahrwerkzeug auf verschiedene Funktionsverbindungsstücke, z. B. elektrische oder hydraulische Kupplungen, am oberen Ende der Verrohrungsabhängervorrichtung zugreifen.
  • Die Entwicklung und Fertigstellung eines erfindungsgemäßen Unterwasser-Bohrlochkopfes ist in den beigefügten Zeichnungen verdeutlicht, wobei:
  • die 1 bis 8 vertikale Achsschnitte sind, die aufeinanderfolgende Schritte bei der Entwicklung und Fertigstellung des Bohrlochkopfes aufzeigen, wobei die Bezugsziffern mit dem Buchstaben A Erweiterungen des Teils mit derselben Ziffer ohne A aus den entsprechenden Zeichnungen sind.
  • 9 ist ein Schaltdiagramm, das die externen Verbindungsstücke des Passkreuzes 3 zeigt;
  • 10 ist ein senkrechter Achsenschnitt durch ein verrohrtes Doppelförderbohrloch während der Förderung;
  • die 11 und 12 sind senkrechte Achsenschnitte von anderen Verbindungsstücken am oberen Ende des Doppelförderbohrlochs während der Wiederaufwältigung, und
  • 13 zeigt im Detail, wie eines der Verbindungsstücke im Passkreuz sitzt.
  • 1 zeigt das obere Ende eines verrohrten Bohrlochs mit einem Bohrlochkopfgehäuse 20, bei dem die Verrohrungsabhängervorrichtung, einschließlich einer obersten Förderrohr-Abhängervorrichtung 21 für beispielsweise ein 9 5/8'' oder eines 10 3/4'' Förderrohrs konventionell montiert ist. In 1 sieht man einen herkömmlichen Bohr-BOP 22 mit Werkzeugschieber (ram) 23 und Neutralisierleitungen 24, die mittels Bohr-Verbindungsstück 25 mit dem oberen Ende des Gehäuses 20 verbunden sind.
  • Wie deutlicher aus 1A hervorgeht, sind die üblichen mechanischen Dichtungsvorrichtungen zwischen der Förderrohr-Abhängervorrichtung 21 und dem sie umgebenden Bohrlochkopfgehäuse 20 entfernt und durch den BOP mit Adapter 26 ausgetauscht worden, der aus einem äußeren ringförmigen Körper 27 und einer inneren ringförmigen Stopfbuchsenmutter 28 besteht, die mittels Gewinde eine Verbindung mit dem Körper 27 herstellt, sodass sie durch Verschrauben zwischen zwei Positionen hin- und herbewegt werden kann: einer unteren Position (rechts in der 1A), in der die radialen Kanäle 29 und 30 im Körper 27 bzw. in der Mutter 28 miteinander verbunden sind, und einer erhöhten Position (links in der 1A), in der die Kanäle nicht miteinander in Verbindungen stehen. Kanal 29 ist über eine Leitung 31 zwischen einem herabhängenden Teil des Körpers 27 und dem Gehäuse 20 sowie über eine durch die Förderrohr-Abhängervorrichtung 21 verlaufende Leitung 32 mit dem die Förderrohre umgebenden Ringraum verbunden. Die Leitung 30 steht über die Kanäle 33 in der radialen Innenfläche der Mutter 28 mit einem noch zu beschreibenden Hohlraum in Verbindung. Zusammen wirken die Stopfbuchsenmutter 28 und der Körper 27 des Adapters wie ein Ventil, das einen Durchgang von dem Förderrohr-Ringraum nach oben entlang der Förderrohr-Abhängervorrichtung öffnet und schließt. Nach geeigneten Tests wird ein Werkzeug durch den BOP eingelassen, und durch die radial hervorstehenden Federansätze, die mit den Kanälen 33 in Eingriff kommen, dreht es die Stopfbuchsenmutter 28 in die geschlossene Ventilposition (in 1A links). Auf diese Weise ist das Bohrloch wieder verschlossen und der Bohr-BOP 22 kann zeitweilig herausgenommen werden.
  • Wie in den 2 und 2A abgebildet, wird dann der Körper eines Passkreuzes 34 auf einem Passkreuz-Installierwerkzeug 35 bei gleichzeitiger Ausrichtung mittels herkömmlichem Führungsständer oder im Falle größerer Wassertiefen mittels Führungstrichter soweit hinuntergelassen, bis ein Passkreuzdorn 36 zu ihm gefluchtet und eng an ihm anliegend in das obere Ende des Bohrlochkopfgehäuses 20 hineingleitet. Dort wird das Passkreuz mit Förder-Verbindungsstück 37 und Bolzen 38 befestigt. Bei dem Dorn 36 handelt es sich um ein separates Teil, das an dem Rest des Passkreuzkörpers angeschraubt und abgedichtet wird. Aus 2A ist besonders gut ersichtlich, dass eine gewichtseingestellte AX-Dichtung 39 eine gekapselte Metall-Metall-Dichtung zwischen Passkreuzkörper und Bohrlochkopfgehäuse 20 bildet. Darüber hinaus entsteht durch zwei Sätze von Dichtungsringen 40, die in Serie mit der gekapselten Dichtung angeordnet sind, eine Förderfluiddichtung außen zwischen den Enden des Passkreuzdorns 36 und dem Passkreuzkörper bzw. dem Bohrlochkopfgehäuse 20 bilden.
  • Der Eingriffshohlraum kann über eine Prüföffnung 40A getestet werden. Wahlweise kann auch ein Adapter 26 vorhanden sein. Falls nicht, bildet das untere Ende des Passkreuzdorns 36 direkt an der Förderrohr-Abhängervorrichtung 21 eine Förderdichtung. Anschließend wird näher darauf eingegangen, warum der obere radiale Innenrand des Passkreuzdorns radial von der Innenfläche des darüberliegenden Passkreuzkörpers nach innen hervorsteht und so eine Aufsetzschulter 42 bildet und mindestens eine ausgearbeitete Keilnut 43 nach unten durch die Aufsetzschulter ausgearbeitet ist.
  • In 3 wird der Bohr-BOP 22 wieder auf dem Passkreuz 34 installiert. Das zum Einrichten des Adapters aus 1 verwendete Werkzeug 44 mit den Federhaken 45 wird soweit heruntergefahren, bis es auf der Absetzschulter 42 aufsetzt und die Federhaken 45 mit den Kanälen 33 in Eingriff kommen. Anschließend wird das Werkzeug gedreht, damit die Stopfbuchsenmutter 28 innerhalb des Körpers 27 des Adapters 26 nach unten gedreht und in die offene Position gebracht wird (1A rechts). Jetzt kann der Förderrohr-Ringraum sicher geöffnet werden, da das Bohrloch mittels BOP geschützt ist.
  • Als Nächstes wird auf einem geeigneten Werkzeug 44A eine kombinierte Isolier- und Orientierungsbuchse 45 durch den BOP und das Passkreuz eingeführt (4 und 4A). Diese setzt auf der Schulter 42 oben am Passkreuzdorn auf und wird solange gedreht, bis ein Keil an der Buchse in die Keilnut 43 des Dorns fällt. Dadurch wird die Winkelausrichtung zwischen der Buchse 45 und dem Passkreuz 34 sichergestellt, die im Gegensatz zu der willkürlichen Winkelausrichtung zwischen Passkreuz 34 und Bohrlochkopfverrohrung notwendig ist. Die Buchse 45 besteht aus einem externen zylindrischen Teil, dessen oberen Außenfläche mit Hilfe von Rinddichtungen 46 zum Passkreuz 34 hin verschlossen ist, und dessen unterer Außenrand mit der Ringdichtung 47 zur Förderrohr-Abhängervorrichtung 21 abgedichtet ist. Somit ist zwischen der Buchse 45 und der umgebenden Bohrlochkopfverrohrung 20 ein Zwischenraum 48, mit dem die durch die Buchse 45 radial nach innen entstandenen Kanäle 33 in Verbindung stehen. Der Zwischenraum 48 ist wiederum über eine Leitung 49 durch den Dorn und den Körper des Passkreuzes 34 hindurch mit einer seitlichen Öffnung verbunden. Daher ist es möglich, den Druck im Förderrohr-Ringraum über die Kanäle 32, 31, die Leitungen 29 und 30, die Kanäle 33 aus 1A, den Zwischenraum 48 und die Leitung 49 sowie durch die seitliche Öffnung im Passkreuz zu überwachen und abzulassen. In den Zeichnungen sieht es so aus, als ob die radiale Öffnung der Leitung 49 mit einem Verrohrungs-Ringraum in Verbindung stünde, doch in Wirklichkeit sind die Offnungen von den beiden Ringräumen im Winkel zueinander und radial voneinander beabstandet.
  • Im zylindrischen Teil der Buchse 45 befindet sich eine Auskleidung, die im zylindrischen Teil befestigt oder aber nach der Innenbearbeitung der Buchse weggelassen werden kann. Durch diese Auskleidung entsteht eine Ausrichtbuchse mit einem oberen Rand, der einen Nocken 50 bildet. Der unterste Teil des Nockens führt in eine Keilnut 51.
  • Wie in die 5, 6 und 6A zu sehen ist, wird ein Strang von Förderrohren 53 auf einer Verrohrungsabhängervorrichtung 54 durch den BOP 22 und das Passkreuz 34 auf einem Werkzeug 55 soweit eingeschoben, bis die Verrohrungsabhängervorrichtung mit Hilfe einer Keilschulter 56 auf einem Absatz im Passkreuz unten aufsetzt und mit einer herkömmlichen Vorrichtung 57 dort verankert wird.
  • Die Verrohrungsabhängervorrichtung 54 verfügt über eine herabhängende Ausrichtbuchse 58 mit einem schrägen unteren Rand, der einen Nocken 59 bildet, welcher mit dem Nocken 50 in der Buchse 45 zusammenwirkt, und am unteren Ende des Nockens über einen nach unten hervorstehend Keil 60, der zur Keilnut 51 passt. Durch die Nocken 50 und 59 wird die Verrohrungsabhängervorrichtung 54 unabhängig von der Winkelausrichtung des Rohrgestänges während des Einführens in ihre richtige Winkelausrichtung in Bezug auf das Passkreuz gedreht, und durch den Eingriff des Keils 60 in die Keilnut 51 wird diese Ausrichtung zwischen der Verrohrungsabhängervorrichtung und dem Passkreuz verankert, sodass die seitliche Förderfluid- und die Verrohrungs-Ringraum-Fluidströmungsöffnung 61 und 62 in der Verrohrungsabhängervorrichtung 54 durch die Wand des Passkreuzes hindurch zu den dazugehörigen seitlichen Förderfluid- und Verrohrungs-Ringraum-Fluidströmungsöffnungen 63 und 64 ausgerichtet sind. Metallische Ringdichtungen 65, die durch das Gewicht des Rohrgestänges gesetzt werden, bilden Förderfluiddichtungen zwischen der Verrohrungsabhängervorrichtung 54 und dem Passkreuz 34. Oben an der Verrohrungsabhängervorrichtung 54 kann ein Stopfen 66 mittels Seil angebracht werden. Die als Keil ausgelegte Schulter 56 der Verrohrungsabhängervorrichtung setzt auf einer dazu passenden ausgearbeiteten Stufe im Passkreuz 34 auf und gewährleistet so die endgültige Ausrichtgenauigkeit zwischen der Verrohrungsabhängervorrichtung 54 und dem Passkreuz 34.
  • In 7 ist der letzte Schritt bei der Verrohrung des Passkreuzes dargestellt. Dabei wird auf dem Bohrrohr 67 durch den BOP hindurch eine innere Isolationssperre 68 heruntergefahren, die innerhalb der Oberseite des Passkreuzes 34 ei ne Dichtung herstellt und eine Öffnung aufweist, die an Ort und Stelle mit einem per Seil betätigten Stopfens 69 geschlossen wird. Anschließend kann der BOP entfernt werden, während das Bohrloch im Fördermodus verbleibt, wobei am oberen Ende des Passkreuzes durch die Stopfen 66 und 69 und die Sperre 68 eine doppelte Sperrisolierung vorhanden ist. Der Förderfluidauslass wird über ein Hauptsteuerventil 70 und der Druck an den Verrohrungs-Ringraum-Auslassöffnungen 62 und 64 über ein Ringraum-Hauptventil 71 angesteuert. Die andere Seite dieses Ventils ist über ein Aufwältigungsventil 72 mit einer seitlichen Aufwältigungsöffnung 73 verbunden, die durch die Wand des Passkreuzes hindurch zum Zwischenraum zwischen den Stopfen 69 und 66 verläuft. Bei dieser Konstruktion ist der Seilzugriff zum Verrohrungs-Ringraum in der bzw. hinter der Verrohrungsabhängervorrichtung unnötig, da über die Ventile 71 und 72, die Öffnungen 62, 64 und 73 und die Neutralisier- oder Choke-Leitungen eines installierten BOP jederzeit eine Fluidzirkulation stattfinden kann. In 8 ist das Passkreuz im endgültigen Fördermodus abgebildet.
  • 9 zeigt die zur Verrohrung gehörende Ventilschaltung und zusätzlich zu den früheren Ansichten auch ein Förderfluid-Isolierventil 74, ein Verrohrungs-Ringraumventil 75 und ein Umschaltventil 76. Mit dieser Anordnung lassen sich unten im Bohrloch unter Nutzung der Förderbohrung und des Verrohrungs-Ringraums zusammen mit den vom BOP ausgehenden und durch den gewöhnlichen Steigrohrstrang verlaufenden Choke- und Neutralisierleitungen verschiedene Zirkulationswege schaffen. Im unbetätigten Zustand sind alle Ventile störungssicher geschlossen.
  • Bei der Vorrichtung aus den 1 bis 9 handelt es sich um einen Bohrlochkopf für eine Einzelförderbohrung, zu der man mittels Einzelseil- oder -bohrrohr gelangt. Durch den Außenring von der Verrohrungs-Ringraumöffnung zu dem Hohlraum zwischen den beiden Stopfen oben am Passkreuz wird hier der Seilzugang zur Verrohrungs-Ringraumbohrung unnötig.
  • 10 entspricht 8, zeigt jedoch einen Bohrlochkopf für ein 5 1/2 × 2 3/8 – Zoll-Doppelförderbohrungs-Bohrloch mit Primär- und Sekundärförderrohr 53A und 53B. Die Entwicklung und endgültige Verrohrung erfolgen wie bei dem Einzelboh rungs-Bohrlochkopf, außer dass das Passkreuz 34A und die Verrohrungsabhängervorrichtung 54A länger gestaltet sind und dadurch die seitlichen Auslassöffnungen 61A, 63A für die Primärförderfluidströmung von einer Primärbohrung 80 in der Verrohrungsabhängervorrichtung zu einem primären Förderhauptventil 70A und die seitlichen Auslassöffnungen 62A, 64A für die Sekundärförderfluidströmung von einer Sekundärbohrung 81 in der Verrohrungsabhängervorrichtung zu einem Sekundärförderhauptventil 70B aufnehmen können. Die oberen Enden der Bohrungen 80 und 81 werden mit Seilstopfen 66A und 66B verschlossen. In einer Absperreinrichtung 68A, die das obere Ende des Passkreuzes 34A verschließt, befinden sich zu den Stopfen 66A und 66B ausgerichtete Öffnungen, die mit den Seilstopfen 69A und 69B verschlossen werden.
  • In den 11 und 12 sieht man, wie ein Seil 77 durch ein einzelnes Bohrrohr derart angelegt werden kann, dass es wahlweise den einen oder den anderen der beiden Seilstopfen 66A bzw. 66B in den Förderbohrungen 80 und 81 betätigt. In diesen Vorgang ist auch eines der beiden Verbindungsstücke 82 und 83 einbezogen. In der Praxis wird dabei ein Bohr-BOP 22 installiert und die Absperreinrichtung 68A entfernt. Anschließend wird das Verbindungsstück 82 oder 83 auf dem Bohrrohr oder Bohrgestänge heruntergefahren, bis es auf dem Passkreuz 34A aufsetzt, an ihm befestigt und verschlossen wird. 13 zeigt, wie die korrekte Winkelausrichtung zwischen dem Verbindungsstück 82 oder 83 und dem Passkreuz 34A unter zu Hilfenahme von Flügelkeilen 84 erreicht wird, die durch Y-förmige Nuten 85 im oberen Innenrand des Passkreuzes geführt werden, wodurch zuerst die Verbindungsstücke in die richtige Winkelposition gebracht werden und danach zwecks Ausrichtung die relative Axialbewegung zwischen den Teilen ermöglicht wird, wenn das Seilverbindungsstück mit den dazugehörigen Taschen (pockets) über dem Stopfen 66A oder 66B ineinander greift. Zur Gewährleistung gleicher Aufsetzkräfte und eines konzentrischen Erstkontakts wird der Einsatz von zwei Keilen 84A und 84B empfohlen. Beim langsamen Drehen des Fahrwerkzeugs unter einem neuen Steuergewicht ist es entscheidend, dass das Werkzeug nur in einer feststehenden Richtung eintritt. Deshalb ist Keil 84A breiter als Keil 84B und dessen dazugehörige Y-förmigen Nuten. Darüber hinaus verfügt eines der beiden Verbindungsstücke 82 über einen Führungskanal 86, der das Seil zum Stopfen 66B lenkt, während das andere Verbindungsstück 83 einen ebensolchen Führungskanal 87 hat, der das Seil zum anderen Stopfen 66A lenkt.

Claims (2)

  1. Bohrlochkopf, der ein Bohrlochkopfgehäuse (20), ein Passkreuz (spool tree) (34), das an dem Gehäuse befestigt und abgedichtet ist und wenigstens einen seitlichen Förderfluid-Auslassanschluss (63) aufweist, der mit einem Ventil (70) verbunden ist, sowie eine Verrohrungsabhängervorrichtung, die in dem Passkreuz an einer vorgegebenen Winkelposition aufgesetzt ist (54), an der der seitliche Förderfluid-Auslass-anschluss (61) in der Verrohrungsabhängervorrichtung mit dem in dem Passkreuz fluchtend ist, umfasst, wobei wenigstens eine vertikale Förderfluidbohrung in der Verrohrungsabhängervorrichtung (54) über dem entsprechenden seitlichen Förderfluid-Auslassanschluss (61) mit einem herausnehmbaren Stopfen (66) abgedichtet ist und die Bohrung durch das Passkreuz (34) hindurch über der Verrohrungsabhängervorrichtung mit einem zweiten herausnehmbaren Stopfen (68) abgedichtet ist, dadurch gekennzeichnet, dass sich ein Aufwältigungsanschluss (73) seitlich durch die Wand des Passkreuzes hindurch von einer Position zwischen den beiden Stopfen (66, 68) aus erstreckt, sich ein Verrohrungs-Ringraum-Fluidanschluss (64) seitlich durch die Wand des Passkreuzes hindurch von dem Verrohrungs-Ringraum aus erstreckt, und diese beiden Anschlüsse durch das Passkreuz hindurch über eine externe Ringleitung miteinander verbunden sind, die wenigstens ein Ventil (71, 72) enthält.
  2. Bohrlochkopf nach Anspruch 1, wobei der erste Stopfen ein Drahtseilstopfen (66) ist und der zweite Stopfen ein Absperrteil (68) ist, das wenigstens eine Öffnung enthält, die mit einem Drahtseilstopfen (69) verschlossen wird.
DE69231713T 1992-06-01 1992-06-01 Bohrlochkopf Expired - Lifetime DE69231713T3 (de)

Applications Claiming Priority (2)

Application Number Priority Date Filing Date Title
EP96101005A EP0719905B2 (de) 1992-06-01 1992-06-01 Bohrlochkopf
EP92305014A EP0572732B1 (de) 1992-06-01 1992-06-01 Bohrlochkopf

Publications (3)

Publication Number Publication Date
DE69231713D1 DE69231713D1 (de) 2001-04-05
DE69231713T2 DE69231713T2 (de) 2001-06-21
DE69231713T3 true DE69231713T3 (de) 2009-10-29

Family

ID=8211385

Family Applications (5)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE69232736T Expired - Lifetime DE69232736T2 (de) 1992-06-01 1992-06-01 Bohrlochkopf
DE69226630T Expired - Lifetime DE69226630T2 (de) 1992-06-01 1992-06-01 Bohrlochkopf
DE69231713T Expired - Lifetime DE69231713T3 (de) 1992-06-01 1992-06-01 Bohrlochkopf
DE0989283T Pending DE989283T1 (de) 1992-06-01 1992-06-01 Bohrlochkopf
DE0719905T Pending DE719905T1 (de) 1992-06-01 1992-06-01 Bohrlochkopf

Family Applications Before (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE69232736T Expired - Lifetime DE69232736T2 (de) 1992-06-01 1992-06-01 Bohrlochkopf
DE69226630T Expired - Lifetime DE69226630T2 (de) 1992-06-01 1992-06-01 Bohrlochkopf

Family Applications After (2)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE0989283T Pending DE989283T1 (de) 1992-06-01 1992-06-01 Bohrlochkopf
DE0719905T Pending DE719905T1 (de) 1992-06-01 1992-06-01 Bohrlochkopf

Country Status (8)

Country Link
US (10) US5544707A (de)
EP (4) EP0989283B1 (de)
AU (1) AU664634B2 (de)
CA (1) CA2116873C (de)
DE (5) DE69232736T2 (de)
MX (1) MX9303273A (de)
NO (1) NO940958D0 (de)
WO (1) WO1993024730A1 (de)

Families Citing this family (170)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
DE69232736T2 (de) 1992-06-01 2002-12-12 Cooper Cameron Corp Bohrlochkopf
US5372199A (en) * 1993-02-16 1994-12-13 Cooper Industries, Inc. Subsea wellhead
US5865250A (en) 1994-08-23 1999-02-02 Abb Vetco Gray Inc. Fluid connector with check valve and method of running a string of tubing
US5465794A (en) * 1994-08-23 1995-11-14 Abb Vetco Gray Inc. Hydraulic seal between tubing hanger and wellhead
GB9418088D0 (en) * 1994-09-08 1994-10-26 Exploration & Prod Serv Horizontal subsea tree pressure compensated plug
GB9514526D0 (en) * 1995-07-15 1995-09-13 Expro North Sea Ltd Lightweight intervention system for use with horizontal tree with internal ball valve
GB9514510D0 (en) * 1995-07-15 1995-09-13 Expro North Sea Ltd Lightweight intervention system
GB9519202D0 (en) * 1995-09-20 1995-11-22 Expro North Sea Ltd Single bore riser system
GB9604803D0 (en) * 1996-03-07 1996-05-08 Expro North Sea Ltd High pressure tree cap
US6056059A (en) * 1996-03-11 2000-05-02 Schlumberger Technology Corporation Apparatus and method for establishing branch wells from a parent well
US5819852A (en) * 1996-03-25 1998-10-13 Fmc Corporation Monobore completion/intervention riser system
GB2319544B (en) 1996-11-14 2000-11-22 Vetco Gray Inc Abb Tubing hanger and tree with horizontal flow and annulus ports
DE69622726T2 (de) 1996-11-29 2002-11-28 Cooper Cameron Corp Bohrlochkopf-Anordnung
GB2320937B (en) * 1996-12-02 2000-09-20 Vetco Gray Inc Abb Horizontal tree block for subsea wellhead
US6050339A (en) * 1996-12-06 2000-04-18 Abb Vetco Gray Inc. Annulus porting of horizontal tree
US5868204A (en) * 1997-05-08 1999-02-09 Abb Vetco Gray Inc. Tubing hanger vent
US5988282A (en) * 1996-12-26 1999-11-23 Abb Vetco Gray Inc. Pressure compensated actuated check valve
US6082460A (en) * 1997-01-21 2000-07-04 Cooper Cameron Corporation Apparatus and method for controlling hydraulic control fluid circuitry for a tubing hanger
US5927403A (en) * 1997-04-21 1999-07-27 Dallas; L. Murray Apparatus for increasing the flow of production stimulation fluids through a wellhead
US5868203A (en) * 1997-04-29 1999-02-09 Fmc Corporation Apparatus and method for subsea connections of trees to subsea wellheads
WO1999018329A1 (en) * 1997-10-07 1999-04-15 Fmc Corporation Slimbore subsea completion system and method
US6293345B1 (en) * 1998-03-26 2001-09-25 Dril-Quip, Inc. Apparatus for subsea wells including valve passageway in the wall of the wellhead housing for access to the annulus
DE69836261D1 (de) * 1998-03-27 2006-12-07 Cooper Cameron Corp Verfahren und Vorrichtung zum Bohren von mehreren Unterwasserbohrlöchern
US6202745B1 (en) * 1998-10-07 2001-03-20 Dril-Quip, Inc Wellhead apparatus
GB2347161B (en) * 1999-02-11 2000-11-08 Fmc Corp Large bore subsea christmas tree and tubing hanger system
US6253854B1 (en) * 1999-02-19 2001-07-03 Abb Vetco Gray, Inc. Emergency well kill method
US7111687B2 (en) 1999-05-14 2006-09-26 Des Enhanced Recovery Limited Recovery of production fluids from an oil or gas well
GB9911146D0 (en) * 1999-05-14 1999-07-14 Enhanced Recovery Limited Des Method
GB2352258B (en) * 1999-07-22 2003-09-17 Plexus Ocean Syst Ltd A wellhead arrangement
US6460621B2 (en) * 1999-12-10 2002-10-08 Abb Vetco Gray Inc. Light-intervention subsea tree system
US20020100592A1 (en) * 2001-01-26 2002-08-01 Garrett Michael R. Production flow tree cap
GB2366027B (en) 2000-01-27 2004-08-18 Bell & Howell Postal Systems Address learning system and method for using same
CA2399079C (en) 2000-02-02 2007-01-02 Fmc Technologies, Inc. Non-intrusive pressure measurement device for subsea well casing annuli
GB2348659B (en) * 2000-03-23 2001-03-28 Fmc Corp Tubing hanger saddle valve
US7025132B2 (en) * 2000-03-24 2006-04-11 Fmc Technologies, Inc. Flow completion apparatus
EP1336721B1 (de) * 2000-03-24 2006-11-29 FMC Technologies, Inc. Dichtungsanordnung für eine Tubingaufhängung
WO2001073255A1 (en) * 2000-03-24 2001-10-04 Fmc Corporation Internal gate valve for flow completion systems
DE60112912D1 (de) 2000-03-24 2005-09-29 Fmc Technologies Tubingaufhängungsanordnung mit schieberventil
AU2001247785B2 (en) * 2000-03-24 2005-03-03 Fmc Technologies, Inc. Tubing hanger with annulus bore
GB2361726B (en) 2000-04-27 2002-05-08 Fmc Corp Coiled tubing line deployment system
US7615893B2 (en) 2000-05-11 2009-11-10 Cameron International Corporation Electric control and supply system
GB2362398B (en) 2000-05-16 2002-11-13 Fmc Corp Device for installation and flow test of subsea completions
US6360822B1 (en) * 2000-07-07 2002-03-26 Abb Vetco Gray, Inc. Casing annulus monitoring apparatus and method
GB2365890C (en) * 2000-08-21 2006-02-07 Fmc Corp Multiple bore christmas tree outlet
US6695059B2 (en) * 2000-10-23 2004-02-24 Abb Vetco Gray Inc. Mechanical anti-rotational feature for subsea wellhead housing
GB0027269D0 (en) 2000-11-08 2000-12-27 Donald Ian Recovery of production fluids from an oil or gas well
US6494267B2 (en) 2000-11-29 2002-12-17 Cooper Cameron Corporation Wellhead assembly for accessing an annulus in a well and a method for its use
US6484807B2 (en) 2000-11-29 2002-11-26 Cooper Cameron Corporation Wellhead assembly for injecting a fluid into a well and method of using the same
US6516861B2 (en) 2000-11-29 2003-02-11 Cooper Cameron Corporation Method and apparatus for injecting a fluid into a well
GB2370296B (en) 2000-12-20 2002-11-06 Fmc Corp Wellhead system comprising a sliding sleeve seal
GB0100565D0 (en) * 2001-01-10 2001-02-21 2H Offshore Engineering Ltd Operating a subsea well
US6640902B2 (en) * 2001-04-17 2003-11-04 Fmc Technologies, Inc. Nested stack-down casing hanger system for subsea wellheads
US7314088B2 (en) * 2001-05-02 2008-01-01 Shell Oil Company System for retrieving a tubular element from a well
US6520263B2 (en) 2001-05-18 2003-02-18 Cooper Cameron Corporation Retaining apparatus for use in a wellhead assembly and method for using the same
WO2002097008A2 (en) 2001-05-25 2002-12-05 Dril-Quip, Inc. Horizontal spool tree assembly
GB2376485B (en) * 2001-06-14 2003-08-27 Kvaerner Oilfield Products Ltd Annulus monitoring bleed
US6763891B2 (en) * 2001-07-27 2004-07-20 Abb Vetco Gray Inc. Production tree with multiple safety barriers
GB2395736B (en) * 2001-08-17 2005-08-10 Kvaerner Oilfield Products Ltd Annulus monitoring system
US6805200B2 (en) 2001-08-20 2004-10-19 Dril-Quip, Inc. Horizontal spool tree wellhead system and method
US6659181B2 (en) 2001-11-13 2003-12-09 Cooper Cameron Corporation Tubing hanger with annulus bore
SG103372A1 (en) * 2001-11-21 2004-04-29 Vetco Gray Inc Abb Internal connection of tree to wellhead housing
WO2003046329A2 (en) 2001-11-27 2003-06-05 Abb Vetco Gray Inc. A wellhead assembly for communicating with the casing hanger annulus
US7044227B2 (en) * 2001-12-10 2006-05-16 Vetco Gray Inc. Subsea well injection and monitoring system
US20030121667A1 (en) * 2001-12-28 2003-07-03 Alfred Massie Casing hanger annulus monitoring system
US6705401B2 (en) 2002-01-04 2004-03-16 Abb Vetco Gray Inc. Ported subsea wellhead
CA2382904C (en) * 2002-04-22 2005-04-12 Daniel J. Riddell Wellhead production pumping tree with access port
US6666266B2 (en) 2002-05-03 2003-12-23 Halliburton Energy Services, Inc. Screw-driven wellhead isolation tool
US7063160B2 (en) * 2002-07-30 2006-06-20 Vetco Gray Inc. Non-orienting tubing hanger system with a flow cage
GB2408059B (en) * 2002-08-16 2006-12-20 Drill Quip Inc Horizontal spool tree wellhead system and method
CA2632812C (en) * 2002-08-22 2009-06-30 Fmc Technologies, Inc. Apparatus and method for installation of subsea well completion systems
US20050241821A1 (en) * 2002-09-12 2005-11-03 Milberger Lionel J System and method for well workover with horizontal tree
BR0316177B1 (pt) * 2002-11-12 2014-12-23 Vetco Gray Inc “Método para perfurar e completar uma pluralidade de poços submarinos ”
US6966383B2 (en) * 2002-12-12 2005-11-22 Dril-Quip, Inc. Horizontal spool tree with improved porting
GB2397312B (en) * 2003-01-17 2005-07-27 Fmc Technologies Well completion system
US6966381B2 (en) * 2003-04-09 2005-11-22 Cooper Cameron Corporation Drill-through spool body sleeve assembly
NO322829B1 (no) * 2003-05-22 2006-12-11 Fmc Kongsberg Subsea As Gjenopptagbar plugg, ventiltre med plugg og fremgangsmate for bronnintervensjon i bronn med minst en plugg
AU2004289864B2 (en) 2003-05-31 2011-02-10 Onesubsea Ip Uk Limited Apparatus and method for recovering fluids from a well and/or injecting fluids into a well
US20040262010A1 (en) * 2003-06-26 2004-12-30 Milberger Lionel J. Horizontal tree assembly
US7552762B2 (en) * 2003-08-05 2009-06-30 Stream-Flo Industries Ltd. Method and apparatus to provide electrical connection in a wellhead for a downhole electrical device
US7410002B2 (en) * 2003-08-05 2008-08-12 Stream-Flo Industries, Ltd. Method and apparatus to provide electrical connection in a wellhead for a downhole electrical device
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
GB2424911B (en) * 2003-10-20 2007-11-14 Fmc Technologies Subsea completion system, and methods of using same
US7647595B2 (en) * 2003-10-29 2010-01-12 Oracle International Corporation Efficient event notification in clustered computing environments
US7121346B2 (en) * 2003-11-18 2006-10-17 Cameron International Corporation Intervention spool for subsea use
BRPI0508049B8 (pt) 2004-02-26 2016-10-11 Cameron Systems Ireland Ltd sistema de conexão para equipamento submerso de interface de fluxo
US7331396B2 (en) * 2004-03-16 2008-02-19 Dril-Quip, Inc. Subsea production systems
GB0409189D0 (en) 2004-04-24 2004-05-26 Expro North Sea Ltd Plug setting and retrieving apparatus
US20050242519A1 (en) * 2004-04-29 2005-11-03 Koleilat Bashir M Wedge seal
US20050284639A1 (en) * 2004-06-28 2005-12-29 Reimert Larry E Pressure-compensated flow shut-off sleeve for wellhead and subsea well assembly including same
US7467663B2 (en) * 2004-09-07 2008-12-23 Dril-Quip, Inc. High pressure wellhead assembly interface
AU2005294279B2 (en) * 2004-10-06 2010-04-08 Fmc Technologies, Inc. Universal connection interface for subsea completion systems
US7861789B2 (en) * 2005-02-09 2011-01-04 Vetco Gray Inc. Metal-to-metal seal for bridging hanger or tieback connection
US8286713B2 (en) * 2005-05-18 2012-10-16 Argus Subsea, Inc. Oil and gas well completion system and method of installation
CN101208495B (zh) * 2005-05-18 2013-03-20 阿古斯萨伯希股份有限公司 通用油管悬挂器悬挂组件和完井系统及其安装方法
US7419001B2 (en) * 2005-05-18 2008-09-02 Azura Energy Systems, Inc. Universal tubing hanger suspension assembly and well completion system and method of using same
GB2432172B (en) * 2005-11-09 2008-07-02 Aker Kvaerner Subsea Ltd Subsea trees and caps for them
AU2007209761B2 (en) * 2006-01-24 2012-05-03 Helix Well Ops (U.K.) Limited Bore selector
US7607485B2 (en) * 2006-01-26 2009-10-27 Vetco Gray Inc. Tubing hanger and wellhead housing with mating tubing annulus passages
US7909103B2 (en) * 2006-04-20 2011-03-22 Vetcogray Inc. Retrievable tubing hanger installed below tree
US7599469B2 (en) * 2006-04-28 2009-10-06 Cameron International Corporation Non-intrusive pressure gage
US7798231B2 (en) * 2006-07-06 2010-09-21 Vetco Gray Inc. Adapter sleeve for wellhead housing
US7699110B2 (en) * 2006-07-19 2010-04-20 Baker Hughes Incorporated Flow diverter tool assembly and methods of using same
GB2440940B (en) 2006-08-18 2009-12-16 Cameron Internat Corp Us Wellhead assembly
GB0618001D0 (en) 2006-09-13 2006-10-18 Des Enhanced Recovery Ltd Method
US9127534B2 (en) * 2006-10-31 2015-09-08 Halliburton Energy Services, Inc. Cable integrity monitor for electromagnetic telemetry systems
GB0625191D0 (en) 2006-12-18 2007-01-24 Des Enhanced Recovery Ltd Apparatus and method
GB0625526D0 (en) 2006-12-18 2007-01-31 Des Enhanced Recovery Ltd Apparatus and method
WO2008103295A2 (en) * 2007-02-16 2008-08-28 Medtronic, Inc. Replacement prosthetic heart valves and methods of implantation
US20090071656A1 (en) * 2007-03-23 2009-03-19 Vetco Gray Inc. Method of running a tubing hanger and internal tree cap simultaneously
US7743832B2 (en) * 2007-03-23 2010-06-29 Vetco Gray Inc. Method of running a tubing hanger and internal tree cap simultaneously
US8011436B2 (en) * 2007-04-05 2011-09-06 Vetco Gray Inc. Through riser installation of tree block
US8047295B2 (en) * 2007-04-24 2011-11-01 Fmc Technologies, Inc. Lightweight device for remote subsea wireline intervention
GB2468254B (en) * 2007-11-05 2011-03-23 Cameron Int Corp Self energizing annular seal
NO333955B1 (no) * 2007-11-23 2013-10-28 Fmc Kongsberg Subsea As Undersjøisk horisontalt juletre
US20090158298A1 (en) * 2007-12-12 2009-06-18 Abhishek Saxena Database system and eventing infrastructure
BRPI0820743A2 (pt) 2007-12-12 2015-06-16 Cameron Int Corp Carretel de função
CA2707516C (en) 2007-12-14 2016-07-05 Cameron International Corporation Safety device for retrieving component within wellhead
US8939216B2 (en) 2007-12-20 2015-01-27 Cameron International Corporation System and method for snubbing under pressure
US8899315B2 (en) * 2008-02-25 2014-12-02 Cameron International Corporation Systems, methods, and devices for isolating portions of a wellhead from fluid pressure
WO2009120446A2 (en) 2008-03-25 2009-10-01 Cameron International Corporation Internal lockdown snubbing plug
US8851182B2 (en) * 2008-03-28 2014-10-07 Cameron International Corporation Wellhead hanger shoulder
US8662184B2 (en) * 2008-04-15 2014-03-04 Cameron International Corporation Multi-section tree completion system
GB0815035D0 (en) * 2008-08-16 2008-09-24 Aker Subsea Ltd Wellhead annulus monitoring
BRPI0919913A2 (pt) * 2008-10-28 2016-02-16 Cameron Int Corp completação submarina com um adaptador de acesso de espaço anular de cabeça de poço
NO329610B1 (no) * 2008-12-02 2010-11-22 West Oil Tools As Bronnhode med integrert sikkerhetsventil og framgangsmate ved framstilling samt anvendelse av samme
GB2466514B (en) * 2008-12-24 2012-09-05 Weatherford France Sas Wellhead downhole line communication arrangement
US8602658B2 (en) * 2010-02-05 2013-12-10 Baker Hughes Incorporated Spoolable signal conduction and connection line and method
US8397828B2 (en) * 2010-03-25 2013-03-19 Baker Hughes Incorporated Spoolable downhole control system and method
US8794334B2 (en) 2010-08-25 2014-08-05 Cameron International Corporation Modular subsea completion
GB2484298A (en) * 2010-10-05 2012-04-11 Plexus Ocean Syst Ltd Subsea wellhead with adjustable hanger forming an annular seal
US8668020B2 (en) * 2010-11-19 2014-03-11 Weatherford/Lamb, Inc. Emergency bowl for deploying control line from casing head
GB2486451B (en) * 2010-12-15 2013-01-16 Verderg Connectors Ltd Connection apparatus and method
US20120152564A1 (en) * 2010-12-16 2012-06-21 Terry Peltier Horizontal production tree and method of use thereof
US8746350B2 (en) * 2010-12-22 2014-06-10 Vetco Gray Inc. Tubing hanger shuttle valve
US8997872B1 (en) * 2012-02-22 2015-04-07 Trendsetter Engineering, Inc. Cap assembly for use with a tubing spool of a wellhead
US9376881B2 (en) * 2012-03-23 2016-06-28 Vetco Gray Inc. High-capacity single-trip lockdown bushing and a method to operate the same
US9784063B2 (en) * 2012-08-17 2017-10-10 Onesubsea Ip Uk Limited Subsea production system with downhole equipment suspension system
US9404332B2 (en) 2012-10-08 2016-08-02 Onesubsea Ip Uk Limited Well system with an independently retrievable tree
US8973664B2 (en) * 2012-10-24 2015-03-10 Vetco Gray Inc. Subsea wellhead stabilization using cylindrical sockets
US9279308B2 (en) 2013-08-20 2016-03-08 Onesubsea Llc Vertical completion system including tubing hanger with valve
US9273531B2 (en) * 2013-12-06 2016-03-01 Ge Oil & Gas Uk Limited Orientation adapter for use with a tubing hanger
US9506329B2 (en) 2014-02-28 2016-11-29 Cameron International Corporation Rotating hanger
US9376872B2 (en) * 2014-03-12 2016-06-28 Onesubsea Ip Uk Limited Tubing hanger orientation spool
WO2015191417A1 (en) * 2014-06-09 2015-12-17 Schlumberger Canada Limited System and methodology using annulus access valve
US10309190B2 (en) * 2014-07-23 2019-06-04 Onesubsea Ip Uk Limited System and method for accessing a well
MY181521A (en) * 2014-07-25 2020-12-24 Helix Energy Solutions Group Inc Method of subsea containment and system
CN104227383A (zh) * 2014-09-26 2014-12-24 宁波旭升机械有限公司 油管压装装置
US9341045B1 (en) * 2014-12-03 2016-05-17 Ge Oil & Gas Uk Limited Configurable subsea tree master valve block
US9765593B2 (en) * 2014-12-03 2017-09-19 Ge Oil & Gas Uk Limited Configurable subsea tree master valve block
US9909380B2 (en) 2015-02-25 2018-03-06 Onesubsea Ip Uk Limited System and method for accessing a well
US9523259B2 (en) * 2015-03-05 2016-12-20 Ge Oil & Gas Uk Limited Vertical subsea tree annulus and controls access
WO2017192388A1 (en) 2016-05-02 2017-11-09 Cameron International Corporation Blowout preventer with choke and kill line pass through conduits
MX2018016190A (es) * 2016-06-30 2019-06-10 A Bowen Billy JR Valvula de control de colgador para tuberia de produccion activada por puerto de prueba.
GB2558267B (en) * 2016-12-23 2021-09-15 Equinor Energy As Subsea wellhead monitoring and controlling
US20180313187A1 (en) * 2017-05-01 2018-11-01 Schlumberger Technology Corporation Single body choke line and kill line valves
US10900314B2 (en) * 2017-12-21 2021-01-26 Spoked Solutions LLC Riser system
CN108086937A (zh) * 2018-01-12 2018-05-29 科莱斯(天津)电热科技有限公司 一种高压井口悬挂器控制总阀装置
US10989002B2 (en) 2018-02-26 2021-04-27 Innovex Downhole Solutions, Inc. Cable pack-off apparatus for well having electrical submersible pump
US20200032607A1 (en) * 2018-07-24 2020-01-30 Ensco International Incorporated Well reentry
GB2586965A (en) * 2019-08-29 2021-03-17 Ge Oil & Gas Uk Ltd Wellhead apparatus, assembly and method for supporting downhole tubing
CA3165482A1 (en) * 2019-12-20 2021-06-24 Cameron Technologies Limited System and method for setting a barrier in a well string
GB202011951D0 (en) * 2020-07-31 2020-09-16 Baker Hughes Energy Tech Uk Limited Tubing head spool and method of drilling a well using the tubing head spool
GB2600771B (en) * 2020-11-10 2023-03-01 Aker Solutions As Wellhead system
NO346859B1 (no) * 2021-01-10 2023-01-30 Ccb Subsea As Sett og fremgangsmåte for modifisering av et horisontalt ventiltre
US11434719B2 (en) 2021-02-01 2022-09-06 Saudi Arabian Oil Company Tubing casing annulus valve
CN113187427B (zh) * 2021-04-28 2022-11-29 中国海洋石油集团有限公司 钻通式水下卧式采油树与井口系统
CN114517655A (zh) * 2021-12-27 2022-05-20 深圳市百勤石油技术有限公司 一种适用于天然气水合物开采的经济型小井口采气树系统
WO2023212505A1 (en) * 2022-04-26 2023-11-02 Conocophillips Company Temporary suspension of completed hydrocarbon wells
US11873693B2 (en) * 2022-05-31 2024-01-16 Saudi Arabian Oil Company Cutting a valve within a well stack
CN115306341B (zh) * 2022-10-12 2022-12-16 大庆市华禹石油机械制造有限公司 具备防腐性能的二氧化碳驱采气井口装置

Family Cites Families (84)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US2094812A (en) 1937-10-05 Flow control heab
US2118094A (en) * 1937-04-12 1938-05-24 Mcdonough James Moore Combination casing head and christmas tree
US2148360A (en) * 1937-12-30 1939-02-21 Gray Tool Co Oil well casing head and tubing hanger
US2590688A (en) * 1946-11-14 1952-03-25 Gray Tool Co Well manifold
US2478628A (en) * 1947-01-27 1949-08-09 Shell Dev Testing casing heads
US2889886A (en) * 1956-01-23 1959-06-09 Jay P Gould Well head
US2954742A (en) * 1957-04-29 1960-10-04 Clifford C Williams Water pump unit
US2951363A (en) * 1957-09-20 1960-09-06 Jersey Prod Res Co Tool for testing well head equipment
US2965174A (en) * 1958-01-27 1960-12-20 Shell Oil Co Off-shore well installation and method
US3041090A (en) * 1959-04-28 1962-06-26 Shell Oil Co Pivoted tubing well connection
US3090640A (en) * 1959-05-04 1963-05-21 Shell Oil Co Well casing and tubing suspension assembly
US3043371A (en) * 1959-07-14 1962-07-10 Rector Well Equipment Company Valved tubing hanger
US3064735A (en) * 1959-08-17 1962-11-20 Shell Oil Co Wellhead assembly lock-down apparatus
US3236308A (en) * 1960-04-04 1966-02-22 Richfield Oil Corp Drilling apparatus and method
US3279536A (en) * 1961-04-03 1966-10-18 Richfield Oil Corp Submarine drilling and production head and method of installing same
US3332481A (en) * 1961-04-03 1967-07-25 Richfield Oil Corp Method of installing submarine drilling and production head
US3098525A (en) * 1961-04-27 1963-07-23 Shell Oil Co Apparatus for installing and retrieving equipment from underwater wells
US3139932A (en) * 1961-11-28 1964-07-07 Shell Oil Co Wellhead with tool diverter
US3305015A (en) * 1963-09-20 1967-02-21 Atlantic Richfield Co Tubing head apparatus and method
US3310107A (en) * 1963-10-23 1967-03-21 Fmc Corp Underwater well method and apparatus
US3331437A (en) * 1965-01-06 1967-07-18 Cameron Iron Works Inc Wellhead assembly
US3299958A (en) * 1965-04-02 1967-01-24 Fmc Corp Unitized well head
US3451481A (en) * 1966-06-09 1969-06-24 Rockwell Mfg Co Dual suspension and seal
US3457992A (en) * 1966-12-14 1969-07-29 Atlantic Richfield Co Underwater tubing head
US3414056A (en) * 1967-03-06 1968-12-03 Brown Oil Tools Wellhead apparatus
US3437149A (en) * 1967-05-31 1969-04-08 Shaffer Tool Works Cable feed-through means and method for well head constructions
US3454084A (en) * 1967-10-10 1969-07-08 Otis Eng Corp Well head closure assembly
US3602303A (en) * 1967-12-01 1971-08-31 Amoco Prod Co Subsea wellhead completion systems
US3552903A (en) * 1968-06-28 1971-01-05 Mobil Oil Corp Subsea production satellite
US3545541A (en) * 1968-08-08 1970-12-08 Shell Oil Co Wellhead assembly including diverter means
US3542125A (en) * 1968-11-12 1970-11-24 Otis Eng Corp Well apparatus
US3662822A (en) * 1969-05-12 1972-05-16 Atlantic Richfield Co Method for producing a benthonic well
NL7017510A (de) * 1969-12-29 1971-07-01
US3638732A (en) * 1970-01-12 1972-02-01 Vetco Offshore Ind Inc Underwater wellhead electric connection apparatus for submerged electric motor driven well pumps and method of installation
US3628725A (en) * 1970-01-16 1971-12-21 Mattel Inc Compact toy lap counter
US3638725A (en) * 1970-05-15 1972-02-01 Vetco Offshore Ind Inc Direct drive casing hanger apparatus
US3971576A (en) * 1971-01-04 1976-07-27 Mcevoy Oilfield Equipment Co. Underwater well completion method and apparatus
CA1034488A (en) * 1975-09-10 1978-07-11 Mcevoy Oilfield Equipment Co. Seal
GB1494301A (en) * 1976-04-20 1977-12-07 Gray Tool Co Adjustable suspension of well tubing
SU625021A1 (ru) * 1977-01-06 1978-09-25 Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности Автоматическое клапанное устройство
US4116044A (en) * 1977-04-28 1978-09-26 Fmc Corporation Packoff leak detector
US4130161A (en) * 1977-09-06 1978-12-19 Cameron Iron Works, Inc. Underwater Christmas tree
US4154302A (en) * 1977-10-31 1979-05-15 Shafco Industries, Inc. Cable feed-through method and apparatus for well head constructions
US4289199A (en) * 1979-09-28 1981-09-15 Combustion Engineering, Inc. Wellhead sidewall electrical penetrator
IT1148764B (it) * 1980-02-19 1986-12-03 Saipem Spa Inflangiatura per la sospensione di colonne di tubi di rivestimento e di produzione per fozzi petroliferi o gasiferi ad alta pressione
US4436148A (en) * 1981-04-27 1984-03-13 Richard Maxwell Chemical treatment for oil wells
US4455040A (en) * 1981-08-03 1984-06-19 Smith International, Inc. High-pressure wellhead seal
US4491176A (en) * 1982-10-01 1985-01-01 Reed Lehman T Electric power supplying well head assembly
CA1208123A (en) * 1983-07-19 1986-07-22 Barber Industries, Ltd. Wellhead sealing system
US4541753A (en) * 1983-07-22 1985-09-17 Shell Oil Company Subsea pipeline connection
US4569540A (en) * 1983-12-29 1986-02-11 Beson Technology, Inc. Piping suspender with metal-to-metal seal
GB2166775B (en) * 1984-09-12 1987-09-16 Britoil Plc Underwater well equipment
SU1244285A1 (ru) * 1984-11-30 1986-07-15 Азербайджанский научно-исследовательский и проектно-конструкторский институт нефтяного машиностроения Устьевое соединительное устройство
US4629003A (en) * 1985-08-01 1986-12-16 Baugh Benton F Guilelineless subsea completion system with horizontal flowline connection
GB8617698D0 (en) * 1986-07-19 1986-08-28 Graser J A Wellhead apparatus
GB8801850D0 (en) * 1988-01-28 1988-02-24 British Petroleum Co Plc Tubing hanger shut-off mechanism
US4887672A (en) * 1988-12-16 1989-12-19 Cameron Iron Works Usa, Inc. Subsea wellhead with annulus communicating system
SU1659625A1 (ru) * 1989-07-25 1991-06-30 Военизированная Часть По Предупреждению Возникновения И По Ликвидации Открытых Газовых И Нефтяных Фонтанов Северо-Восточного Промышленного Района Оборудование дл обв зки усть скважины
GB8918844D0 (en) * 1989-08-18 1989-09-27 Shell Int Research Wellhead assembly
US5143158A (en) * 1990-04-27 1992-09-01 Dril-Quip, Inc. Subsea wellhead apparatus
GB9014237D0 (en) * 1990-06-26 1990-08-15 Framo Dev Ltd Subsea pump system
US5103915A (en) * 1990-08-17 1992-04-14 Abb Vetco Gray Inc. Wellhead housing seal assembly for damaged sealing surfaces
US5141257A (en) * 1991-09-23 1992-08-25 Cooper Industries, Inc. High preload mechanical connector
DE69232736T2 (de) 1992-06-01 2002-12-12 Cooper Cameron Corp Bohrlochkopf
US5280706A (en) * 1992-06-25 1994-01-25 Thiokol Corporation Composite/metal hybrid rocket motor case and methods for manufacturing
US5372199A (en) * 1993-02-16 1994-12-13 Cooper Industries, Inc. Subsea wellhead
GB2286840B (en) 1994-02-10 1997-09-03 Fmc Corp Safety valve for horizontal tree
GB9418088D0 (en) * 1994-09-08 1994-10-26 Exploration & Prod Serv Horizontal subsea tree pressure compensated plug
US5573336A (en) * 1995-08-31 1996-11-12 The Torrington Company Seal for a spherical plain bearing
US5819852A (en) 1996-03-25 1998-10-13 Fmc Corporation Monobore completion/intervention riser system
GB2319544B (en) 1996-11-14 2000-11-22 Vetco Gray Inc Abb Tubing hanger and tree with horizontal flow and annulus ports
US6003602A (en) 1997-09-05 1999-12-21 Kraerner Oilfield Products Tree bore protector
WO1999018329A1 (en) 1997-10-07 1999-04-15 Fmc Corporation Slimbore subsea completion system and method
US5975210A (en) * 1997-12-31 1999-11-02 Kvaerner Oilfield Products Well completion system having a precision cut low profile helix
US6293345B1 (en) * 1998-03-26 2001-09-25 Dril-Quip, Inc. Apparatus for subsea wells including valve passageway in the wall of the wellhead housing for access to the annulus
EP1151178A1 (de) 1999-02-11 2001-11-07 Fmc Corporation Unterwasserkomplettierungsvorrichtung
US6470968B1 (en) 1999-10-06 2002-10-29 Kvaerner Oifield Products, Inc. Independently retrievable subsea tree and tubing hanger system
AU2001247785B2 (en) 2000-03-24 2005-03-03 Fmc Technologies, Inc. Tubing hanger with annulus bore
DE60112912D1 (de) 2000-03-24 2005-09-29 Fmc Technologies Tubingaufhängungsanordnung mit schieberventil
WO2001073255A1 (en) 2000-03-24 2001-10-04 Fmc Corporation Internal gate valve for flow completion systems
US6626245B1 (en) * 2000-03-29 2003-09-30 L Murray Dallas Blowout preventer protector and method of using same
US6360822B1 (en) * 2000-07-07 2002-03-26 Abb Vetco Gray, Inc. Casing annulus monitoring apparatus and method
US6516861B2 (en) * 2000-11-29 2003-02-11 Cooper Cameron Corporation Method and apparatus for injecting a fluid into a well
US6805200B2 (en) 2001-08-20 2004-10-19 Dril-Quip, Inc. Horizontal spool tree wellhead system and method

Also Published As

Publication number Publication date
DE69231713T2 (de) 2001-06-21
US5544707A (en) 1996-08-13
US20080017368A1 (en) 2008-01-24
AU4403193A (en) 1993-12-30
AU664634B2 (en) 1995-11-23
EP0719905A1 (de) 1996-07-03
EP1233145A2 (de) 2002-08-21
US20050173122A1 (en) 2005-08-11
US7093660B2 (en) 2006-08-22
US7308943B2 (en) 2007-12-18
US20050155774A1 (en) 2005-07-21
US7117945B2 (en) 2006-10-10
US20060272822A1 (en) 2006-12-07
EP0989283B1 (de) 2002-08-14
EP0989283A2 (de) 2000-03-29
NO940958L (no) 1994-03-16
DE69226630T2 (de) 1998-12-24
US6039119A (en) 2000-03-21
US6547008B1 (en) 2003-04-15
DE69232736D1 (de) 2002-09-19
DE69232736T2 (de) 2002-12-12
US20060272823A1 (en) 2006-12-07
EP0572732A1 (de) 1993-12-08
US7314085B2 (en) 2008-01-01
EP0989283A3 (de) 2000-10-11
EP0572732B1 (de) 1998-08-12
US6991039B2 (en) 2006-01-31
US20040251036A1 (en) 2004-12-16
US7500524B2 (en) 2009-03-10
EP1233145A3 (de) 2003-08-27
DE989283T1 (de) 2001-03-01
WO1993024730A1 (en) 1993-12-09
DE69226630D1 (de) 1998-09-17
CA2116873C (en) 2003-09-09
DE719905T1 (de) 1997-06-05
DE69231713D1 (de) 2001-04-05
US20040094311A2 (en) 2004-05-20
MX9303273A (es) 1994-01-31
CA2116873A1 (en) 1993-12-09
EP0719905B2 (de) 2009-04-08
EP0719905B1 (de) 2001-02-28
NO940958D0 (no) 1994-03-16
US7314086B2 (en) 2008-01-01
US20030116327A1 (en) 2003-06-26

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE69231713T3 (de) Bohrlochkopf
DE69634167T2 (de) Vorrichtung und Verfahren zum Füllen einer Bohrlochverrohrung
DE60207143T2 (de) Vorrichtung und Verfahren zur abschnittweisen Zementierung von Dünnlochbohrungen
DE3031117C2 (de) Vorrichtung zum stufenweisen Zementieren des Ringraums zwischen der Wandung eines Bohrlochs und einer das Bohrloch auskleidenden Verrohrung
DE602005002936T2 (de) System zum abdichten eines ringförmigen raums in einem bohrloch
DE602004000514T2 (de) Doppelwerkzeug ohne Elastomer, mit hohem Expandiervermögen
DE1911745C3 (de) Anschluß für einen Unterwasser-Bohrlochkopf
DE60123612T2 (de) Vorrichtung und verfahren zum bohren und verrohren eines bohrloches mit pumpbarem zementschwimmer
DE60024650T2 (de) Unterwasser-schmiervorrichtung
DE69922774T2 (de) Kabelkopf für gewickelten Rohrstrang
DE3017883C2 (de) Schieberanordnung und Hänger
DE69910285T2 (de) Unterwasser-Testbaum
DE3121834A1 (de) Geraet zum zufuehren hydraulischen druckmittels zu einem in einem bohrloch angeordneten geraet
DE2652901A1 (de) Vorrichtung und verfahren zur sicherung eines bohrloches
DE3031307A1 (de) Rohrtour-aufhaengung mit einbau- und verankerungsvorrichtung
DE1483776A1 (de) Leitungsanordnung fuer eine Bohrlochanlage
DE1558994B1 (de) Verfahren fuer das Arbeiten an Unterwasserbohrloechern sowie Vorrichtung zur Durchfuehrung des Verfahrens
DE2735602A1 (de) Vorrichtung und verfahren zur steuerung des mengenstromes innerhalb der foerderleitung eines bohrloches und injektion eines chemischen mediums in die foerderleitung
DE3606083A1 (de) Leitungsverbindungskonstruktion fuer eine unterseeische bohrungsanordnung
DE1925959A1 (de) Anschlussvorrichtung fuer eine Unterwasser-Bohrlochkopfbaugruppe
DE1811265A1 (de) Vorrichtung zum Ausfuehren von Arbeiten an einem Unterwasser-Bohrlochkopf
DE112016005602B4 (de) Bypass-Umleitungsuntereinheit für unterirdische Sicherheitsventile
DE112013007269T5 (de) Bohrlochisolationsvorrichtungen und Verfahren zur Verwendung zum Verhindern von Abpumpung
DE112017007572T5 (de) Bohrlochfluidkommunikationswerkzeug
DE3305310A1 (de) Aufhaengereinsatz

Legal Events

Date Code Title Description
8363 Opposition against the patent
8366 Restricted maintained after opposition proceedings
R071 Expiry of right

Ref document number: 719905

Country of ref document: EP