NO326233B1 - Adjustable towbar system and method of adjustably connecting a towbar to a wellhead - Google Patents
Adjustable towbar system and method of adjustably connecting a towbar to a wellhead Download PDFInfo
- Publication number
- NO326233B1 NO326233B1 NO20024949A NO20024949A NO326233B1 NO 326233 B1 NO326233 B1 NO 326233B1 NO 20024949 A NO20024949 A NO 20024949A NO 20024949 A NO20024949 A NO 20024949A NO 326233 B1 NO326233 B1 NO 326233B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- hanger
- wellhead
- support
- support ring
- adjustable
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 22
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 34
- 238000003780 insertion Methods 0.000 claims description 20
- 230000037431 insertion Effects 0.000 claims description 20
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 19
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 15
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 claims description 11
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 claims description 5
- 230000004044 response Effects 0.000 claims description 3
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims 2
- 230000004323 axial length Effects 0.000 claims 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 4
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 238000013461 design Methods 0.000 description 1
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000008844 regulatory mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012552 review Methods 0.000 description 1
- 230000003068 static effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/04—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads
- E21B33/043—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads specially adapted for underwater well heads
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Revetment (AREA)
Description
Denne oppfinnelsen angår generelt et brønnhode samt en fremgangsmåte for anvendelse under boring og komplettering av undersjøiske brønner, og mer spesielt forbedringer av et brønnhode der en rørformig struktur, så som et brønnforingsrør eller et forlengningsrør, i sin nedre ende kan koples til en henger ved havbunnen med foringsrøret forløpende inn i det borede borehullet, idet foringsrøret er tilsluttet en henger som er regulerbart understøttet inne i brønnhodet. This invention generally relates to a wellhead as well as a method for use during drilling and completion of underwater wells, and more particularly to improvements of a wellhead where a tubular structure, such as a well casing or an extension pipe, can be connected at its lower end to a hanger at the seabed with the casing extending into the drilled borehole, the casing being connected to a hanger which is adjustable and supported inside the wellhead.
I konvensjonelle overflate-brønnhoder har overflate-foringsrørhengeren en skulder som er konstruert for anlegg i et sete i boringen i overflate-brønnhodet, og blir deretter forseglet for å stenge av ringrommet rundt foringsrørstrengen. For grunne brønner står mange foringsrørstrenger ikke under strekk, og foringsrørhengeren henger bare ned fra skulderen. For å gi foringsrøret den rette lengden i forhold til skulderen kan det være tilveiebragt en reguleringsmekanisme som muliggjør aksiell regulering med mange centimeter av avstanden mellom hengerens anleggsflate og skulderen på brønnhodet for korrekt utplassering (eng. space-out). In conventional surface wellheads, the surface casing hanger has a shoulder that is designed to seat in a seat in the bore in the surface wellhead, and is then sealed to seal off the annulus around the casing string. For shallow wells, many casing strings are not under tension, and the casing hanger just hangs down from the shoulder. In order to give the casing the right length in relation to the shoulder, a regulation mechanism can be provided which enables axial regulation by many centimeters of the distance between the hanger's contact surface and the shoulder of the wellhead for correct deployment (eng. space-out).
Så lenge vanndypet ikke er for stort kan den ønskede utplasseringen av foringsrørhengeren og brønnhodeskulderen predikeres med rimelig nøyaktig-het. Når brønnene bores til betydelig større dyp møter imidlertid operatøren på det problemet at det anvendes for lite strekk i foringsrørstrengen når hengeren og således foringsrøret som støttes av hengeren anlegges mot foringsrør-skulderen inne i brønnhodet. As long as the water depth is not too great, the desired deployment of the casing hanger and the wellhead shoulder can be predicted with reasonable accuracy. When the wells are drilled to a significantly greater depth, however, the operator encounters the problem that too little tension is used in the casing string when the hanger and thus the casing supported by the hanger is placed against the casing shoulder inside the wellhead.
Et relatert problem er at operatøren fortrinnsvis ønsker en viss strekk i foringsrøret når er opphengt fra skulderen på brønnhodet. Når vanndypet øker blir det vanskeligere å beregne den korrekte utplasseringen, og selv om den beregnes korrekt, krever denne utplasseringen for en dyp brønn en lang reguleringsmekanisme i foringsrørhengeren for inngrep med skulderen. Når foringsrøret er opphengt og reguleringsstrukturen har "fullt utslag", kan det hende at operatøren fortsatt ikke har oppnådd den ønskede strekken i forings-røret. Ettersom reguleringsmekanismen ikke kan passere forbi til nedenfor skulderen på brønnhodet, tvinges operatøren til enten å (a) akseptere den begrensede strekken som er oppnådd i foringsrøret, eller (b) tilveiebringe en forskjellig utplassering langs foringsrørets lengde, eller (c) velge et brønnhode og en reguleringsmekanisme for foringsrørhengeren som tilveiebringer en lengre løpelengde. A related problem is that the operator preferably wants a certain stretch in the casing when suspended from the shoulder of the wellhead. As the water depth increases, it becomes more difficult to calculate the correct deployment, and even if calculated correctly, this deployment for a deep well requires a long control mechanism in the casing hanger for engagement with the shoulder. When the casing is suspended and the control structure has "full swing", the operator may still not have achieved the desired stretch in the casing. As the control mechanism cannot pass past to below the shoulder of the wellhead, the operator is forced to either (a) accept the limited stretch achieved in the casing, or (b) provide a different deployment along the length of the casing, or (c) select a wellhead and an adjustment mechanism for the casing hanger that provides a longer running length.
I systemer der det gjøres vertikal justering av foringsrøret i forhold til brønnhodet er det nødvendig med ekstremt lange brønnhoder eller henger-systemer for å muliggjøre den lange justeringslengden. Systemer av denne konstruksjonen resulterer i en betydelig økt oppstablingslengde, som igjen krever mer plass mellom dekkene på sjøbaserte fasiliteter. In systems where vertical adjustment of the casing is made in relation to the wellhead, extremely long wellheads or hanger systems are required to enable the long adjustment length. Systems of this design result in a significantly increased stacking length, which in turn requires more space between the decks of sea-based facilities.
Tilveiebringelse av flere med vertikalt mellomrom tilveiebragte seter med forskjellige diametre mot hvilke foringsrørhenger-skulderen kan bringes i anlegg avhengig av den ønskede strekken i foringsrøret er ikke en tilfredstillende løsning. Seter med forskjellige diametre vil øke radien til boringen gjennom brønnhodehuset i hvilket hengeren bringes i anlegg, og således øke den innvendige diameteren til brønnhodeutstyret over dette, noe som i betydelig grad vil øke den totale kostnaden for utstyret. Videre vil det i så fall være nødvendig å tilveiebringe tetninger for å forsegle mot boringer med forskjellig diameter i brønnhodet, og det vil være nødvendig å lagre hengere med skuldre med forskjellige diametre for anlegg i setene av forskjellig størrelse. Provision of several vertically spaced seats with different diameters against which the casing hanger shoulder can be brought into contact depending on the desired stretch in the casing is not a satisfactory solution. Seats of different diameters will increase the radius of the bore through the wellhead housing in which the trailer is brought into operation, and thus increase the inside diameter of the wellhead equipment above this, which will significantly increase the total cost of the equipment. Furthermore, in that case it will be necessary to provide seals to seal against bores of different diameters in the wellhead, and it will be necessary to store hangers with shoulders of different diameters for installation in the seats of different sizes.
Enkelte systemer ifølge tidligere teknikk omfatter en tetning mellom to rørformige strukturer på en slik måte at tetningen kan gli langs lengden til den ønskede justeringen. Splittede låseringer eller gjenger kan anvendes for mekanisk å kople sammen de to rørformige strukturene. Denne glidende tetningen tilveiebringer en betydelig lekkasjevei i foringsrørhengersystemet, og låseringene eller gjengene reduserer levetiden før utmatning som følge av dynamiske lastpåkjenninger. Some prior art systems include a seal between two tubular structures in such a way that the seal can slide along the length of the desired alignment. Split locking rings or threads can be used to mechanically connect the two tubular structures. This sliding seal provides a significant leakage path in the casing hanger system, and the locking rings or threads reduce the life before failure due to dynamic load stresses.
Fra US 5,311,947 fremgår det et foringsrør strekkapparat hvor en lastering settes på en landingsskulder i brønnhodet. En rørhylse er festet til lasteringen ved hjelp av skraller og foringsrøret er igjen festet til en rørhylse. Skrallene tillater kun oppoverbevegelse av rørhylsen i forhold til lasteringen. US 5,311,947 discloses a casing stretching device where a loading ring is placed on a landing shoulder in the wellhead. A pipe sleeve is attached to the loading ring by means of ratchets and the casing is again attached to a pipe sleeve. The ratchets only allow upward movement of the pipe sleeve in relation to the loading ring.
Ulempen ved tidligere teknikk overkommes av foreliggende oppfinnelse i et forbedret brønnhode for å understøtte en henger som beskrives i det følgende, der den rørformige strukturen, så som et foringsrør eller et for-lengningsrør, som understøttes på brønnhodet selektivt kan posisjoneres i forhold til brønnhodet på en slik måte at operatøren kan oppnå en passende strekk i strengen. Følgelig beskrives i det følgende et forbedret brønnhode- og hengersystem for på en pålitelig måte å støtte en rørstreng med en ønsket strekk i strengen. The disadvantage of prior art is overcome by the present invention in an improved wellhead for supporting a hanger as described in the following, where the tubular structure, such as a casing pipe or an extension pipe, which is supported on the wellhead can be selectively positioned in relation to the wellhead on such a way that the operator can achieve a suitable tension in the string. Accordingly, an improved wellhead and hanger system is described in the following for reliably supporting a pipe string with a desired tension in the string.
I en foretrukket utførelsesform er brønnhodet ifølge foreliggende oppfinnelse tilveiebragt med flere aksielt spredte anlegnings- eller støttespor som anvendes for å sikre rørhengeren til brønnhodet. En støttering på foringsrør-hengeren kan beveges radielt utover til inngrep med ett av sporene i respons til økt fluidtrykk. Nedsenkning av rørhengeren på brønnhodet hindrer da støtte-ringen i å beveges radielt innover og gir en pålitelig understøtte for forings-rørhengeren fra brønnhodet. En låsering, når den er i inngrep i ett av låse-sporene, hindrer rørhengeren i å beveges aksielt oppover i forhold til brønn-hodet. In a preferred embodiment, the wellhead according to the present invention is provided with several axially spread installation or support tracks which are used to secure the pipe hanger to the wellhead. A support ring on the casing hanger can be moved radially outward to engage one of the grooves in response to increased fluid pressure. Lowering the pipe hanger onto the wellhead then prevents the support ring from moving radially inward and provides reliable support for the casing hanger from the wellhead. A locking ring, when engaged in one of the locking grooves, prevents the pipe hanger from being moved axially upwards in relation to the wellhead.
Det er derfor et primært mål ved denne oppfinnelsen å tilveiebringe et forbedret brønnhode som gjør at hengeren, eksempelvis en foringsrørhenger, kan bringes i anlegg og forsegles inne i brønnhodet, med en ønsket strekk i foringsrøret, ved å muliggjøre betydelige variasjoner av utplasseringslengden og således den ønskede strekken i foringsrøret som støttes av foringsrør-hengeren som er festet til brønnhodet. Mer spesifikt kan hengeren bringes til nedenfor anlegnings- eller støttesporene, og nedenfor et nedholdingsspor som diskuteres nedenfor, og deretter trekkes oppover for å anvende strekk i rør-strengen. Når strekken i røret er som ønsket eller er litt for stor kan hengeren sikres til brønnhodet på en pålitelig måte. It is therefore a primary aim of this invention to provide an improved wellhead which enables the hanger, for example a casing hanger, to be brought into operation and sealed inside the wellhead, with a desired stretch in the casing, by enabling significant variations of the deployment length and thus the desired stretch in the casing which is supported by the casing hanger attached to the wellhead. More specifically, the trailer can be brought below the laying or support tracks, and below a hold-down track discussed below, and then pulled upward to apply tension to the pipe string. When the stretch in the pipe is as desired or is a little too large, the hanger can be secured to the wellhead in a reliable way.
Det er et særtrekk ved foreliggende oppfinnelse at den tilveiebringer et brønnhode og en henger der rørstrukturen kan være kontinuerlig mellom den strukturen som fester den nedre enden av rørstrukturen i en brønn, så som tilslutningsverktøyet ved havbunnen, og hengeren ved den øvre enden av rørstrengen uten anvendelse av glidende tetninger som anvendes i systemer ifølge tidligere teknikk. It is a distinctive feature of the present invention that it provides a wellhead and a hanger where the pipe structure can be continuous between the structure that attaches the lower end of the pipe structure in a well, such as the connection tool at the seabed, and the hanger at the upper end of the pipe string without application of sliding seals used in systems according to the prior art.
Det er et ytterligere særtrekk ved oppfinnelsen at den tilveiebringer en primær og en oppbakkingstetning mellom over og under ett av sporene på brønnhodet for å minimere den nødvendige stablingshøyden i brønnhodet samtidig som den tilveiebringer den justeringsevnen som er nødvendig for å oppnå den ønskede strekken i rørstrengen. Videre kan noen av sporene tjene som enten støttespor eller et nedholdingsspor. It is a further distinctive feature of the invention that it provides a primary and a backing seal between above and below one of the grooves on the wellhead to minimize the required stacking height in the wellhead while at the same time providing the adjustability necessary to achieve the desired stretch in the pipe string. Furthermore, some of the tracks can serve as either a support track or a hold-down track.
Det er en fordel ved foreliggende oppfinnelse av foringsrørhengeren kan føres inn i brønnhodet ved anvendelse av et gripemekanismetype innførings-verktøy. It is an advantage of the present invention that the casing hanger can be inserted into the wellhead using a gripping mechanism type insertion tool.
Disse og ytterligere mål, særtrekk og fordeler ved foreliggende oppfinnelse vil åpenbares av den etterfølgende detaljerte beskrivelsen, der det henvises til de vedlagte figurene. Figur 1 er et sidesnitt av et brønnhode ifølge foreliggende oppfinnelse før det mottar et produksjonsforingsrør. Figur 2 illustrerer brønnhodet som er vist i figur 1, med en forings-rørhenger opphengt inne i brønnhodet fra et borerør, og et produksjons-foringsrør forløpende nedover til havbunnen for å koples til tilslutningen ved den øvre enden av en undersjøisk foringsrørhenger. Figur 3 illustrerer tilsvarende foringsrørhengeren med en valgt strekk anvendt i produksjonsforingsrøret av operatøren, og etter at det er sluppet en kule for å aktivere stempelet for å spenne en støttering utover. Figur 4 illustrerer tilsvarende foringsrørhengeren etter at operatøren har slakket av litt slik at hengeren beveges nedover for å låse støtteringen til brønnhodehuset. Figur 5 illustrerer tilsvarende nedoverrettet bevegelse av arbeidsstrengen for å gjøre det mulig å skru løs komponentene av innføringsverktøyet fra foringsrørhengeren. Figur 6 illustrerer tilsvarende fjerning av innføringsverktøyet og på-følgende innføring av et verktøy for å bringe en nedholdingsring til inngrep med brønnhodehuset og for å forsegle foringsrørhengeren mot brønnhodet. Figur 1 viser et overflate-brønnhodehus 20 ved den øvre enden av et utvendig foringsrør 21 som forløper nedover til et undergrunns-brønnhode (ikke vist). Boringen 22 i huset omfatter flere støttespor 23 tilveiebragt i en avstand fra hverandre, hvert anpasset for å motta en støttering på en foringsrørhenger, som vil bli beskrevet, og ett eller flere nedholdingsspor 23 eller 24 ovenfor These and further aims, features and advantages of the present invention will be revealed by the following detailed description, where reference is made to the attached figures. Figure 1 is a side section of a wellhead according to the present invention before it receives a production casing. Figure 2 illustrates the wellhead shown in Figure 1, with a casing hanger suspended within the wellhead from a drill pipe, and a production casing extending downward to the seabed to connect to the connection at the upper end of a subsea casing hanger. Figure 3 similarly illustrates the casing hanger with a selected tension applied to the production casing by the operator, and after a ball has been released to activate the piston to tension a support ring outward. Figure 4 correspondingly illustrates the casing hanger after the operator has relaxed a little so that the hanger is moved downwards to lock the support ring to the wellhead housing. Figure 5 illustrates corresponding downward movement of the work string to enable the components of the insertion tool to be unscrewed from the casing hanger. Figure 6 illustrates corresponding removal of the insertion tool and subsequent insertion of a tool to bring a retaining ring into engagement with the wellhead housing and to seal the casing hanger against the wellhead. Figure 1 shows a surface wellhead housing 20 at the upper end of an external casing 21 extending downward to an underground wellhead (not shown). The bore 22 in the housing comprises several support grooves 23 provided at a distance from each other, each adapted to receive a support ring on a casing hanger, which will be described, and one or more hold-down grooves 23 or 24 above
støttesporet for eventuelt å motta en nedholdningsring på hengeren. Støtte-sporene er fortrinnsvis tilveiebragt i samme avstand fra hverandre, og nedholdingssporet/sporene 23 eller 24 er fortrinnsvis tilveiebragt med samme aksielle avstand ovenfor de øverste støttesporene, slik at de danner sylindriske tetningsflater 25 med i det vesentlige samme høyde mellom vedsidenliggende spor. Huset 20 har en større boring 26 ovenfor boringen 22 for å ta imot en foringsrørhenger som skal senkes inn i huset for anlegg mot en skulder 27. Konvensjonelle lastsensorer kan anvendes for å tilveiebringe informasjon til operatøren som indikere vekten av foringsrør som er "opphengt" fra brønn-hodehuset 20. the support track to possibly receive a retaining ring on the hanger. The support grooves are preferably provided at the same distance from each other, and the retention groove(s) 23 or 24 are preferably provided with the same axial distance above the uppermost support grooves, so that they form cylindrical sealing surfaces 25 with substantially the same height between adjacent grooves. The housing 20 has a larger bore 26 above the bore 22 to receive a casing hanger to be lowered into the housing for abutment against a shoulder 27. Conventional load sensors can be used to provide information to the operator indicating the weight of casing "hung" from well head house 20.
Som illustrert har hvert av støttesporene 23 tre annulære sporsegmenter 23A, 23B og 23C som hvert forløper radielt utover fra boringen. Det øverste nedholdingssporet 24 har kun to sporsegmenter 24A og 24B, slik at det kun kan ta imot nedholdningsringen på foringsrørhengeren og ikke en støttering. Avhengig av høyden ved hvilken hengeren skal støttes kan nedholdingsringen også mottas i ett at de med aksielt mellomrom tilveiebragte støttesporene bortsett fra det nederste støttesporet, som skal diskuteres nedenfor. As illustrated, each of the support grooves 23 has three annular groove segments 23A, 23B and 23C which each extend radially outward from the bore. The uppermost hold-down groove 24 has only two groove segments 24A and 24B, so that it can only accept the hold-down ring on the casing hanger and not a support ring. Depending on the height at which the hanger is to be supported, the retaining ring can also be received in one of the axially spaced support grooves except for the bottommost support groove, which will be discussed below.
Som vist i figur 2 holder en foringsrørhenger 30, fra hvilken produksjons-foringsrøret 31 er opphengt, støtteringen 32 i en innsenkning 33, og holder en nedholdingsring 34 rundt en andel 35 med redusert diameter. Støtteringen har tre ribber, hver for inngrep i ett av de tre segmentene til et valgt støttespor 23, og nedholdningsringen 34 har to ribber som enten låses inne i nedholdingssporet 24 ovenfor støttesporene eller inne i ett av støttesporene ovenfor det støttesporet som mottar støtteringen 32. As shown in Figure 2, a casing hanger 30, from which the production casing 31 is suspended, holds the support ring 32 in a recess 33, and holds a retaining ring 34 around a portion 35 of reduced diameter. The support ring has three ribs, each for engagement in one of the three segments of a selected support groove 23, and the retaining ring 34 has two ribs which are either locked inside the retaining groove 24 above the support grooves or inside one of the support grooves above the support groove that receives the support ring 32.
Som vil bli beskrevet nedenfor kan det føres inn en ringromsformig tetningsmekanisme ned på den anlagte foringsrørhengeren for forseglende inngrep med tetningsflaten både under og over nedholdingsringen for å stenge av ringrommet mellom foringsrørhengeren og boringen i brønnhodehuset. As will be described below, an annular sealing mechanism can be introduced down onto the installed casing hanger for sealing engagement with the sealing surface both below and above the retaining ring to close off the annulus between the casing hanger and the bore in the wellhead housing.
Som vist i figurene 2 og 3 føres foringsrørhengeren 30 inn på en inn-føringsverktøy 40 med et borerør eller en annen arbeidsstreng 41 gjennom en utblåsningssikring eller BOP (blow-out-preventer) 42, som er forbundet ovenfor brønnhodehuset 20. Utblåsningssikringen har fortrinnsvis en boring som står i linjeføring med og er dimensjonert i forhold til boringen 26. Som vist i figur 3 et borerøret 41 hevet for å skape en ønsket strekk i produksjonsfdringsrøret 31, noe som hever støtteringen 32 og nedholdningsringen 34 til en ønsket høyde i forhold til brønnhodet 20 og skaper strekk i foringsrøret. Den normalt inntrukne støtteringen 32 er da i en posisjon som står aksielt på linje med en tetningsflate 25 og mellom et par av støttesporene, for eksempel mellom det nest nederste og det tredje nederste støttesporet, som vist i figur 3. Ettersom både støtte-ringen 32 og nedholdningsringen 34 normalt er inntrukket, bringes de verken i inngrep med nedholdnings- eller støttesporene under denne hevingen av foringsrørhengeren. As shown in Figures 2 and 3, the casing hanger 30 is fed onto an insertion tool 40 with a drill pipe or another work string 41 through a blowout preventer or BOP (blow-out preventer) 42, which is connected above the wellhead housing 20. The blowout preventer preferably has a bore that is in alignment with and is dimensioned in relation to the bore 26. As shown in Figure 3, the drill pipe 41 raised to create a desired stretch in the production pipe 31, which raises the support ring 32 and the hold down ring 34 to a desired height in relation to the wellhead 20 and creates tension in the casing. The normally retracted support ring 32 is then in a position that is axially aligned with a sealing surface 25 and between a pair of the support grooves, for example between the second lowest and the third lowest support groove, as shown in figure 3. Since both the support ring 32 and the hold-down ring 34 is normally retracted, they are neither brought into engagement with the hold-down nor support grooves during this raising of the casing hanger.
Når hengeren 30 er posisjonert ovenfor det sporet 23 i hvilket støtte-ringen 32 skal bringes i inngrep, drives ett eller flere med mellomrom rundt periferien tilveiebragte stempler 48 utover for å spenne støtteringen til en ytre stilling for inngrep i det tiltenkte støttesporet 32. For å aktivisere stemplene 48 kan det slippes en kule 49 gjennom borerøret 51 for anlegg i setet 46, som vist i figur 3. Økningen av fluidtrykket inne i innføringsverktøyet 40 vil således skjære tappen 43 som holder muffen 45 i den øvre stillingen, som vist i figur 2, og forårsake at den innvendige muffen 45 beveges til stillingen som vist i figur 3, slik at porter 50 i legemet 44 er åpne for fluidtrykket inne i borerøret 41 og kommuniserer trykket gjennom fluidstrømningsveiene 52 til hvert av stemplene 48. En serie av porter i muffen 45 gjør at kommunikasjon med strømnings-veiene 52 i en foringsrørhenger 32 kan virke mot stemplene 48. Stemplene 48 spennes således radielt utover av fluidtrykk som anvendes i den radielt innerste enden av hvert stempel. Mens det økte fluidtrykket opprettholdes inne i bore-røret kan operatøren slakke av litt slik at støtteringen 32, som spennes utover av stemplene, bringes inn i det neste, nedenfor beliggende sporet 23. Forings-rørhengeren kan da senkes videre inntil en skulder 55 bringes i anlegg mot den øvre enden av den utoverpressede støtteringen 32. Når støtteringen 32 er posisjonert som vist i figur 4 hindrer den utvendige sylindriske stoppeflaten 56 på foringsrørhengeren at støtteringen 32 beveges radielt innover, og forings-rørets vekt henger trygt fra brønnhodehuset med den ønskede strekken i produksjonsfdringsrøret som bestemt av operatøren. Fra en gjennomgang av figurene 1 -3 vil fagmannen forstå at operatøren kan trekke oppover i en foringsrørstreng for i en kort periode å anvende en strekk i foringsrøret som er litt større enn det som er ønsket, slik at foringsrøret vil ha den ønskede strekken når operatøren slakker av og ringen 32 låses inn i den annulære innsenkningen 23 nedenfor den posisjonen. When the hanger 30 is positioned above the slot 23 in which the support ring 32 is to be brought into engagement, one or more pistons 48 provided at intervals around the periphery are driven outwards to tension the support ring to an outer position for engagement in the intended support slot 32. In order to activating the pistons 48, a ball 49 can be dropped through the drill pipe 51 for installation in the seat 46, as shown in Figure 3. The increase in fluid pressure inside the insertion tool 40 will thus cut the pin 43 which holds the sleeve 45 in the upper position, as shown in Figure 2 , and cause the inner sleeve 45 to move to the position shown in Figure 3, so that ports 50 in the body 44 are open to the fluid pressure inside the drill pipe 41 and communicate the pressure through the fluid flow paths 52 to each of the pistons 48. A series of ports in the sleeve 45 means that communication with the flow paths 52 in a casing hanger 32 can act against the pistons 48. The pistons 48 are thus stretched radially outwards by fluid pressure used in the radially innermost end of each piston. While the increased fluid pressure is maintained inside the drill pipe, the operator can relax a little so that the support ring 32, which is stretched outward by the pistons, is brought into the next, lower slot 23. The casing hanger can then be lowered further until a shoulder 55 is brought into abutment against the upper end of the outwardly pressed support ring 32. When the support ring 32 is positioned as shown in Figure 4, the external cylindrical stop surface 56 on the casing hanger prevents the support ring 32 from moving radially inwards, and the weight of the casing hangs safely from the wellhead housing with the desired stretch in the production pipeline as determined by the operator. From a review of figures 1-3, the person skilled in the art will understand that the operator can pull upwards in a casing string to, for a short period, apply a stretch in the casing that is slightly greater than what is desired, so that the casing will have the desired stretch when the operator relaxes and the ring 32 locks into the annular recess 23 below that position.
For mange anvendelser er det tilveiebragt tre eller flere støttespor, der hvert støttespor aksielt separeres fra de andre støttesporene av en sylindrisk tetningsflate 25. For mange anvendelser vil vedsidenliggende støttespor være tilveiebragt i en avstand fra hverandre som er større enn 7,5 cm (3 tommer), siden operatøren kan oppnå en endelig posisjon for foringsrørhengeren i forhold til brønnhodehuset som er innenfor en avstand på flere tommer eller mer. For many applications, three or more support grooves are provided, each support groove being axially separated from the other support grooves by a cylindrical sealing surface 25. For many applications, adjacent support grooves will be provided at a distance from each other greater than 7.5 cm (3 inches ), since the operator can achieve a final position of the casing hanger relative to the wellhead housing that is within a distance of several inches or more.
Både støtteringen 32 og en nedholdingsring 34 er fortrinnsvis splittede eller C-formige ringer, med en utvendig overflate som er konstruert i passform med tilhørende spor i brønnhodehuset 20. Forskjellige passformer mellom de C-formige ringene og sporene er således mulige. Both the support ring 32 and a hold-down ring 34 are preferably split or C-shaped rings, with an outer surface that is designed to fit with the corresponding groove in the wellhead housing 20. Different fits between the C-shaped rings and the grooves are thus possible.
Som vist i figurene 3,4 og 5 omfatter innføringsverktøyet 40 et øvre rørformig legeme 60 som er festet med gjenger til den nedre enden av borerøret 41. Et gripemekanisme-type innføringsverktøy som beskrevet i U.S.-patentet 5 226 493 gjør at produksjonsfdringsrøret eller rørstrukturen kan manipuleres på en slik måte at det i sin nedre ende kan koples til en henger ved havbunnen, eller festes på en annen måte, for eksempel av en forankring, inne i brønnen. En utvendig muffe 68 kan beveges aksielt i forhold til det innvendige legemet 44, som i sin tur bærer en innvendig muffe 45 omfattende anlegnings-setet 46. Når innføringsverktøyet 40 er posisjonert som vist i figur 4 bringes profilene (eng. splines) på den nedre muffen 61 i legemet 60 i inngrep med tilhørende profiler 62, slik at det innvendige legemet 44 så vel som forings-rørhengeren 30 og foringsrøret som henger fra denne kan roteres for montering ved havbunnen. Foringsrørstrengen 31 kan også roteres for å stenge av porter i hengeren ved havbunnen. Etter at koplingen ved havbunnen er utført og støtteringen 32 er beveget til den stillingen som er vist i figur 4, kan operatøren sette ned vekt på borerøret 41 for å frigjøre det fra profilene 62 og bringe det i inngrep i de nedre profilene 63 på legemet 44, som vist i figur 5. Når det er i posisjonen som er vist i figur 5 kan det anvendes et vridningsmoment på borerøret for å skru innføringsverktøyet 40 av fra gjengene 64 ved den øvre enden av foringsrørhengeren 30, slik at borerøret kan heves for å fjerne inn-føringsverktøyet 40 fra inne i brønnhodehuset. As shown in Figures 3, 4 and 5, the insertion tool 40 comprises an upper tubular body 60 which is threadedly attached to the lower end of the drill pipe 41. A gripping mechanism type insertion tool as described in U.S. Patent 5,226,493 allows the production casing or tubing structure to is manipulated in such a way that it can be connected at its lower end to a hanger at the seabed, or fixed in another way, for example by an anchor, inside the well. An outer sleeve 68 can be moved axially in relation to the inner body 44, which in turn carries an inner sleeve 45 comprising the installation seat 46. When the insertion tool 40 is positioned as shown in Figure 4, the profiles (eng. splines) are brought on the lower the sleeve 61 in the body 60 engages with the associated profiles 62, so that the internal body 44 as well as the casing hanger 30 and the casing hanging from it can be rotated for assembly at the seabed. The casing string 31 can also be rotated to close off ports in the hanger at the seabed. After the connection at the seabed has been made and the support ring 32 has been moved to the position shown in figure 4, the operator can put weight on the drill pipe 41 to release it from the profiles 62 and bring it into engagement with the lower profiles 63 of the body 44 , as shown in Figure 5. When in the position shown in Figure 5, a torque can be applied to the drill pipe to unscrew the insertion tool 40 from the threads 64 at the upper end of the casing hanger 30, so that the drill pipe can be raised to remove the insertion tool 40 from inside the wellhead housing.
Når innføringsverktøyet er fjernet kan det føres inn et tetningselement og et låseverktøy 70 som vist i figur 6 i brønnhodet i den ene enden av den rør-formige arbeidsstrukturen 72. Verktøyet 70 omfatter en konvensjonell J-låse-mekanisme 74 for å føre tetningselementet 76 inn i boringen i brønnhodehuset. Den nedre enden av tetningselementet 76 omfatter en nese 78 som presser nedholdningsringen 34 radielt utover og inn i enten nedholdningsringsporet 24 eller det støtteringsporet som ligger ovenfor det sporet som opptas av støtte-ringen 32. Tetningselementet 76 omfatter fortrinnsvis minst to med aksielt mellomrom tilveiebragte elastomere og metalliske ribbe-tetningslegemer 80 og 82 som er forbundet via en felles tetningselement-base. Tetningslegemene 80 og 82 er tilveiebragt i en avstand fra hverandre over og under ett av sporene, slik at hvert tetningslegeme 80 og 82 danner en pålitelig forsegling mot den innvendige sylindriske overflaten 25 av brønnhodehuset. Ved å manipulere verktøyet 70 kan verktøylegemet frigjøres fra tetningselementet ved hjelp av J-låsemekanismen, og verktøyet 70 kan trekkes ut fra brønnhodet 20. When the insertion tool is removed, a sealing element and a locking tool 70 can be inserted as shown in Figure 6 into the wellhead at one end of the tubular working structure 72. The tool 70 comprises a conventional J-locking mechanism 74 to insert the sealing element 76 in the drilling in the wellhead housing. The lower end of the sealing element 76 comprises a nose 78 which presses the retaining ring 34 radially outwards and into either the retaining ring groove 24 or the support ring groove which lies above the groove occupied by the support ring 32. The sealing element 76 preferably comprises at least two axially spaced elastomers and metallic rib sealing bodies 80 and 82 which are connected via a common sealing element base. The sealing bodies 80 and 82 are provided at a distance from each other above and below one of the grooves, so that each sealing body 80 and 82 forms a reliable seal against the internal cylindrical surface 25 of the wellhead housing. By manipulating the tool 70, the tool body can be released from the sealing element using the J-lock mechanism, and the tool 70 can be pulled out from the wellhead 20.
Det skal bemerkes at sluseventilen 84 som vist i figur 6 konvensjonelt vil være posisjonert nedenfor tetningselementet 76, og muliggjør kommunikasjon til ringrommet mellom produksjonsfdringsrøret 31 og det utvendige foringsrøret 21. Produksjonsfdringsrøret 31 kan typisk være koplet til en tilslutnings-konnektor ved havbunnen, mens det utvendige foringsrøret 21 typisk er koplet til et undersjøisk hus. En skal også legge merke til at porten i brønnhode-legemet som står i kommunikasjon med sluseventilen 41 er vist i samme høyde som ett av støttesporene 23. Dette reduserer ikke påliteligheten til disse komponentene for å utføre sine tiltenkte funksjoner, siden sporene fortrinnsvis er tilveiebragt rundt hele omkretsen til boringen i brønnhodelegemet, og den C-formige støtteringen 32 og nedholdningsringen 34 innehar tilstrekkelig styrke til å utføre sine tiltenkte funksjoner selv om det annulære sporet over en liten andel gjennomhulles av en port. Støtteringen 32 kan således hindre at foringsrøret beveges nedover i forhold til brønnhodehuset 20 og understøtter således produksjonsfdringsrøret 31. Nedholdningsringen 32 hindrer at forings-røret beveges oppover i forhold til huset 20, noe som ellers vil kunne skje dersom det oppstår en trykkbølge. It should be noted that the sluice valve 84, as shown in Figure 6, will conventionally be positioned below the sealing element 76, and enables communication to the annulus between the production flow pipe 31 and the external casing pipe 21. The production flow pipe 31 can typically be connected to a connection connector at the seabed, while the external the casing 21 is typically connected to a subsea housing. It should also be noted that the port in the wellhead body which is in communication with the gate valve 41 is shown at the same height as one of the support grooves 23. This does not reduce the reliability of these components to perform their intended functions, since the grooves are preferably provided around the entire circumference of the bore in the wellhead body, and the C-shaped support ring 32 and retaining ring 34 possess sufficient strength to perform their intended functions even if the annular groove is over a small portion pierced by a gate. The support ring 32 can thus prevent the casing from moving downwards in relation to the wellhead housing 20 and thus supports the production delivery pipe 31. The retaining ring 32 prevents the casing from moving upwards in relation to the housing 20, which would otherwise happen if a pressure wave occurs.
Tetningselementet 76 beveges således aksielt i stilling for å utføre sin tiltenkte funksjon etter at foringsrørhengeren 30 er understøttet i en valgt en blant de forskjellige mulige vertikale posisjonene i forhold til brønnhodet. Når tetningselementet 76 er posisjonert som vist i figur 6 utgjør tetningselementet en statisk tetning som fortrinnsvis forsegler mot to av de sylindriske overflatene 25 (se figur 1) mellom støttesporene eller nedholdingssporet. Ved å tilveiebringe tetningen mellom over og under disse sporprofilene reduseres den nødvendige lengden til brønnhodet. Låsesporet 24 er utformet på en annen måte enn sporet 23 for å sikre at støtteringen 32 ikke kan låses i sporet 24, ettersom det i så fall ikke ville være noe tilgjengelig spor for en nedholdingsring 34. Uavhengig av hvilket aksielt spor i hvilket operatøren bestemmer seg for å anbringe støtteringen 32 vil nedholdingsringen 34 befinne seg ovenfor støtte-ringen og sitte inne i det neste, ovenfor beliggende sporet 23 eller 24 over det sporet 23 som har mottatt støtteringen 32. The sealing element 76 is thus moved axially into position to perform its intended function after the casing hanger 30 is supported in a chosen one from among the various possible vertical positions in relation to the wellhead. When the sealing element 76 is positioned as shown in Figure 6, the sealing element constitutes a static seal which preferably seals against two of the cylindrical surfaces 25 (see Figure 1) between the support grooves or the retention groove. By providing the seal between above and below these groove profiles, the required length of the wellhead is reduced. The locking groove 24 is designed in a different way to the groove 23 to ensure that the support ring 32 cannot be locked in the groove 24, as in that case there would be no available groove for a retaining ring 34. Regardless of which axial groove in which the operator decides in order to place the support ring 32, the retaining ring 34 will be located above the support ring and sit inside the next, above located groove 23 or 24 above the groove 23 which has received the support ring 32.
Brønnhodet ifølge foreliggende oppfinnelse tilveiebringer således en høy grad av fleksibilitet for regulering av foringsrørhengeren i forhold til brønnhodet, og gjør det således mulig å tilveiebringe en ønsket strekk i foringsrøret. Denne økte fleksibiliteten er en betydelig fordel ved foreliggende oppfinnelse, ettersom støtteflatene og nedholdingsflatene på brønnhodet kan tilveiebringes radielt innenfor den sentrale boringen i brønnhodet. Foringsrørhengeren kan således senkes til nedenfor og, om ønsket, en betydelig avstand nedenfor, støtteflatene. Når den befinner seg i ønsket posisjon kan foringsrørhengeren og foringsrøret som er festet til denne trekkes oppover og inn i boringen i brønnhodet, og når det er oppnådd en ønsket strekk i foringsrøret hengeren understøttes på støtteflatene i brønnhodet som beskrevet ovenfor. Dersom foringsrørhengeren ikke befinner seg i en ønsket posisjon i forhold til brønnhodet når foringsrøret har den ønskede strekken trenger ikke operatøren å henge ned foringsrør-strengen fra brønnhodet, men kan i stedet velge å flytte foringsrørhengeren til en posisjon som er enten høyere eller lavere i forhold til foringsrørstrengen, slik at, når foringsrørhengeren deretter bringes til den ønskede posisjonen i brønn-hodet, foringsrøret vil ha den ønskede strekken og hengeren henger ned fra brønnhodeenheten med den ønskede strekken i strengen. The wellhead according to the present invention thus provides a high degree of flexibility for regulating the casing hanger in relation to the wellhead, and thus makes it possible to provide a desired stretch in the casing. This increased flexibility is a significant advantage of the present invention, as the support surfaces and retention surfaces on the wellhead can be provided radially within the central bore in the wellhead. The casing hanger can thus be lowered to below and, if desired, a considerable distance below, the support surfaces. When it is in the desired position, the casing hanger and the casing that is attached to it can be pulled up and into the bore in the wellhead, and when a desired stretch in the casing has been achieved, the hanger is supported on the support surfaces in the wellhead as described above. If the casing hanger is not in a desired position in relation to the wellhead when the casing has the desired stretch, the operator does not need to hang the casing string from the wellhead, but can instead choose to move the casing hanger to a position that is either higher or lower in relation to the casing string so that, when the casing hanger is then brought to the desired position in the wellhead, the casing will have the desired stretch and the hanger hangs down from the wellhead assembly with the desired stretch in the string.
Operatøren kan således anvende strekk i foringsrørhengeren for å strekke foringsrøret, og deretter øke fluidtrukket inne i arbeidsstrengen ved å The operator can thus apply tension in the casing hanger to stretch the casing, and then increase the fluid draw inside the work string by
slippe en kule, slik at når operatøren slakker litt av, støtteringen bringes inn i det neste, nedenfor beliggende sporet. Anvendelsen av fluidtrykk gjennom arbeidsstrengen, sammen med den nedoverrettede bevegelsen av foringsrørhengeren, gjør at støtteringen støtter foringsrørstrengen fra brønnhodet. En nedholdingsring sikrer deretter at foringsrørstrengen ikke kan beveges oppover i forhold til brønnhodet. Et støttespor kan også tjene som et nedholdingsspor. Tetningsflatene er fortrinnsvis tilveiebragt mellom sporene for å minimere brønnhode-enhetens høyde. drop a ball, so that when the operator relaxes a little, the support ring is brought into the next, lower slot. The application of fluid pressure through the workstring, along with the downward movement of the casing hanger, causes the support ring to support the casing string from the wellhead. A retaining ring then ensures that the casing string cannot be moved upwards in relation to the wellhead. A support track can also serve as a hold-down track. The sealing surfaces are preferably provided between the grooves to minimize the height of the wellhead assembly.
Brønnhodet, som det er vist i de vedlagte figurene, er et "totrinns" brønn-hode med en nedre boring 22 for mottak av en foringsrørhenger og en øvre boring 26 for mottak av en produksjonsrørhenger. Foreliggende oppfinnelse kan anvendes i et brønnhode som kun tilveiebringer understøtte for en foringsrør-henger, og et separat øvre brønnhode kan tilveiebringe understøtte for produk-sjonsrørhengeren, eller produksjonsrøret kan foreløpig ikke være utplassert i brønnen. The wellhead, as shown in the attached figures, is a "two-stage" wellhead with a lower bore 22 for receiving a casing hanger and an upper bore 26 for receiving a production tubing hanger. The present invention can be used in a wellhead that only provides support for a casing hanger, and a separate upper wellhead can provide support for the production pipe hanger, or the production pipe cannot currently be deployed in the well.
Mens det fortrinnsvis anvendes fluidtrykk for å spenne stemplene, og således støtteringen, radielt utover, kan andre teknikker anvendes for å spenne en støttering til en radielt ytterste stilling slik at, når støtteringen er brakt i inngrep i det tiltenkte sporet i brønnhodehuset, hengeren kan senkes for effektivt å låse støtteringen i dens radielt ytterste stilling og med det støtte hengeren og rørstrukturen som støttes av hengeren fra brønnhodehuset. Videre, selv om en C-formig støttering og nedholdingsring er foretrukket for å oppnå en høy pålitelighet med veldig lite vertikalt mellomrom, kan andre mekanismer anvendes for å kople sammen hengeren og huset i en valgt aksiell stilling når den ønskede strekken i rørstrukturen er oppnådd. En betydelig fordel ved denne oppfinnelsen er muligheten for å føre hengeren uhindret gjennom brønnhodet således muliggjøre tilslutning til den undersjøiske strukturen. While fluid pressure is preferably used to bias the pistons, and thus the backing ring, radially outward, other techniques may be used to bias a backing ring to a radially outermost position so that, when the backing ring is engaged in the intended slot in the wellhead housing, the hanger can be lowered to effectively lock the support ring in its radially outermost position and thereby support the hanger and the pipe structure supported by the hanger from the wellhead housing. Furthermore, although a C-shaped support ring and hold-down ring is preferred to achieve high reliability with very little vertical clearance, other mechanisms can be used to connect the hanger and housing in a selected axial position when the desired stretch of the pipe structure is achieved. A significant advantage of this invention is the possibility of passing the trailer unhindered through the wellhead, thus enabling connection to the underwater structure.
Teknikkene ifølge foreliggende oppfinnelse er spesielt godt egnet for å oppnå den ønskede strekken i en foringsrørstreng som er festet til et under-sjøisk brønnhode nær havbunnen. Foreliggende oppfinnelse tilveiebringer et brønnhode med en innvendig overflate som er anpasset for å låses til forings-rørstrengen i én blant et valgt antall mulige høyder. Forskjellige typer rør-strukturer for oljefelter, inklusive et produksjonsforingsrør eller et stigerør, kan støttes fra hengeren som er festet til brønnhodet med teknikkene som er beskrevet her. The techniques according to the present invention are particularly well suited for achieving the desired stretch in a casing string which is attached to a subsea wellhead near the seabed. The present invention provides a wellhead with an interior surface adapted to be locked to the casing string at one of a selected number of possible elevations. Various types of oilfield tubing structures, including a production casing or riser, can be supported from the hanger attached to the wellhead using the techniques described here.
Claims (42)
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US32991801P | 2001-10-16 | 2001-10-16 | |
US10/261,053 US7040412B2 (en) | 2002-09-30 | 2002-09-30 | Adjustable hanger system and method |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20024949D0 NO20024949D0 (en) | 2002-10-15 |
NO20024949L NO20024949L (en) | 2003-04-22 |
NO326233B1 true NO326233B1 (en) | 2008-10-20 |
Family
ID=26948367
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20024949A NO326233B1 (en) | 2001-10-16 | 2002-10-15 | Adjustable towbar system and method of adjustably connecting a towbar to a wellhead |
Country Status (3)
Country | Link |
---|---|
GB (1) | GB2381023B (en) |
NO (1) | NO326233B1 (en) |
SG (1) | SG109993A1 (en) |
Families Citing this family (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
WO2005010319A1 (en) * | 2003-07-23 | 2005-02-03 | Fmc Technologies, Inc. | Subsea tubing hanger lockdown device |
GB2484298A (en) * | 2010-10-05 | 2012-04-11 | Plexus Ocean Syst Ltd | Subsea wellhead with adjustable hanger forming an annular seal |
US20140158376A1 (en) * | 2012-12-11 | 2014-06-12 | Dril-Quip, Inc. | Adjustable hanger system and method |
Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5311947A (en) * | 1992-09-10 | 1994-05-17 | Abb Vetco Gray Inc. | Preselected casing tensioning system |
Family Cites Families (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
FR2622247A1 (en) * | 1987-10-27 | 1989-04-28 | Vetco Gray Inc | DEVICE FOR ADJUSTING AND LOCKING THE VOLTAGE INSERTED INTO A CYLINDRICAL BODY. APPLICATION TO HEADS OF OIL WELLS |
US6550537B1 (en) * | 2001-03-14 | 2003-04-22 | Kugerner Oilfield Products, Inc. | Tension latching system |
-
2002
- 2002-10-15 NO NO20024949A patent/NO326233B1/en not_active IP Right Cessation
- 2002-10-15 SG SG200206277A patent/SG109993A1/en unknown
- 2002-10-15 GB GB0223979A patent/GB2381023B/en not_active Expired - Lifetime
Patent Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5311947A (en) * | 1992-09-10 | 1994-05-17 | Abb Vetco Gray Inc. | Preselected casing tensioning system |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
GB0223979D0 (en) | 2002-11-20 |
SG109993A1 (en) | 2005-04-28 |
GB2381023A (en) | 2003-04-23 |
NO20024949L (en) | 2003-04-22 |
GB2381023B (en) | 2005-02-09 |
NO20024949D0 (en) | 2002-10-15 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US5607019A (en) | Adjustable mandrel hanger for a jackup drilling rig | |
US5857524A (en) | Liner hanging, sealing and cementing tool | |
US7647973B2 (en) | Collapse arrestor tool | |
US4807705A (en) | Casing hanger with landing shoulder seal insert | |
US5002131A (en) | Casing tensioning mechanism for a casing hanger | |
US8613324B2 (en) | Single trip positive lock adjustable hanger landing shoulder device | |
US7798231B2 (en) | Adapter sleeve for wellhead housing | |
NO772642L (en) | FIRE PREPARATION SYSTEM AND PROGRESS FOR FIRE PREPARATION | |
NO338674B1 (en) | Device and method for extracting a plug in a channel in a wellhead assembly on the seabed and method for completing the subsea well. | |
NO309584B1 (en) | Well arrangement and method for drilling and completing underground wells | |
NO344683B1 (en) | Device and method for reconnecting a subsea well assembly to a surface platform | |
WO2004025074A1 (en) | Apparatus and method for installation of subsea well completion systems | |
US7231970B2 (en) | Non-rotational casing hanger and seal assembly running tool | |
NO133155B (en) | ||
NO338517B1 (en) | Ring valve for well pipes | |
NO325533B1 (en) | Ring chamber valve for rudder | |
NO333755B1 (en) | Riser rudder for offshore drilling. | |
NO332032B1 (en) | Underwater wellhead assembly and method of completing an underwater well | |
US7040412B2 (en) | Adjustable hanger system and method | |
NO337924B1 (en) | Underwater pipe hanger locking device | |
NO811126L (en) | BOREROER TESTS WITH SAFETY VALVE. | |
US20120024542A1 (en) | Hanger floating ring and seal assembly system and method | |
US4372392A (en) | Full opening emergency relief and safety valve | |
US4372391A (en) | Screw operated emergency relief and safety valve | |
NO813971L (en) | DEVICE FOR ANCHORING THE TOOL IN A DRILL |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: DRIL-QUIP, US |
|
MK1K | Patent expired |