ITMI20000235A1 - Sistema di completamento sottomarino con valvole integrali - Google Patents
Sistema di completamento sottomarino con valvole integrali Download PDFInfo
- Publication number
- ITMI20000235A1 ITMI20000235A1 IT2000MI000235A ITMI20000235A ITMI20000235A1 IT MI20000235 A1 ITMI20000235 A1 IT MI20000235A1 IT 2000MI000235 A IT2000MI000235 A IT 2000MI000235A IT MI20000235 A ITMI20000235 A IT MI20000235A IT MI20000235 A1 ITMI20000235 A1 IT MI20000235A1
- Authority
- IT
- Italy
- Prior art keywords
- valve
- wellhead
- completion system
- shaft
- gate
- Prior art date
Links
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 17
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 17
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 17
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 claims description 12
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 16
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 9
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 5
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 3
- 125000006850 spacer group Chemical group 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 1
- 230000003287 optical effect Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 1
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 1
- 230000000630 rising effect Effects 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/035—Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
-
- 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
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
- E21B34/02—Valve arrangements for boreholes or wells in well heads
- E21B34/04—Valve arrangements for boreholes or wells in well heads in underwater well heads
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Multiple-Way Valves (AREA)
- Drilling And Exploitation, And Mining Machines And Methods (AREA)
- Valve Housings (AREA)
- Control Of Position, Course, Altitude, Or Attitude Of Moving Bodies (AREA)
Description
DESCRIZIONE dell’invenzione industriale dal titolo:
“SISTEMA DI COMPLETAMENTO SOTTOMARINO CON VALVOLE
INTEGRALI”
La presente invenzione è relativa a sistemi di completamento sottomarini che incorporano valvole di isolamento per il contenimento del pozzo e per altri scopi.
Giunti di sospensione per la tubazione di alberi di Natale sottomarini presentano tipicamente tappi con fune di accompagnamento (wireline) installati nel foro di produzione come barriera per consentire la rimozione del BOP (dispositivo per la prevenzione delle eruzioni). L'operazione di fissaggio e sigillatura dei tappi con fune di accompagnamento è poco affidabile e allo stesso tempo consuma molto tempo, in particolare alle profondità elevate del pozzo. In aggiunta, sarebbe vantaggioso evitare di dover tirare i tappi con fune di accompagnamento attraverso il camino poiché questo richiede un costoso viaggio del pacchetto del camino inferiore / pacchetto di scollegamento di emergenza.
Il brevetto europeo No 0845577 rivela un complesso di testa del pozzo che comprende un albero in linea accolto all'interno di una carcassa della testa del pozzo ed avente un foro di produzione che include una coppia di valvole a sfera azionate a distanza. Questo elimina la necessità di sistemare tappi con fune di accompagnamento nel foro di produzione e presenta ulteriori vantaggi funzionali. In particolare, questo consente di 'far scorrere l’albero e il giunto di sospensione della tubatura senza scollegare il BOP, e consente la rimozione di un albero orizzontale separato collegato alla testa del pozzo, senza l’utilizzo di un BOP. Tuttavia le valvole e i loro dispositivi di azionamento occupano una quantità relativamente grande di spazio all’interno della testa del pozzo. Di conseguenza, la testa del pozzo e il giunto di sospensione della tubatura accolti in essa devono essere fatti anch'essi di diametro relativamente grande. Le valvole a sfera usate devono per di più avere capacità di taglio per la fune di accompagnamento relativamente limitate.
Il brevetto europeo No. 0624711 rivela un elemento tubolare in cui è applicato un complesso di valvola che comprende una valvola a saracinesca. Dispositivi di azionamento posizionati all'esterno dell'elemento tubolare includono steli di azionamento in impegno con lati opposti della saracinesca della valvola.
La presente invenzione mette a disposizione un sistema di completamento sottomarino comprendente un albero di Natale in linea accolto all'interno di una testa del pozzo, dove l'albero di Natale in linea include un elemento di chiusura delle valvole; dove un organo di accoppiamento per il dispositivo di azionamento di valvola è impegnato funzionalmente con l'elemento di chiusura delle valvole e si estende attraverso pareti dell'albero di Natale in linea e della testa del pozzo, e un modulo di collegamento in derivazione che può venire fissato e sigillato contro la testa del pozzo è collegato ad un pacchetto indipendente di controllo del flusso. Meccanismi relativamente voluminosi di azionamento di valvola possono di conseguenza venire montati all'esterno della testa del pozzo, con solo l'organo di accoppiamento del dispositivo di azionamento, che è piccolo e non invadente, che si estende nell'interno della testa del pozzo e dell'albero. La dimensione dell'albero, del giunto di sospensione della tubatura e della testa del pozzo possono così venire mantenute relativamente piccole. L’organo di accoppiamento del dispositivo di azionamento può venire fatto funzionare manualmente oppure idraulicamente con sovrapposizione manuale facoltativa. In tutti e due i casi il funzionamento manuale può venire eseguito per mezzo di un ROV (veicolo manovrato a distanza).
L'introduzione di valvole contenute all'interno della testa del pozzo porta rimedio all'uso di tappi con fune di accoppiamento, riducendo in questo modo i tempi di percorso, fornisce la manovra a distanza senza i viaggi della fune di accoppiamento e aumenta l'affidabilità del sistema.
Se richiesto, l'elemento di chiusura delle valvole può anche venire utilizzato per tagliare la fune di accoppiamento, la tubatura avvolta o simili passando attraverso l'albero di Natale in linea, in aggiunta al fatto di sigillare il foro in cui è situato l'elemento di chiusura delle valvole. L'elemento di chiusura delle valvole preferibilmente è una saracinesca di valvola che fornisce eccellente capacità di taglio ed è l'elemento di chiusura delle valvole preferito dall'industria petrolifera per un sistema sottomarino.
L'organo di accoppiamento del dispositivo di azionamento può essere un albero del dispositivo di azionamento del tipo a stelo risalente attaccato alla saracinesca della valvola, o in alternativa un albero filettato fissato longitudinalmente impegnato con un dado di sollevamento nella saracinesca della valvola. Preferibilmente, tuttavia, l'organo di accoppiamento del dispositivo di azionamento comprende una coppia di aste di spinta che si estendono ciascuna attraverso la parete della testa del pozzo e disposte in modo da premere su spigoli opposti della saracinesca della valvola per spostarla tra le posizioni aperta e chiusa. Alla rimozione delle aste di spinta non vi è alcun intercollegamento tra l'albero in linea e i suoi dispositivi di azionamento di valvola. L'albero in linea e i dispositivi di azionamento di valvola di conseguenza possono venire installati o rimossi in modo indipendente uno dagli altri.
Il fatto di prevedere l'elemento di chiusura delle valvole come parte integrante del sistema di completamento consente che il sistema di completamento venga isolato rapidamente senza la necessità di azionare tappi con fune di accoppiamento. Quindi non vi è alcuna necessità di far correre il pacchetto inferiore del camino e il pacchetto di scollegamento di emergenza su un camino di sistema di completamento come sarebbe altrimenti richiesto per controllare un intervento sul pozzo e per rimuovere i tappi con fune di accoppiamento prima di aprire il flusso nel pozzo.
L'integrazione degli elementi di chiusura delle valvole o delle valvole di chiusura all'interno sia del foro di produzione che del foro di intercapedine anulare del sistema di completamento assicurerà una sigillatura rapida e affidabile.
Vi sono ulteriori vantaggi operativi che risultano dalla presente invenzione. L'elemento di chiusura delle valvole consentirà di sigillare facilmente la testa del pozzo dopo l'installazione dei componenti del sistema di completamento con l'utilizzo di una nave di trivellazione. Questo può consentire la trivellazione e la sospensione del pozzo in una fase precoce in modo tale che in una data successiva una nave di installazione più fondamentale può iniziare l'installazione del sistema dell'albero di Natale in linea sottomarino. Questo eviterà di utilizzare la nave di trivellazione per una lunga installazione dell'albero di Natale in linea, e di conseguenza ridurrà i costi.
Una flessibilità operativa addizionale può venire ottenuta mediante l’utilizzo del modulo di collegamento in derivazione fissato e sigillato alla testa del pozzo al posto di un modulo integrato di controllo del flusso comprendente un albero di Natale in linea sottomarino. Il modulo di collegamento in derivazione viene poi collegato ad un pacchetto indipendente di controllo del flusso che contiene le apparecchiature necessarie per il controllo del flusso.
La testa del pozzo può essere di struttura unitaria o può comprendere un rocchetto della tubazione separato fissato ad una parte inferiore della testa del pozzo e contenente l'albero in linea.
Ulteriori aspetti peculiari preferiti sono descritti nel seguito in relazione a forme di realizzazione illustrative dell'invenzione mostrata nei disegni.
Figura 1 è una vista schematica in sezione trasversale di una testa del pozzo e di un sistema di completamento con un modulo di collegamento in derivazione in cui è messa in pratica l'invenzione;
Figura 2 mostra dettagli di un albero in linea, saracinesche di valvola e organi di accoppiamento del dispositivo di azionamento che si possono usare nella forma di realizzazione di Fig. 1; e
Figura 3 è una vista in prospettiva che mostra vari componenti del complesso illustrato in Fig. 2.
Il sistema di completamento 10 mostrato in Fig. 1 viene usato con una testa del pozzo 12 che comprende una parte inferiore 14 alla quale è fissato un rocchetto della tubazione 16. Un albero in linea 18 è accolto all'interno del rocchetto della tubazione 16 al di sopra di un giunto di sospensione della tubatura 20. Un foro di flusso della produzione 22 nel giunto di sospensione della tubatura si trova in comunicazione sigillata con un foro di flusso della produzione 24 dell'albero in linea 18; In modo simile, un condotto di flusso di intercapedine anulare 26 del giunto di sospensione della tubatura è in comunicazione con un passaggio di flusso dell'intercapedine anulare inferiore 28 nell'albero in linea 18. Una coppia di guarnizioni anulari 30, 32 collegano il passaggio inferiore 28 con un anello di raccordo in derivazione (bypass) esterno 34 le cui estremità si estendono attraverso la parete del rocchetto della tubazione. Una valvola 36 manovrata idraulicamente o mediante un ROV è posizionata nell'anello di raccordo in derivazione 34. L'estremità superiore dell'anello di raccordo in derivazione 34 è collegato ad un passaggio di flusso dell'intercapedine anulare superiore 38 nell'albero in linea 18 per mezzo di una coppia di guarnizioni anulari 40, 42. Il passaggio di flusso dell'intercapedine anulare superiore 38 a sua volta è in comunicazione con un condotto di intercapedine anulare 74 in un modulo di collegamento in derivazione 70. Il foro di produzione 24 dell'albero in linea è in comunicazione sigillata con un foro di produzione 72 del modulo di collegamento in derivazione 70.
Il foro di produzione 24 nell'albero in linea 18 contiene una coppia di valvole a saracinesca 50, 52 azionate per mezzo di alberi di accoppiamento con il dispositivo di azionamento opposti nella forma di aste di spinta 54, 56, 58, 60. Questi si estendono attraverso aperture presenti nel rocchetto della tubazione 16, le quali aperture sono sigillate con l’albero in linea 18 per mezzo delle guarnizioni anulari 30, 42 e di guarnizioni anulari addizionali 62 e 64. Insieme queste guarnizioni servono anche a definire camere delle valvole 50, 52, come è descritto ulteriormente più avanti.
Il semplice modulo di collegamento in derivazione 70 che non contiene alcuna valvola agisce da connettore accoppiabile esternamente con il rocchetto della tubazione 16 dopo l'installazione dell'albero in linea 18. Il foro di produzione 72 e il condotto di intercapedine anulare 74 nel modulo di collegamento in derivazione 70 sono collegati rispettivamente con linee di raccordo in derivazione 76, 78 che comunicano con un pacchetto di controllo del flusso 80 che contiene le valvole che possono essere necessarie per controllare i flussi di produzione e nell'intercapedine anulare in un dato sviluppo di pozzo, sostituendo in questo modo la funzione di un albero di Natale sottomarino. Il pacchetto di controllo del flusso 80 è collegato ad una linea del flusso di produzione o collettore 82 e può contenere altre apparecchiature essenziali per il particolare sviluppo del pozzo, come un parzializzatore di produzione, bocchelli di iniezione di sostanze chimiche e apparecchiature di controllo e monitoraggio. Il modulo di collegamento in derivazione 70 può anche contenere passanti per linee elettriche, fibre ottiche e/o idrauliche di servizio nella parte bassa del pozzo, come è illustrato schematicamente in 84. Queste linee possono essere collegate con il modulo di controllo del flusso 80 o con un altro centro dei controlli sottomarini in prossimità (non mostrato).
Le Figure 2 e 3 mostrano componenti dell'albero in linea 18 e delle sue valvole a saracinesca in maggior dettaglio. L’albero in linea 18 è sigillato in corrispondenza della sua circonferenza esterna con la superficie interna 84 della parete de! rocchetto della tubazione per mezzo delle guarnizioni circonferenziali 30, 42, 62, 64. Queste guarnizioni sono separate in direzione longitudinale per mezzo di anelli distanziatori / eccitatori 86, 88 e 90. L'anello 86 contiene una singola apertura 126 in allineamento con l'anello di raccordo in derivazione 34 e il passaggio di flusso dell’intercapedine anulare 28 per consentire la comunicazione di fluido tra questi.
Gli anelli 88 e 90 includono ciascuno due aperture 96, 98 e 92, 94 rispettivamente. Queste sono allineate con aperture 100, 102, 104, 106 presenti nel rocchetto della tubazione 16 per l'accoglimento delle aste di spinta 54, 56, 58, 60. Cavità 108 e 110 si estendono trasversalmente attraverso le pareti dell'albero in linea 18, intersecandosi con il foro di produzione 22 e allineate con le aperture 104, 94, 92, 106 e 102, 96, 98, 100 rispettivamente. Saracinesche di valvola 116, 118 che contengono fori passanti 112, 114 sono accolte rispettivamente all'interno delle cavità 108, 110.
L'albero. 60 di accoppiamento del dispositivo di azionamento può cosi estendersi attraverso le aperture 106, 92 per spingere la saracinesca 116 verso l'apertura 94, e parzialmente dentro di lei, portando in questo modo in allineamento il foro passante 112 e il foro 22 dell'albero in linea, per aprire la valvola a saracinesca 50. L'albero di accoppiamento del dispositivo di azionamento 58 si può estendere attraverso le aperture 104, 94 per spingere la saracinesca 116 verso l’apertura 92 e parzialmente dentro di lei, portando il foro passante 112 fuori dairallineamento con il foro 22 dell'albero in linea, per chiudere la valvola 50. Le aste di spinta 54 e 56 agiscono in modo simile per spostare la saracinesca 118 e aprire e chiudere la valvola 52. Sedi flottanti 120, 122 e 124, 128 per le valvole sono disposte in tasche di sede ricavate nel foro di produzione 22 dell'albero per fare tenuta contro le saracinesche di valvola 116 e 118 rispettivamente, in una maniera ben nota alle persone che si occupano del campo delle valvole a saracinesca. Le aste di spinta 54, 56, 58, 60 si estendono attraverso boccole 130, 132, 134, 136 imbullonate e sigillate contro il rocchetto della tubazione 16. Queste boccole contengono guarnizioni 138 (mostrate solo in relazione alle boccole 134, 136, che sono illustrate in sezione) che collaborano con le guarnizioni 64, 62, 42 per sigillare le cavità 108, 110 delle valvole. Perforazioni 140, 142 che si estendono dai fori passanti 112, 114 alle cavità 108, 110 delle valvole aiutano a mettere in pressione le cavità 108, 110 delle valvole e pertanto a mantenere la tenuta tra la sede e la saracinesca in un modo noto. Se è richiesto il contenimento di pressione sotto l'albero in linea senza la necessità di fare tenuta contro una contropressione dal sopra dell'albero in linea, le sedi 122 e 128 possono venire omesse.
La Fig. 3 mostra la sede 120, la saracinesca 116, la guarnizione 62 e l'anello distanziatore 88 in prospettiva.
Se desiderato, l'anello di raccordo in derivazione 34 e la valvola 36 possono essere incorporati nel corpo dell'albero in linea, con la valvola 36 manovrata per mezzo degli alberi di accoppiamento del dispositivo di azionamento in un modo simile alle valvole 50 e 52. Gli alberi di accoppiamento del dispositivo di azionamento possono venire spostati manualmente, e questo include mediante ROV, oppure mediante qualsiasi dispositivo di azionamento lineare adatto posizionato all'estemo del rocchetto della tubazione. Per esempio, si possono utilizzare dispositivi di azionamento di valvola idraulici noti che incorporano una sovrapposizione manuale. In modo noto, le saracinesche di valvola e/o le sedi possono essere provviste di facce indurite o di inserti adatti per funi di accompagnamento, tubature avvolte e altri oggetti inseriti attraverso il foro di produzione 22 dell'albero in linea che esercitano un'azione di taglio.
Anche se è illustrato come componente separato, l'albero in linea e il suo elemento di chiusura delle valvole o i suoi elementi di chiusura delle valvole se desiderato possono essere integrati nel giunto di sospensione della tubatura accolto al'interno della testa del pozzo o del rocchetto della tubazione.
La presente invenzione è ideale per sviluppi in acque profonde dove essa fornisce risparmi sostanziali dei tempi di installazione e di viaggio, quantunque fornisca inoltre vantaggi di una migliore affidabilità e facilità di utilizzo in acque meno profonde.
Claims (4)
- RIVENDICAZIONI 1. Sistema di completamento sottomarino comprendente un albero di Natale in linea accolto all'interno di una testa del pozzo, dove l'albero di Natale in linea include un elemento di chiusura delle valvole; dove un organo di accoppiamento per il dispositivo di azionamento di valvola è impegnato funzionalmente con l'elemento di chiusura delle valvole e si estende attraverso pareti dell'albero di Natale in linea e della testa del pozzo, e un modulo di collegamento in derivazione che può venire fissato e sigillato contro la testa del pozzo è collegato ad un pacchetto indipendente di controllo del flusso.
- 2 Sistema di completamento come definito nella rivendicazione 1 nel quale l'elemento di chiusura delle valvole è una saracinesca di valvola.
- 3 Sistema di completamento come definito nella rivendicazione 2 nel quale l'organo di accoppiamento del dispositivo di azionamento comprende una coppia di aste di spinta che si estendono ciascuna attraverso la parete della testa del pozzo e disposte in modo da premere su spigoli opposti della saracinesca della valvola per spostarla tra le posizioni aperta e chiusa.
- 4 Sistema di completamento come definito in una qualunque delle rivendicazioni precedenti comprendente un rocchetto della tubazione fissato ad una parte inferiore delle testa del pozzo e contenente l'albero in linea.
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
GB9903131A GB2345927B (en) | 1999-02-11 | 1999-02-11 | Subsea completion system with integral valves |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
ITMI20000235A0 ITMI20000235A0 (it) | 2000-02-11 |
ITMI20000235A1 true ITMI20000235A1 (it) | 2001-08-11 |
IT1316363B1 IT1316363B1 (it) | 2003-04-10 |
Family
ID=10847582
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
IT2000MI000235A IT1316363B1 (it) | 1999-02-11 | 2000-02-11 | Sistema di completamento sottomarino con valvole integrali |
Country Status (6)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6357529B1 (it) |
BR (1) | BR0000345A (it) |
GB (1) | GB2345927B (it) |
IT (1) | IT1316363B1 (it) |
NO (1) | NO317646B1 (it) |
SG (1) | SG82678A1 (it) |
Families Citing this family (41)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US20020100592A1 (en) * | 2001-01-26 | 2002-08-01 | Garrett Michael R. | Production flow tree cap |
GB2360052B (en) * | 2000-03-09 | 2002-04-24 | Fmc Corp | Data line deployment in hydrocarbon wells |
US6966383B2 (en) * | 2002-12-12 | 2005-11-22 | Dril-Quip, Inc. | Horizontal spool tree with improved porting |
US6964304B2 (en) * | 2002-12-20 | 2005-11-15 | Fmc Technologies, Inc. | Technique for maintaining pressure integrity in a submersible system |
US20040262010A1 (en) * | 2003-06-26 | 2004-12-30 | Milberger Lionel J. | Horizontal tree assembly |
US7121346B2 (en) * | 2003-11-18 | 2006-10-17 | Cameron International Corporation | Intervention spool for subsea use |
GB0401440D0 (en) * | 2004-01-23 | 2004-02-25 | Enovate Systems Ltd | Completion suspension valve system |
US7565931B2 (en) * | 2004-11-22 | 2009-07-28 | Energy Equipment Corporation | Dual bore well jumper |
US7647974B2 (en) * | 2006-07-27 | 2010-01-19 | Vetco Gray Inc. | Large bore modular production tree for subsea well |
GB0618555D0 (en) * | 2006-09-21 | 2006-11-01 | Enovate Systems Ltd | Improved well bore control vlave |
GB0625526D0 (en) | 2006-12-18 | 2007-01-31 | Des Enhanced Recovery Ltd | Apparatus and method |
US8100181B2 (en) * | 2008-05-29 | 2012-01-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Surface controlled subsurface safety valve having integral pack-off |
DK178357B1 (da) * | 2008-06-02 | 2016-01-11 | Mærsk Olie Og Gas As | Juletræ til brug i en brønd |
GB2466514B (en) * | 2008-12-24 | 2012-09-05 | Weatherford France Sas | Wellhead downhole line communication arrangement |
US8672038B2 (en) * | 2010-02-10 | 2014-03-18 | Magnum Subsea Systems Pte Ltd. | Retrievable subsea bridge tree assembly and method |
US8479828B2 (en) | 2010-05-13 | 2013-07-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Wellhead control line deployment |
EP2522807B1 (en) * | 2011-05-13 | 2017-07-12 | Vetco Gray Inc. | Subsea wellhead assembly |
US8794332B2 (en) * | 2011-05-31 | 2014-08-05 | Vetco Gray Inc. | Annulus vent system for subsea wellhead assembly |
US20130000918A1 (en) * | 2011-06-29 | 2013-01-03 | Vetco Gray Inc. | Flow module placement between a subsea tree and a tubing hanger spool |
US9657525B2 (en) | 2011-08-23 | 2017-05-23 | Total Sa | Subsea wellhead assembly, a subsea installation using said wellhead assembly, and a method for completing a wellhead assembly |
CA2821254C (en) | 2012-07-20 | 2017-01-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Cartridge valve assembly for wellhead |
WO2014048794A1 (en) * | 2012-09-25 | 2014-04-03 | Shell Internationale Research Maatschappij B.V. | Christmas tree and method |
US8590625B1 (en) * | 2012-12-10 | 2013-11-26 | Cameron International Corporation | Subsea completion with a tubing spool connection system |
WO2014164223A2 (en) * | 2013-03-11 | 2014-10-09 | Bp Corporation North America Inc. | Subsea well intervention systems and methods |
US20150021035A1 (en) * | 2013-07-22 | 2015-01-22 | Vetco Gray U.K., Limited | Tubing head spool actuation through landing string |
CN103448018B (zh) * | 2013-09-18 | 2016-01-06 | 孙彦民 | 采油树井口填料器 |
NO20140354A1 (no) * | 2014-03-20 | 2015-09-21 | Aker Solutions As | Vertikal ventiltre og brønnoverhalingssystem |
US10655421B2 (en) | 2014-10-20 | 2020-05-19 | Worldwide Oilfield Machine, Inc. | Compact cutting system and method |
US11156055B2 (en) | 2014-10-20 | 2021-10-26 | Worldwide Oilfield Machine, Inc. | Locking mechanism for subsea compact cutting device (CCD) |
US9732576B2 (en) | 2014-10-20 | 2017-08-15 | Worldwide Oilfield Machine, Inc. | Compact cutting system and method |
US10954738B2 (en) | 2014-10-20 | 2021-03-23 | Worldwide Oilfield Machine, Inc. | Dual compact cutting device intervention system |
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 |
GB201510673D0 (en) * | 2015-06-17 | 2015-07-29 | Enovate Systems Ltd | Improved pressure barrier system |
GB2539703B (en) * | 2015-06-25 | 2017-09-20 | Brown Stuart | Two part christmas tree having a bi-directional sealing master valve positioned below a hanger |
US9945202B1 (en) * | 2017-03-27 | 2018-04-17 | Onesubsea Ip Uk Limited | Protected annulus flow arrangement for subsea completion system |
WO2018178765A1 (en) | 2017-03-28 | 2018-10-04 | Ge Oil & Gas Uk Limited | System for hydrocarbon recovery |
US11773678B2 (en) * | 2018-12-05 | 2023-10-03 | Dril-Quip, Inc. | Barrier arrangement in wellhead assembly |
US11542778B2 (en) * | 2018-12-05 | 2023-01-03 | Dril-Quip, Inc. | Barrier arrangement in wellhead assembly |
US11286737B2 (en) * | 2018-12-28 | 2022-03-29 | Halliburton Energy Services, Inc. | Fluid-free hydraulic connector |
CA3177004A1 (en) * | 2020-05-04 | 2021-11-11 | SPM Oil & Gas PC LLC | Back pressure valve with latching engagement system and method |
Family Cites Families (24)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US3399132A (en) * | 1966-07-28 | 1968-08-27 | Chevron Res | Hydrocaracking of hydrocarbons with a catalyst composite comprising nickel and tin associated with a porous acidic inorganic oxide carrier |
US3494377A (en) * | 1967-06-12 | 1970-02-10 | Fmc Corp | Gate valve mechanism for control of plural passages |
US4010928A (en) | 1974-12-27 | 1977-03-08 | Xomox Corporation | Piston-operated parallel-slide gate valve |
US3955622A (en) * | 1975-06-09 | 1976-05-11 | Regan Offshore International, Inc. | Dual drill string orienting apparatus and method |
US4582293A (en) * | 1982-01-06 | 1986-04-15 | Koomey Blowout Preventers, Inc. | Hydraulically operated valves |
BR8307599A (pt) | 1982-11-05 | 1984-10-02 | Hydril Co | Aparelho e processo de valvula de seguranca |
SE445753B (sv) | 1984-12-05 | 1986-07-14 | Asea Atom Ab | Ventil for brunnhuvud for oljekella under vatten |
US4809733A (en) | 1987-04-22 | 1989-03-07 | National-Oilwell | Fail-safe gate valve with separated actuators |
US4860826A (en) * | 1988-01-28 | 1989-08-29 | Land John L | Apparatus for sealing a tubing string in a high pressure wellbore |
US4934652A (en) | 1989-12-11 | 1990-06-19 | Otis Engineering Corporation | Dual stage valve actuator |
FR2667116B1 (fr) * | 1990-09-20 | 1994-02-04 | Institut Francais Petrole | Dispositif de pompage d'un fluide polyphasique. |
CA2055656C (en) * | 1991-11-15 | 1993-11-09 | Roderick D. Mcleod | Wellhead isolation tool and method of use thereof |
EP0624711B1 (en) | 1993-05-11 | 1998-02-04 | Cooper Cameron Corporation | Valve assembly in wellheads |
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 |
GB9514510D0 (en) * | 1995-07-15 | 1995-09-13 | Expro North Sea Ltd | Lightweight intervention system |
US5746249A (en) * | 1996-11-12 | 1998-05-05 | 569.396 Alberta, Ltd. | Oil well blow-out preventer and sealing device |
GB2319795B (en) * | 1996-11-22 | 2001-01-10 | Vetco Gray Inc Abb | Insert tree |
EP0845577B1 (en) * | 1996-11-29 | 2002-07-31 | Cooper Cameron Corporation | Wellhead assembly |
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 |
US6065542A (en) * | 1997-05-09 | 2000-05-23 | Fmc Corporation | Adjustable hanger for tubular strings |
WO1999018329A1 (en) * | 1997-10-07 | 1999-04-15 | Fmc Corporation | Slimbore subsea completion system and method |
-
1999
- 1999-02-11 GB GB9903131A patent/GB2345927B/en not_active Expired - Fee Related
-
2000
- 2000-02-10 NO NO20000679A patent/NO317646B1/no unknown
- 2000-02-10 US US09/501,813 patent/US6357529B1/en not_active Expired - Fee Related
- 2000-02-10 BR BR0000345-0A patent/BR0000345A/pt not_active Application Discontinuation
- 2000-02-11 SG SG200000785A patent/SG82678A1/en unknown
- 2000-02-11 IT IT2000MI000235A patent/IT1316363B1/it active
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
NO317646B1 (no) | 2004-11-29 |
BR0000345A (pt) | 2000-10-17 |
NO20000679D0 (no) | 2000-02-10 |
US6357529B1 (en) | 2002-03-19 |
GB2345927A (en) | 2000-07-26 |
GB9903131D0 (en) | 1999-04-07 |
NO20000679L (no) | 2000-08-14 |
IT1316363B1 (it) | 2003-04-10 |
GB2345927B (en) | 2000-12-13 |
ITMI20000235A0 (it) | 2000-02-11 |
SG82678A1 (en) | 2001-08-21 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
ITMI20000235A1 (it) | Sistema di completamento sottomarino con valvole integrali | |
US8393354B2 (en) | Self-sealing hydraulic control line coupling | |
NO322879B1 (no) | Innretning for installasjon og stromningstest av undersjoiske kompletteringer | |
CA2232014C (en) | Simplified xmas tree using sub-sea test tree | |
EP1233145A2 (en) | Wellhead Assembly | |
US8631862B2 (en) | Self-sealing chemical injection line coupling | |
US9574420B2 (en) | Well intervention tool and method | |
US20100300700A1 (en) | Wellhead Assembly | |
EP3441558B1 (en) | Protected annulus flow arrangement for subsea completion system | |
NO347881B1 (en) | A subsea valve apparatus, and a subsea hydraulic system comprising the subsea valve apparatus | |
ITMI20000234A1 (it) | Giunto di sospensione per tubature dotato di una valvola a saracinesca integrale | |
ES2660696T3 (es) | Conjunto para uso en un árbol de conexiones | |
GB2371062A (en) | Technique for deploying a power cable and a capillary tube through a wellbore tool | |
GB2493175A (en) | A ball valve having a recessed cutting area | |
NO854897L (no) | Koblingssystem. | |
US4306624A (en) | System for preventing hydrate plug formation in gas wells | |
US20090183880A1 (en) | Blowout preventer having modified hydraulic operator | |
CA2618874C (en) | Blowout preventer having modified hydraulic operator | |
US6595279B2 (en) | Data line deployment in hydrocarbon wells | |
GB2462219A (en) | Wellhead assembly | |
CA2395845C (en) | Multiple conduit passage through a wellhead | |
GB2481848A (en) | Self sealing drill rods |