Denne oppfinnelse angår generelt kompletterings- og produksjonsstrenger, og nærmere bestemt spolete kveilrørstrenger med anordninger og følere anordnet i strengen og testet ved overflaten forut for utplassering i brønnboringene.This invention generally relates to completion and production strings, and more specifically to coiled coiled tubing strings with devices and sensors arranged in the string and tested at the surface prior to deployment in the well bores.
For å utvinne hydrokarboner fra undergrunnsformasjoner ("reservoarer") bores det brønnboringer eller borehull inn i reservoaret. Brønnboringen kompletteres for utstrømning av hydrokarbonene fra reservoarene til overflaten gjennom brønnboringen. For å komplettere brønnboringen, blir et foringsrør typisk anbrakt i brønnboringen. Foringsrøret og brønnboringen blir perforert ved ønskede dybder for å tillate hydrokarbonene å strømme fra reservoaret til brønnboringen. Anordninger så som glidehylser, pakninger, ankere, fluid-strømstyringsanordninger og forskjellige følere installeres i eller på foringsrøret. Slike brønnboringer betegnes som "de forede hull". I sammenheng med denne oppfinnelse, vil foringsrøret med tilhørende anordninger bli benevnt som kompletteringsstrengen. Ytterligere rør, strømstyringsanordninger og følere blir iblant installert i foringsrøret for styring av fluidstrømmen til overflaten. Slike rør sammen med de tilhørende anordninger benevnes som "produksjonsstrengene". En elektrisk neddykkbar pumpe (ENP) installeres i brønnboringen for å medvirke til å løfte hydrokarbonene til overflaten når trykket i borehullet ikke er tilstrekkelig til å gi løft til fluidet. Alternativt kan brønnen, i det minste delvis, kompletteres uten foringsrøret ved å installere de ønskede anordninger og følere i det uforede eller åpne hull. Slike kompletteringer benevnes som "åpent huH"-kompletteringer. En streng kan også utformes for å utføre funksjonene til både kompletteringsstrengen og produksjonsstrengen.To extract hydrocarbons from underground formations ("reservoirs"), well bores or boreholes are drilled into the reservoir. The well drilling is completed for outflow of the hydrocarbons from the reservoirs to the surface through the well drilling. To complete the wellbore, a casing pipe is typically placed in the wellbore. The casing and wellbore are perforated at desired depths to allow the hydrocarbons to flow from the reservoir to the wellbore. Devices such as sliding sleeves, gaskets, anchors, fluid flow control devices and various sensors are installed in or on the casing. Such well bores are referred to as "lined holes". In the context of this invention, the casing with associated devices will be referred to as the completion string. Additional pipes, flow control devices and sensors are sometimes installed in the casing to control the fluid flow to the surface. Such pipes together with the associated devices are referred to as the "production lines". An electric submersible pump (ENP) is installed in the wellbore to help lift the hydrocarbons to the surface when the pressure in the borehole is not sufficient to lift the fluid. Alternatively, the well can be, at least partially, completed without the casing by installing the desired devices and sensors in the lined or open hole. Such completions are referred to as "open huH" completions. A string can also be designed to perform the functions of both the completion string and the production string.
Kveilrør benyttes ofte som røret for kompletterings- og/eller produksjonsstrengene. Kveilrøret transporteres til brønn-anleggsstedet på spoler eller tromler og anordningene som forårsaker fortykninger i røret er integrert i kveilrøret ved brønn-anleggsstedet når det utplasseres i brønnboringen. Spolede kveil-rørstrenger med integrerte anordninger er blitt foreslått. Slike strenger kan monteres ved fabrikken og utplasseres i brønnboringen uten ytterligere montering ved brønn-anleggsstedet. De tidligere foreslåtte, spolete kveilrørstrenger krever imid-lertid at det ikke er noen "fortykninger" på kveilrørets ytterdiameter, dvs. anordningene som er integrert i kveilrøret må befinne seg innvendig i kveilrøret eller deres ytre overflater må løpe i flukt med kveilrørets ytterdiameter. Slike begrens-ninger er tidligere ansett som nødvendige fordi kveilrør innføres og opptrekkes fra brønnboringene ved hjelp av injektorhoder som typisk er konstruert for å håndtere kveilrør av ensartete ytterdimensjoner. I mange oljefelt-forbindelser er det ikke mulig eller praktisk å unngå fortykninger fordi spalten mellom kveilrøret og borehull-veggen eller foringsrøret kan være for stor for effektiv bruk av visse anordninger så som pakninger og ankere, eller på grunn av andre konstruksjons- og sikkerhetsforhold. Dessuten vil begrensning av anordningenes ytterdiameter til kveilrør-diameteren nødvendiggjøre konstruksjon av nye anordninger.Coiled pipe is often used as the pipe for the completion and/or production strings. The coiled pipe is transported to the well construction site on spools or drums and the devices that cause thickening in the pipe are integrated into the coiled pipe at the well construction site when it is deployed in the wellbore. Spooled coiled tubing strings with integrated devices have been proposed. Such strings can be assembled at the factory and deployed in the wellbore without further assembly at the well construction site. The previously proposed coiled coiled tube strings, however, require that there are no "thickenings" on the outer diameter of the coiled tube, i.e. the devices integrated in the coiled tube must be inside the coiled tube or their outer surfaces must run flush with the coiled tube's outer diameter. Such limitations were previously considered necessary because coiled tubing is introduced and pulled up from the well bores using injector heads that are typically designed to handle coiled tubing of uniform outer dimensions. In many oilfield connections, it is not possible or practical to avoid thickening because the gap between the coiled tubing and the wellbore wall or casing may be too large for the effective use of certain devices such as packings and anchors, or due to other design and safety considerations. Moreover, limiting the devices' outer diameter to the coil tube diameter will necessitate the construction of new devices.
Dessuten omfatter ikke kjente kveilrør-strenger følere som kreves for bestemmelse av operasjonen og tilstanden til de forskjellige anordninger og følere i strengen, eller kontrollere nede i borehullet og/eller ved overflaten for betjening av nedihull-anordningene, for overvåking av produksjon fra brønnboringen, og for overvåking av bomull- og reservoartilstanden under brønnboringens levetid. Kjente, spolete kveilrørstrenger oppviser ikke mekanismer for testing av anordningene og følerne fra én ende av røret ved overflaten før strengen utplasseres i brønnbo-ringen. Komplett montering av strengen med ønskede anordninger og følere og med mekanismer for å teste anordningene og følerne ved fabrikken forut for utplassering av strengen i borehullet, kan i vesentlig grad øke kvaliteten og pålitelig-heten til slike strenger og minske den tid som medgår til utplassering og tilbake-trekking (gjenvinning).Furthermore, known coiled tubing strings do not include sensors required to determine the operation and condition of the various devices and sensors in the string, or control downhole and/or at the surface for operating the downhole devices, for monitoring production from the wellbore, and for monitoring the cotton and reservoir condition during the life of the well drilling. Known coiled coiled tubing strings do not exhibit mechanisms for testing the devices and sensors from one end of the tubing at the surface before the string is deployed in the wellbore. Complete assembly of the string with desired devices and sensors and with mechanisms to test the devices and sensors at the factory prior to deployment of the string in the borehole, can significantly increase the quality and reliability of such strings and reduce the time required for deployment and withdrawal (recycling).
En spesiell type kveilrør som benevnes "elektro-kveilrør" (EKR), inneholder kabel for overføring av høy effekt (i det følgende benevnt "høyeffekt-kabel"), data-kommunikasjonsledninger eller -forbindelser og hydrauliske ledninger innvendig i kveilrøret. En EKR blir festet til en elektrisk neddykkbar pumpe (ENP) nede i borehullet, med et nedre kveilrør-tilpasningsstykke og til brønnhodet med et øvre kveilrør-tilpasningsstykke. Disse tilpasningsstykker blir installert på kveilrøret ved brønn-anleggsstedet, typisk ved arbeidsområdet under rørinjektoren. Det nedre tilpasningsstykket monteres på EKR'en umiddelbart etter ENP'en og tilhørende utstyr er blitt tilrettelagt og opphengt i brønnen. Kommersielt tilgjengelige tilpasningsstykker er forholdsvis kompliserte anordninger. De inneholder ganske kompliserte elektriske penetratorer (iblant også benevnt "gjennommating") sammen med tilhørende kabelkoplinger som fører elektrisk effekt fra ENP-strømkabelen over et trykkoverføringsområde inn i motor- og tetningsseksjonen. Under utplassering av EKR'en i brønnen, dersom EKR<*>en ikke er fylt med fluid, vil den skape en stor trykkforskjell mellom brønnboringen og EKR'ens innside. Penetratoren i det nedre tilpasningsstykket isolerer EKR'ens innside fra brønnborings-trykket. Det nedre tilpasningsstykket omfatter også kanaler for hydrauliske ledninger og in-strument-ledninger og en skjær-delmontasje som kan brytes opp dersom systemet fastkjøres i brønnen. Installering av et nedre tilpasningsstykke på EKR'en ved brønn-anleggsstedet er en forholdsvis komplisert og tidkrevende prosess. Avan-serte elektroniske anordninger, følere og fiberoptiske kabler og anordninger blir nå brukt eller er blitt foreslått for bruk i elektro-kveilrør. Det er meget ønskelig å kunne montere og fullt ut teste slike EKR'er før de transporteres til brønn-anleggsstedet.A special type of coil tube called "electro-coil tube" (EKR) contains high power transmission cable (hereinafter referred to as "high power cable"), data communication lines or connections and hydraulic lines inside the coil tube. An EKR is attached to an electric submersible pump (ENP) downhole with a lower coiled tubing adapter and to the wellhead with an upper coiled tubing adapter. These adapters are installed on the coiled pipe at the well installation site, typically at the work area below the pipe injector. The lower adaptation piece is mounted on the EKR immediately after the ENP and associated equipment has been prepared and suspended in the well. Commercially available adapters are relatively complicated devices. They contain fairly complicated electrical penetrators (sometimes also referred to as "feed-throughs") along with associated cable connections that carry electrical power from the ENP power cable across a pressure transfer area into the motor and seal section. During deployment of the EKR in the well, if the EKR<*> is not filled with fluid, it will create a large pressure difference between the wellbore and the inside of the EKR. The penetrator in the lower adapter isolates the inside of the EKR from the wellbore pressure. The lower adapter also includes channels for hydraulic lines and instrument lines and a shear sub-assembly that can be broken up if the system gets stuck in the well. Installing a lower fitting piece on the EKR at the well construction site is a relatively complicated and time-consuming process. Advanced electronic devices, sensors and fiber optic cables and devices are now used or have been proposed for use in electro-coil tubes. It is highly desirable to be able to assemble and fully test such EKRs before they are transported to the well construction site.
Etter befestigelse av det nedre tilpasningsstykket blir EKR'en med ENP og tilhørende utstyr, nedført i brønnen ved hjelp av rørinjektoren til ønsket sted (dybde). Det øvre kveilrør-tilpasningsstykket blir så festet til EKR'en. I likhet med det nedre tilpasningsstykket, inneholder det øvre tilpasningsstykket også en elektrisk penetrator, forskjellige koplinger, hydraulikkledninger og ledere eller tråder. Det øvre tilpasningsstykket blir så festet til en rørhenger som så nedsenkes i brønnho-de-utstyret for å støtte EKR'en i brønnen. Montering av det øvre tilpasningsstykket er også meget komplisert og tidkrevende. Fullstendig testing av EKR'en etter installering av de øvre og nedre tilpasningsstykker ved brønn-anleggsstedet er ikke hensiktsmessig eller mulig. Det er således ønskelig å kunne installere og teste alle slike anordninger ved fabrikken, som utgjør forholdsvis rene omgivelser og som bidrar til å muliggjøre omfattende testing av de monterte systemer.After attaching the lower adapter piece, the EKR with ENP and associated equipment is lowered into the well using the pipe injector to the desired location (depth). The upper coil tube adapter is then attached to the EKR. Like the lower adapter, the upper adapter also contains an electrical penetrator, various connectors, hydraulic lines, and conductors or wires. The upper adapter is then attached to a pipe hanger which is then lowered into the wellhead equipment to support the EKR in the well. Fitting the upper adapter piece is also very complicated and time-consuming. Complete testing of the EKR after installation of the upper and lower adapters at the well site is not appropriate or possible. It is therefore desirable to be able to install and test all such devices at the factory, which constitute a relatively clean environment and which contribute to enabling extensive testing of the installed systems.
US 4.570.705 omtaler et kveilerør for nedsenkning av en pumpe i en brønnboring. Pumpen festes direkte til kveilerøret og senkes ned i brønnen.US 4,570,705 mentions a coiled pipe for submerging a pump in a wellbore. The pump is attached directly to the coil pipe and lowered into the well.
US 5.303.592 omtaler en anordning til utmatting av kveilerøret som omfatter følere og fjærende trinser.US 5,303,592 mentions a device for exhausting the coil tube which includes sensors and springy pulleys.
US 6.050.340 viser et kveilrør inne i en brønnboring, hvor kveilerøret er ut-styrt med en pumpe nederst og med tetninger mellom kveilerøret og foringsrøret i brønnen.US 6,050,340 shows a coiled pipe inside a wellbore, where the coiled pipe is equipped with a pump at the bottom and with seals between the coiled pipe and the casing in the well.
Målene med foreliggende oppfinnelse oppnås ved en fremgangsmåte for fremstilling av en spolbar kveilerørstreng for transport av strengen til et brønn-anleggssted for bruk i en brønnboring, kjennetegnet ved at den omfatter: fremskaffing av et kveilrør av tilstrekkelig lengde til at det når en ønsket dybde i brønnboringen, hvilket kveilrør har en øvre ende og nedre ende;The aims of the present invention are achieved by a method for the production of a coiled coiled tubing string for transporting the string to a well installation site for use in a well drilling, characterized in that it comprises: providing a coiled tubing of sufficient length to reach a desired depth in the wellbore, which coiled tubing has an upper end and a lower end;
befestigelse av et nedre tiipasningsstykke ved den nedre ende av kveilrøret forut for transport av kveilrørstrengen til brønn-anleggsstedet, idet det nedre tilpasningsstykket omfatter en første trykksperre mellom brønnboringen og kveilrø-rets innside, idet det nedre tilpasningsstykket også er tilpasset for befestigelse til en nedihull-anordning; ogattachment of a lower fitting piece at the lower end of the coiled pipe prior to transport of the coiled tubing string to the well construction site, the lower fitting piece comprising a first pressure barrier between the wellbore and the inside of the coiled tubing, the lower fitting piece also being adapted for attachment to a downhole device; and
befestigelse av et øvre tiipasningsstykke til den øvre ende av kveilrøret forut for transport av kveilrørstrengen til brønn-anleggsstedet, idet det øvre tilpasningsstykket er tilpasset for tilkopling til en anordning ved brønnhodet.attachment of an upper fitting piece to the upper end of the coiled pipe prior to transporting the coiled pipe string to the well construction site, the upper fitting piece being adapted for connection to a device at the wellhead.
Foretrukne utførelsesformer av fremgangsmåten er videre utdypet i krave-ne 2 til og med 17.Preferred embodiments of the method are further elaborated in claims 2 to 17 inclusive.
Det er videre omtalt kveilrørstrenger som omfatter de ønskede anordninger og følere og hvor anordningene kan forårsake fortykninger i kveilrøret. Strengen blir montert og testet ved fabrikken og transportert til brønn-anleggsstedet på spoler og utplassert i brønnboringen ved hjelp av et injektorhode-system som er konstruert til å kunne oppta fortykningene i rørstrengene. Strengene kan være kompletteringsstrenger, produksjonsstrenger og kan utplasseres i åpne eller forede hull. Denne oppfinnelse tilveiebringer fremgangsmåter for installering og testing av en EKR ved overflaten før de transporteres til brønn-anleggsstedet. ENP'en kan installeres ved fabrikken eller ved brønn-anleggsstedet.Coiled pipe strings are also discussed which include the desired devices and sensors and where the devices can cause thickening in the coiled pipe. The string is assembled and tested at the factory and transported to the well installation site on spools and deployed in the wellbore using an injector head system that is designed to accommodate the thickenings in the pipe strings. The strings can be completion strings, production strings and can be deployed in open or lined holes. This invention provides methods for installing and testing an EKR at the surface prior to transport to the well site. The ENP can be installed at the factory or at the well installation site.
Det er videre omtalt oljefelt,- kveilrør,- produksjons,- og kompletteringsstrenger (produksjons- og/eller kompletteringsstrenger) som er/blir montert ved overflaten slik at de omfatter følere og én eller flere styreanordninger som kan testes fra en fjerntliggende ende av strengen. Anordningene kan forårsake fortykninger i kveilrøret. Strengene omfatter fortrinnsvis datakommunikasjon-, strømfor-bindelser og hydrauliske ledninger langs kveilrøret. Ledere i røret tilveiebringer effekt- og dataforbindelse mellom følerne, anordningene og overflateinstru-menteringen. Monterte kveilrørstrenger kan bli fullstendig registrert og sertifisert ved monteringsstedet og transporteres til brønn-anleggsstedet på spoler. Kveil-rørstrengene innføres og gjenvinnes fra brønnboringene ved bruk av injektorhoder med justerbar åpning. Fortrinnsvis benyttes to injektorhoder for å oppta fortykningene og bevege kveilrøret.Also mentioned are oil fields, coiled pipes, production and completion strings (production and/or completion strings) which are/are mounted at the surface so that they include sensors and one or more control devices that can be tested from a remote end of the string. The devices can cause thickenings in the coil pipe. The strings preferably comprise data communication, power connections and hydraulic lines along the coil pipe. Conductors in the pipe provide power and data connection between the sensors, the devices and the surface instrumentation. Assembled coiled tubing strings can be fully registered and certified at the assembly site and transported to the well site on spools. The coiled tubing strings are introduced and recovered from the well bores using adjustable orifice injector heads. Preferably, two injector heads are used to absorb the thickenings and move the coiled tube.
Strengen kan omfatte minst én strømnings-styreanordning for regulering av strømmen av produksjonsfluider fra brønnen, en kontroller tilknyttet strømnings-styreanordningen for kontroll av operasjonen til strømnings-styreanordningen og fluidstrømmen gjennom denne, et første sett følere som overvåker nedihull-produksjonsparametere nær strømnings-styreanordningen, og et andre sett følere langs kveilrøret og i avstand fra strømnings-styreanordningen gir målinger i tilknytning til brønnboring-parametere. Noen av disse følere kan overvåke formasjonsparametere så som resistivitet, vannmetning etc. Følerne kan omfatte trykkfølere, temperaturfølere, vibrasjonsfølere, akselerometere, følere for bestemmelse av fluid-bestanddeler, føler for overvåking av driftsforhold hos nedihull-anordninger og formasjonsevalueringsfølere. En kontroller mottar informasjonen fra følerne og som reaksjon på denne og andre parametere eller instruksjoner avgir den styresignaler til styreanordningen. Kontrolleren er fortrinnsvis beliggende i det minste delvis nede i borehullet. Følerne kan være av hvilken som helst type innbefattende fiberoptiske følere. Kommunikasjonsforbindelsen kan være en konvensjonell sam-leskinne eller fiberoptisk forbindelse som strekker seg fra overflaten til anordningene og følerne i strengen. En hydraulisk ledning løper langs kveilrøret og kan brukes til å aktivere hydraulikk-manøvrerte anordninger.The string may comprise at least one flow control device for regulating the flow of production fluids from the well, a controller associated with the flow control device for controlling the operation of the flow control device and fluid flow through it, a first set of sensors that monitor downhole production parameters near the flow control device, and a second set of sensors along the coil pipe and at a distance from the flow control device provide measurements in connection with well drilling parameters. Some of these sensors can monitor formation parameters such as resistivity, water saturation, etc. The sensors can include pressure sensors, temperature sensors, vibration sensors, accelerometers, sensors for determining fluid constituents, sensors for monitoring the operating conditions of downhole devices and formation evaluation sensors. A controller receives the information from the sensors and in response to this and other parameters or instructions it issues control signals to the control device. The controller is preferably located at least partially down the borehole. The sensors can be of any type including fiber optic sensors. The communication connection can be a conventional busbar or fiber optic connection that extends from the surface to the devices and sensors in the string. A hydraulic line runs along the coil pipe and can be used to activate hydraulically actuated devices.
Kveilrørstrengen kan ha en kompletteringsstreng som omfatter følere og en styrt anordning som er tilgjengelig for testing fra strengens fjerntliggende ende før utplassering av strengen i brønnboringen. En strømnings-styreanordning på kveilrøret regulerer de produserte fluider fra brønnen. En kontroller som er tilknyttet strømning-styreanordningen styrer driften av anordningen og fluidstrømningen gjennom denne. Et første sett følere overvåker nedihull-produksjonsparametrene nær strømnings-styreanordningen. De overflate-manøvrerte anordninger i strengen aktiveres eller settes etter at strengen er utplassert i brønnboringen.The coiled tubing string may have a completion string that includes sensors and a controlled device that is available for testing from the remote end of the string prior to deployment of the string in the wellbore. A flow control device on the coil pipe regulates the produced fluids from the well. A controller associated with the flow control device controls the operation of the device and the fluid flow through it. A first set of sensors monitors the downhole production parameters near the flow control device. The surface-maneuvered devices in the string are activated or set after the string is deployed in the wellbore.
Som angitt tidligere tilveiebringer oppfinnelsen en fremgangsmåte for fremstilling av et elektro-kveilrør ("EKR") som bærer en høyeffektledning. Et nedre tiipasningsstykke med en trykk-penetrator eller sperre er festet til den nedre ende av kveilrøret. Hvilke som helst nødvendige følere, hydraulikkledninger, strømled-ninger og dataledninger inngår i kveilrøret før det festes til det nedre tilpasningsstykket. Et øvre tiipasningsstykke er festet til den øvre enden av kveilrøret. En rør-henger og et elektrisk koplingsstykke er festet oppihull for det øvre tilpasningsstykket. En andre trykk-penetrator inngår i det øvre tilpasningsstykket eller ved et passende sted nær den øvre ende av kveilrøret. Dette tilveiebringer en kveil-rørstreng hvor de øvre og nedre trykk-penetratorer er installert ved fabrikken og fullt ut testet forut for transport av EKR'en til brønn-anleggsstedet. De øvre og nedre trykk-penetratorene gir effektive trykksperrer ved begge ender av strengen. Strengen kan så innføres i brønnboringen uten å ta ekstra sikkerhetsforanstaltning med hensyn til trykkforskjell mellom brønnboringen og kveilrøret innenfor. ENPen og tilhørende utstyr og hvilket som helst annet utstyr kan monteres ved fabrikken eller ved brønn-anleggsstedet.As indicated earlier, the invention provides a method for making an electro-coil tube ("EKR") carrying a high-power wire. A lower tee fitting with a pressure penetrator or detent is attached to the lower end of the coil tube. Any necessary sensors, hydraulic lines, power lines and data lines are included in the coil pipe before it is attached to the lower adapter piece. An upper tee fitting is attached to the upper end of the coil tube. A pipe hanger and an electrical connector are attached to the hole for the upper adapter. A second pressure penetrator is included in the upper adapter or at a suitable location near the upper end of the coil tube. This provides a coiled tubing string where the upper and lower pressure penetrators are installed at the factory and fully tested prior to transporting the EKR to the well site. The upper and lower pressure penetrators provide effective pressure barriers at both ends of the string. The string can then be introduced into the wellbore without taking extra safety measures with respect to the pressure difference between the wellbore and the coiled pipe inside. The ENPen and associated equipment and any other equipment can be installed at the factory or at the well installation site.
En foretrukket utføringsform av oppfinnelsen skal i det følgende beskrives nærmere i tilknytning til den medfølgende tegning, hvor like elementer er gitt like henvisningstall, og hvor: fig. 1 er en skjematisk illustrasjon av et eksempel på kveilrørstreng fremstilt i henhold til foreliggende oppfinnelse og utplassert i en brønnboring, . fig. 2 er en skjematisk illustrasjon av en spolbar kveilrør-produksjonsstreng plassert i en brønnboring,A preferred embodiment of the invention shall be described in more detail in the following in connection with the accompanying drawing, where like elements are given like reference numbers, and where: fig. 1 is a schematic illustration of an example of a coiled tubing string produced according to the present invention and deployed in a wellbore, . fig. 2 is a schematic illustration of a spoolable coiled tubing production string located in a wellbore,
fig. 3 er et skjematisk diagram av den spolete kveilrørstreng idet den utplasseres i en brønnboring med to breddevariable injektorhoder i henhold til en utføringsform av foreliggende oppfinnelse,fig. 3 is a schematic diagram of the coiled coiled tubing string as it is deployed in a wellbore with two width variable injector heads according to an embodiment of the present invention,
fig. 4 er en skjematisk illustrasjon av en ENP fremstilt ifølge foreliggende oppfinnelse,fig. 4 is a schematic illustration of an ENP produced according to the present invention,
fig. 5 viser et snitt gjennom et nedre tiipasningsstykke ifølge en utførings-form av foreliggende oppfinnelse, ogfig. 5 shows a section through a lower fitting piece according to an embodiment of the present invention, and
fig. 6 viser et snitt gjennom en kopling som forbinder den nedre ende av tiipasningsstykke ifølge fig. 5 og en ENP.fig. 6 shows a section through a coupling which connects the lower end of the fitting piece according to fig. 5 and an ENP.
Fig. 1 er en skjematisk illustrasjon av et eksempel på et brønnboringsystem 100 der en kveilrør-kompletteringsstreng 110 som er laget i henhold til en utfø-ringsform av foreliggende oppfinnelse, er utplassert i et åpent hull 102. For enkel-hets skyld og for å lette forklaringen, betegner termen brønnboring eller borehull i det følgende enten det åpne hull eller forede hull. Strengen 110 monteres ved fabrikken og transporteres til brønn-anleggsstedet 104 ved hjelp av konvensjonelle metoder. Etter at brønnboringen 102 er boret til ønsket dybde, blir strengen 110 innført eller utplassert i brønnboringen 102 ved hjelp av hvilket som helst egnet metode. Et foretrukket injektorhode-system for utplassering og gjenvinning av de spolete kveilrørstrenger ifølge foreliggende oppfinnelse er beskrevet nedenfor i forbindelse med fig.3. Forskjellige ønskelige anordninger og følere i strengen 110 er plassert eller integrert i strengen 110 ved forutbestemte steder, slik at når strengen 110 er utplassert i brønnboringen 102, vil anordningene og følerne i strengen 110 befinne seg ved sine ønskelige dybder i brønnboringen 102.Fig. 1 is a schematic illustration of an example of a well drilling system 100 where a coiled tubing completion string 110 made in accordance with an embodiment of the present invention is deployed in an open hole 102. For the sake of simplicity and to to facilitate the explanation, the term wellbore or borehole in the following denotes either the open hole or a lined hole. The string 110 is assembled at the factory and transported to the well construction site 104 using conventional methods. After the wellbore 102 is drilled to the desired depth, the string 110 is inserted or deployed into the wellbore 102 using any suitable method. A preferred injector head system for deployment and recovery of the coiled coiled pipe strings according to the present invention is described below in connection with fig.3. Various desirable devices and sensors in the string 110 are placed or integrated into the string 110 at predetermined locations, so that when the string 110 is deployed in the well bore 102, the devices and sensors in the string 110 will be at their desired depths in the well bore 102.
I eksempelet ifølge fig. 1 omfatter strengen 110 et kveilrør 111 som ved sin bunnende 111a haren strømnings-styreanordning 120 som tillaterformasjonsflui-det 107 fra produksjonssonen eller reservoaret 106 å strømme inn i røret 111. Strømnings-styreanordningen 120 kan være en sil, en instrumentert sil, en elektrisk operert og/eller fjernstyrt, slisset hylse eller hvilken som helst annet egnet anordning. En indre fluidstrømning-styreventil 124 i kveilrøret 111 styrer fluid-strømmen gjennom røret 111 til overflaten 105. Én eller flere pakninger, så som pakninger 122 og 126, er installert ved passende steder i strengen 110.1 illustra-sjonsøyemed er pakningen 122 vist i sin opprinnelige eller ikke-ekspanderte stilling mens pakningen 126 er vist i sin fullt ekspanderte eller utplasserte stilling i brønnboringen 102. Pakningene 122 og 126 kan befinne seg i flukt med kveilrøret 111 eller på utsiden av kveilrøret 111 som forårsaker fortykninger i røret. En ring-formet sikringsventil 128 er anordnet på røret 111 for å hindre utblåsinger. Andre ønskelige anordninger, er generelt betegnet med henvisningstallet 130, kan være anbrakt i strengen 110 ved ønskede steder. Pakningene 122 og 126, ring-sikringsventilen 128 og hvilken som helst av anordningene 130 kan forårsake fortykninger i kveilrøret 111 som vist ved 122a for pakningen 122. Pakningens 122 ytterdimensjon 122a er større enn kveilrørets 111 diameter. Det skal bemerkes at spolete strenger ifølge foreliggende oppfinnelse ikke er begrenset til de her beskrevne anordninger. Hvilken som helst anordning eller føler kan benyttes i slike strenger. Slike andre anordninger kan, uten begrensning, omfatte ankere, styre-ventiler, strømningsavledere, tetningsenheter, elektrisk neddykkbare pumper (ENP) og hvilken som helst annen spolbar anordning.In the example according to fig. 1, the string 110 comprises a coiled pipe 111 which at its bottom 111a has a flow control device 120 which allows the formation fluid 107 from the production zone or reservoir 106 to flow into the pipe 111. The flow control device 120 can be a strainer, an instrumented strainer, an electrically operated and/or remote controlled, slotted sleeve or any other suitable device. An internal fluid flow control valve 124 in coil tube 111 controls fluid flow through tube 111 to surface 105. One or more gaskets, such as gaskets 122 and 126, are installed at appropriate locations in string 110. For illustrative purposes, gasket 122 is shown in its original or unexpanded position while the packing 126 is shown in its fully expanded or deployed position in the wellbore 102. The packings 122 and 126 may be flush with the coiled tubing 111 or on the outside of the coiled tubing 111 causing thickenings in the tubing. A ring-shaped safety valve 128 is arranged on the pipe 111 to prevent blowouts. Other desirable devices, generally denoted by the reference number 130, can be placed in the string 110 at desired locations. The gaskets 122 and 126, the ring safety valve 128 and any of the devices 130 can cause thickenings in the coil tube 111 as shown at 122a for the gasket 122. The outer dimension 122a of the gasket 122 is larger than the diameter of the coil tube 111. It should be noted that coiled strings according to the present invention are not limited to the devices described here. Any device or sensor can be used in such strings. Such other devices may include, without limitation, anchors, control valves, flow diverters, sealing devices, electrically submersible pumps (ENP) and any other flushable device.
Anordningene 120,122,126 og 130 kan være hydraulisk operert, elektrisk operert, elektrisk aktivert og hydraulisk operert, eller mekanisk operert. Som ovenfor nevnt kan f.eks. strømnings-begrensningsanordningen 120 være en fjernstyrt elektrisk operert anordning hvor fluidstrømmen fra formasjonen 107 til brønnbo-ringen 102 kan justeres fra overflaten eller ved hjelp av en nedihull-kontroller. Si-len 120 kan være instrumentert for å arbeide på hvilken som helst annen måte. Pakningene 122 og 126 kan være hydraulisk operert og kan settes ved hjelp av tilførselen av fluid undertrykk fra overflaten 105 eller aktiveres fra overflaten og settes ved hjelp av det hydrostatiske trykk i brønnboringen 102. Anordningene 130 kan også omfatte solenoidstyrte anordninger for å regulere eller modulere fluid-strømmen gjennom strengen 110.The devices 120, 122, 126 and 130 can be hydraulically operated, electrically operated, electrically activated and hydraulically operated, or mechanically operated. As mentioned above, e.g. the flow restriction device 120 be a remotely controlled electrically operated device where the fluid flow from the formation 107 to the wellbore 102 can be adjusted from the surface or by means of a downhole controller. The sieve 120 may be instrumented to operate in any other manner. The seals 122 and 126 can be hydraulically operated and can be set using the supply of fluid negative pressure from the surface 105 or activated from the surface and set using the hydrostatic pressure in the wellbore 102. The devices 130 can also include solenoid-controlled devices to regulate or modulate fluid - the current through the string 110.
Idet det fremdeles vises til fig. 1, overvåker følere 150a-150m i strengen 110 nedihull-produksjonsparametere nær strømnings-styreanordningen 124. Disse følere omfatter volumstrøm-følere eller strømningsmålere, trykkfølere, og tem-peraturfølere. Følere 152a-152n plassert ved passende steder langs kveilrøret 111, brukes til å bestemme operasjonsforholdene til nedihull-anordninger, overvåke tilstanden til nedihull-anordninger, overvåke produksjonsparametere, bestemme formasjonsparametere og innhente informasjon for bestemmelse av reservoa-rets tilstand, utføre reservoar-modulering, oppdatere seismiske grafer og overvåke reparasjons- eller overhalings-operasjoner. Slike følere kan omfatte trykkfølere, temperaturfølere, vibrasjonsfølere og akselerometere. Minst noen av disse følere kan overvåke på formasjonsparametere eller parametere som befinner seg utenfor borehullet 102 så som resistiviteten til formasjonen, porøsitet, permeabilitet, bergart-matriks-sammensetning, densitet, lag-avgrensninger etc. Følere for bestemmelse av vanninnhold og andre bestanddeler av formasjonsfluidet kan også brukes. Slike følere er kjent innen faget og er derfor ikke nærmere beskrevet. Foreliggende oppfinnelse er også særlig egnet for bruk av fiberoptikk-følere fordelt langs strengen 110. Fiberoptikk-følere har liten størrelse og kan utformes til å gi målinger som innbefatter trykk, temperatur, vibrasjon og strømning.While still referring to fig. 1, sensors 150a-150m in the string 110 monitor downhole production parameters near the flow control device 124. These sensors include volume flow sensors or flow meters, pressure sensors, and temperature sensors. Sensors 152a-152n located at appropriate locations along the coiled tubing 111 are used to determine the operating conditions of downhole devices, monitor the condition of downhole devices, monitor production parameters, determine formation parameters and obtain information for determining reservoir condition, perform reservoir modulation, update seismic graphs and monitor repair or overhaul operations. Such sensors can include pressure sensors, temperature sensors, vibration sensors and accelerometers. At least some of these sensors can monitor formation parameters or parameters located outside the borehole 102 such as the resistivity of the formation, porosity, permeability, rock-matrix composition, density, layer boundaries, etc. Sensors for determining water content and other constituents of the formation fluid can also be used. Such sensors are known in the art and are therefore not described in more detail. The present invention is also particularly suitable for the use of fiber optic sensors distributed along the string 110. Fiber optic sensors are small in size and can be designed to provide measurements that include pressure, temperature, vibration and flow.
En prosessor eller kontroller 140 ved overflaten 105 kommuniserer med nedihull-anordningene så som 124 og 130 og følerne 150a-150m og 152a-152n via toveis-kommunikasjonsleddet 160. Som et alternativ eller i tillegg til prosesso-ren 140, kan en prosessor 140a være anbrakt i borehullet for å behandle signaler fra forskjellige følere og for å styre anordningene i strengen 110. Kommunikasjonsleddet 160 kan være installert langs kveilrørets 111 innside eller utside. Kommunikasjonsleddet 160 kan inneholde én eller flere ledere og/eller fiberoptikk-ledd. Alternativt kan et trådløst kommunikasjonsledd, så som elektromagnetisk telemetri eller akustisk telemetri anvendes med passende sendere og mottakere plassert i strengen 110 og/eller ved overflaten 105. En hydraulikkledning 162 er fortrinnsvis strukket langs røret 111 for tilførsel av fluid under trykk fra en overfla-tekilde til hydraulisk opererte anordninger. Kommunikasjonsleddet 160 og hydraulikkledningen 162 er tilgjengelige ved kveilrørets fjerntliggende ende 111b ved overflaten, hvilket tillater testing av anordningene 124 og følerne 150a-150m og 152a-152n ved overflaten forut for transport av strengen 110 til brønn-anleggsstedet og deretter operering av slike anordninger etter utplassering av strengen 110, i brønnboringen 102. Etter at strengen 110 er blitt installert i brønnboringen 102, blir de hydraulisk opererte nedihull-anordninger aktivert ved å tilføre fluid under trykk fra en kilde ved overflaten (ikke vist) via hydraulikkledningen 162. Elektrisk opererte anordninger blir styrt via leddet 160.A processor or controller 140 at the surface 105 communicates with the downhole devices such as 124 and 130 and the sensors 150a-150m and 152a-152n via the two-way communication link 160. Alternatively or in addition to the processor 140, a processor 140a may be placed in the borehole to process signals from various sensors and to control the devices in the string 110. The communication link 160 can be installed along the inside or outside of the coiled pipe 111. The communication link 160 may contain one or more conductors and/or fiber optic links. Alternatively, a wireless communication link, such as electromagnetic telemetry or acoustic telemetry can be used with suitable transmitters and receivers located in the string 110 and/or at the surface 105. A hydraulic line 162 is preferably stretched along the pipe 111 for supplying fluid under pressure from a surface source for hydraulically operated devices. The communication link 160 and hydraulic line 162 are accessible at the surface distal end 111b of the coiled tubing, which allows testing of the devices 124 and sensors 150a-150m and 152a-152n at the surface prior to transporting the string 110 to the well site and then operating such devices after deployment of the string 110, in the wellbore 102. After the string 110 has been installed in the wellbore 102, the hydraulically operated downhole devices are activated by supplying fluid under pressure from a source at the surface (not shown) via hydraulic line 162. Electrically operated devices are controlled via section 160.
Informasjonen eller signalene fra de forskjellige følere 150a-150m og 152a-152n mottas av kontrolleren 140 og/eller 140a. Kontrolleren 140 og/eller 140a, som omfatter programmer eller modeller og tilhørende minne- og datalag-ringsanordninger (ikke vist), manipulerer eller behandler data fra følerne 150a-150m og 150a-150n og avgir styresignaler til nedihull-anordningene så som strømnings-styreanordningen 124, for derved å styre operasjonen av slike anordninger. Styringene kan utføres via konvensjonelle metoder eller fiberoptikk. Kont-rollerne 140 og/eller 140a behandler også nedihull-data under brønnboringens levetid. Som ovenfor nevnt, kan data fra trykkfølerne, temperaturfølerne og vibra-sjonsfølerne også anvendes for sekundære utvinningsoperasjoner, så som fraktu-rering, dampinjeksjon, brønnboring-rensing, reservoar-overvåking etc. Akselerometere eller vibrasjonsfølere kan brukes til å utføre seismisk kartlegging som så brukes til å oppdatere eksisterende seismiske kart.The information or signals from the various sensors 150a-150m and 152a-152n are received by the controller 140 and/or 140a. The controller 140 and/or 140a, which includes programs or models and associated memory and data storage devices (not shown), manipulates or processes data from the sensors 150a-150m and 150a-150n and emits control signals to the downhole devices such as the flow control device 124, thereby controlling the operation of such devices. The controls can be carried out via conventional methods or fiber optics. The controllers 140 and/or 140a also process downhole data during the life of the wellbore. As mentioned above, data from the pressure sensors, temperature sensors and vibration sensors can also be used for secondary extraction operations, such as fracturing, steam injection, wellbore cleaning, reservoir monitoring etc. Accelerometers or vibration sensors can be used to perform seismic mapping which is then used to update existing seismic maps.
Det vil være åpenbart at fig. 1 bare er et eksempel på kveilrørstrengen med eksempelvise anordninger. Enhver spolbar anordning kan brukes i strengen 110. Slike anordninger kan også omfatte sikringsventiler, gassløfte-anordninger lande-nipler, pakninger, ankere, utpumpingsplugger, hylser, elektriske neddykkbare pumper (ENPer), robot-anordninger, etc. De spesielle anordninger og følere som benyttes vil avhenge av den spesielle anvendelse. Det skal også bemerkes at den spolete kveilrørstreng 110 kan være konstruert for både åpne hull og forede hull.It will be obvious that fig. 1 is only an example of the coiled pipe string with exemplary devices. Any flushable device may be used in the string 110. Such devices may also include safety valves, gas lift devices, landing nipples, gaskets, anchors, pump-out plugs, sleeves, electric submersible pumps (ENPs), robotic devices, etc. The special devices and sensors that used will depend on the particular application. It should also be noted that the coiled coiled tubing string 110 can be designed for both open holes and lined holes.
Fig. 2 viser et eksempel på spolete kveilrørstrenger installert i et flersidig borehullsystem 200. Systemet 200 omfatter en hoved-brønnboring 212 og side-brønnboringer 214 og 216. Side-brønnboringen 214 har en perforert sone 220 som tillater formasjonsfluidet å strømme inn i side-brønnboringen 214 og inn i hoved-brønnboringen 212.1 side-brønnboringen 216 er det installert en kveil-rørstreng 236 som inneholder slissede forlengningsrør 217a-217-c og utvendige foringsrør-pakninger (UFP) 219a-219c. Pakningen 219a-219c aktiveres fra overflaten etter at strengen 236 er blitt plassert i brønnboringen 216 på en måte som beskrevet i forbindelse med fig. 1. Formasjonsfluidet strømmer inn i side-brønn-boringen 216 via forlengningsrørene 217a-217c og strømmer inn i hoved-brønn-boringen 212.Fig. 2 shows an example of coiled coiled tubing strings installed in a multi-sided wellbore system 200. The system 200 includes a main well bore 212 and side well bores 214 and 216. The side well bore 214 has a perforated zone 220 that allows the formation fluid to flow into the side well wellbore 214 and into the main wellbore 212.1 the side wellbore 216 a coiled tubing string 236 is installed which contains slotted extension tubes 217a-217-c and outer casing packings (UFP) 219a-219c. The packing 219a-219c is activated from the surface after the string 236 has been placed in the wellbore 216 in a manner as described in connection with fig. 1. The formation fluid flows into the side wellbore 216 via the extension pipes 217a-217c and flows into the main wellbore 212.
En spolbar kveilrør-produksjonsstreng 232 som er installert i hoved-brønnboringen omfatter en innstrømnings-styreanordning 242 som kan være vaierviklet anordning, et slisset forlengningsrør, en nedihull- eller fjernoperert gli— dehylse, en instrumentert sil eller en hvilken som helst annen egnet anordning. En pakning 244 isolerer produksjonssonen fra den øvrige strengen 232. Isolasjons-pakninger 246a-246c er plassert med innbyrdes avstand ved passende steder på kveilrørstrengen 232. Pakningene 246a-246c kan være hydraulisk operert, enten med tilførsel av trukkfluidet fra overflaten som ovenfor beskrevet, eller ved hjelp av det hydrostatiske trykk som aktiveres på hvilket som helst kjent måte. Strømnings-styreanordningen 248a styrer fluidstrømmen fra innstrømnings-styreanordningen 242 inn i hoved-brønnboringen, mens anordningen 248b styrer strømmen til overflaten. Ytterligere strømnings-styreanordninger kan være installert i strengen 232 eller i side-brønnboringene. Strømningsmålere 252a og 252b gir volumstrømmen ved sine respektive steder i røret 232. Trykk- og temperaturfølere 260 er fortrinnsvis fordelingsmessig plassert i røret 232. Ytterligere følere, vanligvis her benevnt ved tallet 262, er installert for å gi informasjon om parametere utenfor brønnbo-ringen 212. Slike parametere kan omfatte resistiviteten til formasjonen, innholdet og sammensetningen av formasjonsfluidene, etc. Andre anordninger, så som ring-sikringsventiler 266, kroneventiler 268 og rørmonterte sikringsventiler 270 er installert i røret 232. Andre anordninger, her generelt betegnet med tallet 280, kan være installert ved passende steder i strengen. Slike anordninger kan omfatte en elektrisk neddykkbar pumpe (ENP) for løfting av fluider til overflaten 105 og andre anordninger som anses nyttige for effektiv operasjon av brønnen og/eller for håndtering av reservoaret.A flushable coiled tubing production string 232 installed in the main wellbore includes an inflow control device 242 which may be a wirewound device, a slotted extension tube, a downhole or remotely operated slide casing, an instrumented screen, or any other suitable device. A gasket 244 isolates the production zone from the rest of the string 232. Isolation gaskets 246a-246c are spaced apart at appropriate locations on the coiled tubing string 232. The gaskets 246a-246c can be hydraulically operated, either with the supply of the traction fluid from the surface as described above, or by means of the hydrostatic pressure which is activated in any known manner. The flow control device 248a controls the fluid flow from the inflow control device 242 into the main wellbore, while the device 248b controls the flow to the surface. Additional flow control devices may be installed in the string 232 or in the side well bores. Flow meters 252a and 252b provide the volume flow at their respective locations in the pipe 232. Pressure and temperature sensors 260 are preferably distributed in the pipe 232. Additional sensors, usually designated here by the number 262, are installed to provide information about parameters outside the wellbore 212 . Such parameters may include the resistivity of the formation, the content and composition of the formation fluids, etc. Other devices, such as ring relief valves 266, crown valves 268 and pipe-mounted relief valves 270 are installed in the pipe 232. Other devices, here generally denoted by the numeral 280, may be installed at appropriate locations in the string. Such devices may include an electric submersible pump (ENP) for lifting fluids to the surface 105 and other devices considered useful for efficient operation of the well and/or for handling the reservoir.
En rørledning 282 brukes til å fremføre hydraulikkfluid til nedihull-anordningene og til å føre ledere langs røret 232. Separate rørledninger eller arrangemen-ter kan anvendes for tilførsel av trykkfluidet fra overflaten og til å føre kommunika-sjons- og effektforbindelser. En prosessor/kontroller 140 ved overflaten styrer fortrinnsvis operasjonen av nedihull-anordningene og benytter informasjonen fra de forskjellige ovenfor beskrevne følere. Én eller flere styreenheter eller prosessorer kan også være plassert ved passende steder i kveilrørstrengen 232 for å utføre noen eller alle funksjonene til prosessoren/kontrolleren 140.A pipeline 282 is used to convey hydraulic fluid to the downhole devices and to run conductors along the pipe 232. Separate pipelines or arrangements can be used for supplying the pressure fluid from the surface and to carry communication and power connections. A processor/controller 140 at the surface preferably controls the operation of the downhole devices and uses the information from the various sensors described above. One or more controllers or processors may also be located at appropriate locations in the coiled tubing string 232 to perform some or all of the functions of the processor/controller 140.
Fig. 3 er et skjematisk diagram som viser utplasseringen av en spolet kveil-rørstreng 322 som er fremstilt i henhold til foreliggende oppfinnelse i en brønnbo-ring under anvendelse av injektorhoder med justerbar åpning. Kveilrørstrengen 322 inneholdende de ønskede anordninger og følere, er fortrinnsvis spolet på en trommel 340 med stor diameter og transportert til riggstedet eller brønn-anleggsstedet 305. Strengen 322 føres fra trommelen 340 til riggen 310 ved hjelp av en første injektor 345 som fortrinnsvis er installert nær eller på trommelen 340. EnFig. 3 is a schematic diagram showing the deployment of a coiled coiled tubing string 322 manufactured in accordance with the present invention in a wellbore using adjustable orifice injector heads. The coiled tubing string 322 containing the desired devices and sensors is preferably wound on a drum 340 with a large diameter and transported to the rig site or well construction site 305. The string 322 is led from the drum 340 to the rig 310 by means of a first injector 345 which is preferably installed near or on the drum 340. One
andre injektor 320 er plassert på riggen 310 over brønnhode-utstyret her generelt betegnet med tallet 317. Røret 322 løper over en svanehals 325 og inn i brønnbo-ringen via en åpning 321 i injektorhodet 320. Trommel-injektoren 345 kan opprettholde en bueradius R for røret 322 som er tilstrekkelig til å eliminere bruk av rør-føringselementet eller svanehalsen 325 under normale operasjoner, hvilket mins-ker belastningen på røret 322. Trommelinjektorens 345 åpning og hoved-injekto-rens 320 åpning 321 kan justeres mens disse injektorhoder beveger røret 322 for å gi plass for eventuelle fortykninger til rørstrengen 322 og for å justere gripekraf-ten som påføres røret. Med dette systemet er det således forholdsvis lett å bevege røret 322 inn og ut av brønnboringen for å gi plass for eventuelle fortykninger i røret 322.second injector 320 is placed on the rig 310 above the wellhead equipment here generally denoted by the number 317. The pipe 322 runs over a gooseneck 325 and into the well bore via an opening 321 in the injector head 320. The drum injector 345 can maintain an arc radius R for the tube 322 which is sufficient to eliminate use of the tube guide or gooseneck 325 during normal operations, reducing the stress on the tube 322. The opening of the drum injector 345 and the opening 321 of the main injector 320 can be adjusted while these injector heads move the tube 322 for to make room for possible thickenings of the pipe string 322 and to adjust the gripping force applied to the pipe. With this system, it is thus relatively easy to move the pipe 322 in and out of the wellbore to make room for any thickenings in the pipe 322.
Injektorhodene 320 og 345 blir forholdsvis hydraulisk operert. En styreenhet 370 styrer elektrisk opererte ventiler 324 for å styre trykkfluidet fra den hydrauliske kraftenhet 360 til injektorhodene 320 og 345. Følere 316, 319, 327, 347 og 362 og andre ønskede følere som er hensiktsmessig installert i systemet ifølge fig. 3, gir informasjon til styreenheten 370 om uavhengig styring av bredden av åpningene 321 og 346, hastigheten til røret 322 gjennom hver av injektorene 320 og 345 og kraften som slike injektorer påfører røret 322. Dette muliggjør uavhengig justering av hodeåpningene til å oppta eventuelle fortykninger i røret 322 og rørets beve-gelse inn i eller ut av brønnboringen 102 fra et fjerntliggende sted uten manuelle operasjoner ved riggen. De to injektorhoder sikrer korrekt gripekraft på røret 322 til enhver tid og gjør det unødvendig å montere kveilrørstrenger uten fortykninger.The injector heads 320 and 345 are relatively hydraulically operated. A control unit 370 controls electrically operated valves 324 to control the pressurized fluid from the hydraulic power unit 360 to the injector heads 320 and 345. Sensors 316, 319, 327, 347 and 362 and other desired sensors which are suitably installed in the system according to fig. 3, provides information to the control unit 370 for independent control of the width of the openings 321 and 346, the speed of the pipe 322 through each of the injectors 320 and 345 and the force applied by such injectors to the pipe 322. This enables independent adjustment of the head openings to accommodate any thickenings in the pipe 322 and the pipe's movement into or out of the wellbore 102 from a remote location without manual operations at the rig. The two injector heads ensure correct gripping force on the pipe 322 at all times and make it unnecessary to install coiled pipe strings without thickenings.
Fig. 4 er en skjematisk illustrasjon av en ENP og tilhørende utstyr utplassert i en brønnboring 435 med et foringsrør 402 og et forlengningsrør 404 med en EKR fremstilt i henhold til foreliggende oppfinnelse. EKR'en 410 er fremstilt i henhold til en kjent metode innen faget. Den omfatter fortrinnsvis en høyeffekt-kabel 412 forFig. 4 is a schematic illustration of an ENP and associated equipment deployed in a wellbore 435 with a casing 402 and an extension pipe 404 with an EKR manufactured according to the present invention. The EKR 410 is produced according to a method known in the field. It preferably comprises a high power cable 412 for
fremføring av effekt til ENP'en 460 og dens tilhørende utstyr så som en motor 422, én eller flere hydraulikkledninger 414 og eventuelle andre data- og strømførende ledninger 416 så som tråder og fiberoptiske kabler. Et nedre kveilrør-tilpasningsstykke 430 er montert på EKR'en 410 på fabrikken eller på hvilket som helst egnet sted annet enn brønn-anleggsstedet. Et passende tiipasningsstykke er beskrevet nærmere i forbindelse med fig. 5 og 6. Det nedre tilpasningsstykket omfatter en trykk-penetrator eller sperre 432 som isolerer det hydrostatiske borehull-trykk i brønnen 435 fra EKR'ens 410 innside 411. Det nedenfor beskrevne tilpasningsstykket monteres på EKR'en ved fremstilling og den monterte EKR blir testet fullt ut før transport til brønn-anleggsstedet.delivering power to the ENP 460 and its associated equipment such as a motor 422, one or more hydraulic lines 414 and any other data and power-carrying lines 416 such as wires and fiber optic cables. A lower coil pipe adapter 430 is fitted to the EKR 410 at the factory or at any suitable location other than the well site. A suitable fitting piece is described in more detail in connection with fig. 5 and 6. The lower adapter comprises a pressure penetrator or barrier 432 which isolates the hydrostatic borehole pressure in the well 435 from the inside 411 of the EKR 410. The adapter described below is fitted to the EKR during manufacture and the fitted EKR is tested fully before transport to the well construction site.
Sveising av tilpasningsstykket til den kveilede EKR 410 kan gi sterkere og mer pålitelige forbindelser enn tidligere anvendte metoder. Ettersom tilpasningsstykkene ifølge de kjente metoder blir tilkoplet ved brønn-anleggsstedet, kan sveising ikke anvendes på grunn av åpenbare sikkerhetsgrunner. Ettersom tilpasningsstykket 430 forbindes med EKR'en 410 ved monteringsanlegget før transport til brønn-anleggsstedet, kan ifølge foreliggende oppfinnelse tilpasningsstykket 430 sveises til EKR'en 410 ved forbindelsespunktet 434. Sveisen 434 testes ved hjelp av hvilken som helst ikke-destruktiv testemetode, så som røntgen- eller trykktest, for å sikre kvaliteten av sveisen 434. Sveisede forbindelser er også meget mindre enn de konvensjonelle kiler, elastometretninger etc. Mindre forbindelser gir større fordeler med hensyn til minsking av slutt-kompleksiteten til undervanns-ventiltrær 450 og annet brønnhode-utstyr. Et øvre kveilrør-tilpasningsstykke 440 blir så forbundet med den øvre ende 414 av EKR'en 410, ved hjelp av konvensjonelle metoder eller ved hjelp av en sveis 444. Det øvre tilpasningsstykket omfatter en andre trykksperre eller mekanisk sperre 442.Welding the adapter to the coiled EKR 410 can provide stronger and more reliable connections than previously used methods. As the adapter pieces are connected according to the known methods at the well installation site, welding cannot be used due to obvious safety reasons. As the adapter 430 is connected to the EKR 410 at the assembly facility prior to transport to the well site, according to the present invention the adapter 430 can be welded to the EKR 410 at connection point 434. The weld 434 is tested using any non-destructive testing method, such as x-ray or pressure test, to ensure the quality of the weld 434. Welded connections are also much smaller than the conventional wedges, elastomer guides, etc. Smaller connections provide greater benefits in terms of reducing the final complexity of subsea valve trees 450 and other wellhead equipment . An upper coil tube adapter 440 is then connected to the upper end 414 of the EKR 410, using conventional methods or by means of a weld 444. The upper adapter includes a second pressure lock or mechanical lock 442.
Når EKR'en 410 er blitt montert med det nedre tilpasningsstykket 430 og øvre tilpasningsstykket 440, er det fullstendig testet før det transporteres til brøn-nen. Tilpasningsstykkenes tilstand kan utførlig testes med samtidig adgang til begge ender av EKR'en 410. Ettersom det ikke er festet høyspenningsutstyr til kabelen opp til dette punkt, kan høyeffektkabelen 412 høyspenningstestes ved monteringspunktet uten fare for skade på annet utstyr. Hydraulikkledningene 414 kan kontrolleres fra ende til ende. Fiberoptikk-ledninger, ledere og koplinger kan testes grundig. Kalibrerings-prosedyrer utføres for alle følere (så som temperatur-følere, trykkfølere, volumstrøm-følere, etc.) og annet nedihull-utstyr. Kalibrering av følere beliggende i tilpasningsstykkene eller i EKR'en kan ikke utføres ved de kjente metoder, fordi begge ender av EKR'en ikke er tilgjengelige når tilpasningsstykkene er montert på brønnstredet.Once the EKR 410 has been assembled with the lower adapter 430 and upper adapter 440, it is fully tested before being transported to the well. The condition of the adapters can be thoroughly tested with simultaneous access to both ends of the EKR 410. As no high-voltage equipment is attached to the cable up to this point, the high-power cable 412 can be high-voltage tested at the mounting point without risk of damage to other equipment. The hydraulic lines 414 can be checked from end to end. Fiber optic cables, conductors and connectors can be thoroughly tested. Calibration procedures are performed for all sensors (such as temperature sensors, pressure sensors, volume flow sensors, etc.) and other downhole equipment. Calibration of sensors located in the adapter pieces or in the EKR cannot be carried out by the known methods, because both ends of the EKR are not accessible when the adapter pieces are mounted on the wellbore.
Tilpasningsstykkenes 430 og 440 tilstand kan testes ved å tilsette halogen til innsiden 411 av EKR'en 410 med et lite overtrykk og deretter detektere even-tuell lekkasje ved bruk av en lekkasjedetektor. En kveilrørhenger 445 kan koples til det øvre tilpasningsstykket 440 på monteringsstedet eller ved brønnstedet. En elektrisk kopling 448 tilkoples oppihull for rørhengeren 448. Ved den foretrukne fremgangsmåte ifølge foreliggende oppfinnelse blir således den elektriske kopling 448, rørhengeren 445, det øvre tiipasningsstykke 440 og det nedre tilpasningsstykket 430 premontert på EKR'en 410 på et passende landbasert monteringsan-legg, grundig testet, spolet på en spole eller trommel og deretter transportert til brønn-anleggsstedet. Som ovenfor nevnt kan ENPen 420 og det tilhørende utstyr 422 være festet til det nedre tilpasningsstykket 430 og grundig testet ved monteringsanlegget.The condition of the adapter pieces 430 and 440 can be tested by adding halogen to the inside 411 of the EKR 410 with a small excess pressure and then detecting any leakage using a leak detector. A coiled pipe hanger 445 can be connected to the upper adapter piece 440 at the installation site or at the well site. An electrical connector 448 is connected to the hole for the pipe hanger 448. In the preferred method according to the present invention, the electrical connector 448, the pipe hanger 445, the upper fitting piece 440 and the lower fitting piece 430 are thus pre-assembled on the EKR 410 on a suitable land-based assembly facility, thoroughly tested, wound on a spool or drum and then transported to the well site. As mentioned above, the ENPen 420 and the associated equipment 422 can be attached to the lower adapter piece 430 and thoroughly tested at the assembly facility.
EKR'en med tilpasningsstykkene kan settes under trykk med en inert gass så som argon og utstyres med en måler for overvåking av trykket. Ikke bare gir trykkgassen et kontrollert miljø innvendig i EKR'en 410, men den gir også mulighet for overvåking av systemets tilstand under transport til brønn-anleggsstedet og under installasjon. Et hurtig trykkfall vil indikere skade ved systemet. Utbed-ringstiltak foretas før installering eller utplassering av systemet i brønnen 435.The EKR with the adapters can be pressurized with an inert gas such as argon and equipped with a gauge for monitoring the pressure. Not only does the compressed gas provide a controlled environment inside the EKR 410, but it also allows monitoring of the system's condition during transport to the well site and during installation. A rapid drop in pressure will indicate damage to the system. Remedial measures are taken before installing or deploying the system in well 435.
En viktig fordel ved EKR-enheten med både det øvre og nedre tilpasningsstykket 440 og 430 på plass er en testet brønn-kontrollsperre med utprøvet trykk-holdingsevne på begge ender av EKR-strengen. Dette gjør at man kan betrakte EKR'en kombinert med en "stripper" eller utblåsningssikring (BOP) som en pålitelig brønn-kontrollbarriere under installering. Dette er ikke tilfelle med en EKR som må kuttes og behandles for befestigelse til de øvre og nedre tilpasningsstykker over brønnhodet slik det gjøres ved kjente metoder. Dette trekk er meget nyttig ved offshore- og undervanns-installasjoner der operasjonsprosedyrer krever flere brønn-kontrollsperrer til enhver tid. EKR-strengen fremstilt ifølge den ovenfor beskrevne metode kan installeres ved riggstedet på mindre tid og med mindre sik-kerhets- og miljørisiko enn de ovenfor beskrevne konvensjonelle metoder.An important advantage of the EKR unit with both the upper and lower adapters 440 and 430 in place is a tested well control barrier with proven pressure holding capability on both ends of the EKR string. This allows one to consider the EKR combined with a "stripper" or blowout preventer (BOP) as a reliable well control barrier during installation. This is not the case with an EKR which must be cut and processed for attachment to the upper and lower fitting pieces above the wellhead as is done by known methods. This feature is very useful in offshore and subsea installations where operational procedures require multiple well control barriers at all times. The EKR string produced according to the method described above can be installed at the rig site in less time and with less safety and environmental risk than the conventional methods described above.
Anordningene som benyttes i kveilrør-strenger er tilstrekkelig fleksible til at de kan spoles på tromler. Strengene fremstilt ifølge foreliggende oppfinnelse blir fortrinnsvis fullt ut montert på fabrikken og testet fra den fjerntliggende ende (oppi-hullende) av røret via hydraulikkledningene og kommunikasjonsforbindelsene i røret. De spesielle anordninger, følere og deres plasseringer i strengen avhenger av den spesielle anvendelse. Den monterte streng kan ha fortykninger ved sin ytre overflate. Strengen transporteres til brønn-anleggsstedet og føres inn i brønnbo-ringen via et injektorhode-system med fjern-justerbar hodeåpning. I tillegg til bru-ken av forskjellige følere og anordninger i de spolbare strenger ifølge foreliggende oppfinnelse, tillater den også integrering av anordningene med konvensjonelle konstruksjoner uten at disse må være i flukt med rørets ytterdiameter.The devices used in coiled pipe strings are sufficiently flexible that they can be wound on drums. The strings manufactured according to the present invention are preferably fully assembled at the factory and tested from the remote end (uphole) of the pipe via the hydraulic lines and communication connections in the pipe. The particular devices, sensors and their locations in the string depend on the particular application. The assembled string may have thickenings at its outer surface. The string is transported to the well construction site and fed into the wellbore via an injector head system with remotely adjustable head opening. In addition to the use of different sensors and devices in the flushable strings according to the present invention, it also allows the integration of the devices with conventional constructions without these having to be flush with the pipe's outer diameter.
Som ovenfor nevnt blir kveilrøret montert på land med et nedre og øvre tiipasningsstykke og grundig testet før transport til brønn-anleggsstedet. Fig. 5 og 6 viser et nedre tiipasningsstykke ifølge en utføringsform av foreliggende oppfinnelse som gir en første mekanisk sperre mellom brønnboringtrykket og kveilrørets innside. Fig. 5 viser et snitt gjennom det nedre tiipasningsstykke 500 forbundet med bunnenden til et elektro-kveilrør (EKR) 502, med det ytre metall- eller kom-posittrør 503 og en armert strømkabel 504 innvendig i røret 503.As mentioned above, the coiled pipe is mounted on land with a lower and upper fitting and thoroughly tested before transport to the well construction site. Fig. 5 and 6 show a lower fitting piece according to an embodiment of the present invention which provides a first mechanical barrier between the wellbore pressure and the inside of the coiled pipe. Fig. 5 shows a section through the lower fitting piece 500 connected to the bottom end of an electro-coil tube (EKR) 502, with the outer metal or composite tube 503 and an armored power cable 504 inside the tube 503.
Det nedre tiipasningsstykke 500 omfatter et anker 507 som er fastgjort til kveilrørets 503 ytterflate 503a. Ankeret 507 omfatter en hann-kile 502 som er festet til rørflaten 503a og en hunn-kile 511 som er forbundet med hann-kilen. Strøm-kabelen 504 strekker seg fra kveilrørets 503 bunnende 512. Et hult element 516 som har et ytre gjengeparti 516a er innskrudd i hunn-kilens 511 indre gjengeparti 511a. Elementet 516 er anordnet rundt et segment av strømkabelen 504 og omfatter et ytre gjengeparti 516b. En første eller øvre hylse 518 er fastskrudd til elementet 516 ved hylsens 518 øvre innvendige gjengeparti 518a. O-ringer 522 mellom den øvre hylse 518 og elementet 516 danner en første mekanisk sperre mellom trykket i tilpasningsstykket under o-ringene 522 og kveilrør-innsiden 501. Tet-ningen 522 hindrer fluidstrømning fra brønnboringen til kveilrørets 502 innside 501.The lower fitting piece 500 comprises an anchor 507 which is attached to the outer surface 503a of the coil tube 503. The anchor 507 comprises a male wedge 502 which is attached to the pipe surface 503a and a female wedge 511 which is connected to the male wedge. The power cable 504 extends from the bottom 512 of the coil tube 503. A hollow element 516 having an outer thread portion 516a is screwed into the female wedge 511's inner thread portion 511a. The element 516 is arranged around a segment of the power cable 504 and comprises an outer threaded portion 516b. A first or upper sleeve 518 is screwed to the element 516 at the sleeve 518's upper internal threaded portion 518a. O-rings 522 between the upper sleeve 518 and the element 516 form a first mechanical barrier between the pressure in the adapter under the o-rings 522 and the inside of the coiled pipe 501. The seal 522 prevents fluid flow from the wellbore to the inside 501 of the coiled pipe 502.
Den nedre ende av strømkabelen 504 ender i den øvre hylse 518. Et elektrisk koplingsstykke 530 er forbundet med den nedre 504a av kabelen 504. Det elektriske koplingsstykket 530 er tilpasset for samvirkning med et koplingsstykke (beskrevet senere) som er festet til en strømkabel som er forbundet med en ENP eller annen anordning for overføring av effekt og andre elektriske signaler fra strømkabelen 504 til ENPen. Det elektriske koplingsstykket 530 virker som en hermetisk avtettet mateinnretning gjennom koplingsstykket. Slike koplingsstykker er typisk støpte deler og er vanlig handelsvare. Kabelen 504 ender innvendig i koplingsstykket 530 og forsegler elektriske ledere i kabelen 504 mot miljøpåvirk-ning. Et glideelement eller hylse 532 er anordnet på den øvre hylsen 518 utside. En transportkapsel 536 som er forbundet med glidehylsen 518 beskytter koplingsstykket 530 under transport og håndtering av kveilrøret 500. Koplingsstykket 530 er installert ved kveilrør-enden på land eller ved fabrikken. Koplingsstykket gjør det mulig å teste kveilrøret 500 ved fremstillingsstedet.The lower end of the power cable 504 terminates in the upper sleeve 518. An electrical connector 530 is connected to the lower 504a of the cable 504. The electrical connector 530 is adapted to cooperate with a connector (described later) attached to a power cable which is connected to an ENP or other device for transmitting power and other electrical signals from the power cable 504 to the ENPen. The electrical connector 530 acts as a hermetically sealed feeding device through the connector. Such couplings are typically molded parts and are a common commodity. The cable 504 ends inside the connecting piece 530 and seals electrical conductors in the cable 504 against environmental influences. A sliding element or sleeve 532 is arranged on the outside of the upper sleeve 518. A transport cap 536 which is connected to the sliding sleeve 518 protects the coupling piece 530 during transport and handling of the coiled pipe 500. The coupling piece 530 is installed at the coiled pipe end on land or at the factory. The coupling piece makes it possible to test the coiled pipe 500 at the place of manufacture.
Fig. 6 viser et koplingsstykke 550 som er tilpasset for tilkopling til koplingsstykket 530 og ENPen. Koplingsstykket 550 omfatter en mateinnretning gjennom koplingsstykket 560 hvis øvre ende 562 passer til mateinnretningens nedre ende 534 gjennom koplingsstykket 530 (fig. 5). En nedre hylse 564 tillater sammenføy-ning av koplingsstykkene 530 og 560 når den er festet til hylsen 532. Den øvre ende 565 av strømkabelen 566 som er koplet til en ENP, er forbundet med koplingsstykket 560. Strømkabelen 566 er innelukket i en brudd-enhet 568 som ved sin bunnende er forbundet med en flens 570 som er koplet til en motsvarende flens (ikke vist) og ENP'en. Strømkabelens 564 nedre ende 572 er forbundet med ENPen. Det øvre tilpasningsstykket 440 (fig. 4) er hovedsakelig lik koplingsstykket 500 vendt opp-ned 180°.Fig. 6 shows a connecting piece 550 which is adapted for connection to the connecting piece 530 and the ENPen. The coupling piece 550 comprises a feeding device through the coupling piece 560 whose upper end 562 fits the feeding device's lower end 534 through the coupling piece 530 (Fig. 5). A lower sleeve 564 allows joining of the connectors 530 and 560 when attached to the sleeve 532. The upper end 565 of the power cable 566 which is connected to an ENP is connected to the connector 560. The power cable 566 is enclosed in a break assembly 568 which is connected at its bottom with a flange 570 which is connected to a corresponding flange (not shown) and the ENP. The lower end 572 of the power cable 564 is connected to the ENPen. The upper adapter piece 440 (Fig. 4) is essentially the same as the coupling piece 500 turned upside down 180°.
Det nedre kveilrør-tilpasningsstykket omfatter et hydraulisk fråkoplings- eller bruddutløsningssystem, et tørr-matbart elektrisk koplingsstykke med en tetnings-enhet som isolerer kveilrørets innside og således danner en første mekanisk sperre eller barriere mot borehull-miljøet. Det øvre kveilrør-tilpasningsstykket inneholder et våt-matbart koplingsstykke og et mekanisk arrangement for tilkopling ved hjelp av en rør-kronplugg. Den andre mekaniske sperre er en del av kopling/plugg-arrangementet.The lower coiled tubing fitting comprises a hydraulic disconnect or break release system, a dry-feed electrical coupling piece with a sealing unit that isolates the inside of the coiled tubing and thus forms a first mechanical barrier or barrier against the borehole environment. The upper coil pipe adapter contains a wet-feed coupling and a mechanical arrangement for connection by means of a pipe crown plug. The second mechanical latch is part of the coupling/plug arrangement.
Et system ifølge oppfinnelsen omfatter således en strømkabel, et kveilrør, et nedre kveilrør-tilpasningsstykke og et øvre tiipasningsstykke, som alle er montert og testet på land forut for installering i en brønnboring. Dette system har flere fordeler, som omfatter (a) montering av hoved-kraft-tiikoplingsstykkene utføres i et beskyttet miljø, så som ved fremstilling ved monterings-anlegget etterfulgt av ut-førlig testing og sertifisering av hele systemet; (ii) sveiseteknikk kan benyttes for montering av kveilrør-systemet, hvilket ikke er tilgjengelig ved offshore-rigger på grunn av sikkerhetsforskrifter; (iii) evne til å opprettholde minst to mekaniske sper-rer under installering av ENPen; og (iv) betydelig forenkling av installeringen samt rigg-tidsbesparelser.A system according to the invention thus comprises a power cable, a coil pipe, a lower coil pipe adapter and an upper tee adapter, all of which are assembled and tested on land prior to installation in a wellbore. This system has several advantages, which include (a) assembly of the main power connector pieces is performed in a protected environment, such as in manufacturing at the assembly plant followed by extensive testing and certification of the entire system; (ii) welding techniques can be used to assemble the coiled pipe system, which is not available on offshore rigs due to safety regulations; (iii) ability to maintain at least two mechanical barriers during installation of the ENP; and (iv) significant simplification of installation as well as rig time savings.
De ovennevnte tilpasningsstykker tilveiebringer et forhånds-avsluttet EKR-system som kan benyttes både til havs og på land. Dette system eliminerer beho-vet for tilkopling av tilpasningsstykkene og testing av EKR'ens tilstand på rigg-anleggsstedet før utplassering av EKR'en i brønnboringen, og eliminerer derved flere tidkrevende operasjoner ved rigg-anleggsstedet. Den her beskrevne EKR er mer pålitelig, lettere å bruke sammenlignet med systemer som krever installasjon av tilpasningsstykker på feltet eller rigg-anleggsstedet.The above-mentioned adapters provide a pre-terminated EKR system that can be used both at sea and on land. This system eliminates the need for connecting the adapter pieces and testing the condition of the EKR at the rig installation site before deploying the EKR in the wellbore, thereby eliminating several time-consuming operations at the rig installation site. The EKR described here is more reliable, easier to use compared to systems that require installation of adapters in the field or rig site.
Selv om ovenstående beskrivelse er rettet mot de foretrukne utføringsfor-mer av oppfinnelsen, vil fagmenn på området innse forskjellige modifikasjoner. Det er meningen at alle varianter innenfor rammen og ånden av de medfølgende krav omfattes av ovenstående beskrivelse.Although the above description is directed to the preferred embodiments of the invention, those skilled in the art will recognize various modifications. It is intended that all variants within the scope and spirit of the accompanying claims are encompassed by the above description.
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US8732798A | 1998-05-29 | 1998-05-29 |
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO992587D0 NO992587D0 (en) | 1999-05-28 |
| NO992587L NO992587L (en) | 1999-11-30 |
| NO321960B1true NO321960B1 (en) | 2006-07-31 |
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO19992587ANO321960B1 (en) | 1998-05-29 | 1999-05-28 | Process for producing a flushable coiled tubing string |
| Country | Link |
|---|---|
| GB (1) | GB2337780B (en) |
| NO (1) | NO321960B1 (en) |
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB9914786D0 (en)* | 1999-06-25 | 1999-08-25 | Xl Technology Limited | Seabed analysis |
| GB2361726B (en)* | 2000-04-27 | 2002-05-08 | Fmc Corp | Coiled tubing line deployment system |
| US8056619B2 (en) | 2006-03-30 | 2011-11-15 | Schlumberger Technology Corporation | Aligning inductive couplers in a well |
| US7793718B2 (en) | 2006-03-30 | 2010-09-14 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating electrical energy with an electrical device in a well |
| US7775275B2 (en) | 2006-06-23 | 2010-08-17 | Schlumberger Technology Corporation | Providing a string having an electric pump and an inductive coupler |
| US8839850B2 (en) | 2009-10-07 | 2014-09-23 | Schlumberger Technology Corporation | Active integrated completion installation system and method |
| US9249559B2 (en) | 2011-10-04 | 2016-02-02 | Schlumberger Technology Corporation | Providing equipment in lateral branches of a well |
| US9644476B2 (en) | 2012-01-23 | 2017-05-09 | Schlumberger Technology Corporation | Structures having cavities containing coupler portions |
| US9175560B2 (en) | 2012-01-26 | 2015-11-03 | Schlumberger Technology Corporation | Providing coupler portions along a structure |
| US9938823B2 (en) | 2012-02-15 | 2018-04-10 | Schlumberger Technology Corporation | Communicating power and data to a component in a well |
| GB2504189B (en)* | 2012-05-24 | 2015-02-25 | Schlumberger Holdings | Pressure balanced coiled tubing cable and connection |
| US10036234B2 (en) | 2012-06-08 | 2018-07-31 | Schlumberger Technology Corporation | Lateral wellbore completion apparatus and method |
| US11255133B2 (en) | 2018-11-08 | 2022-02-22 | Saudi Arabian Oil Company | Harness for intelligent completions |
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5350018A (en)* | 1993-10-07 | 1994-09-27 | Dowell Schlumberger Incorporated | Well treating system with pressure readout at surface and method |
| US5411085A (en)* | 1993-11-01 | 1995-05-02 | Camco International Inc. | Spoolable coiled tubing completion system |
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO992587L (en) | 1999-11-30 |
| GB2337780B (en) | 2001-01-31 |
| GB9912588D0 (en) | 1999-07-28 |
| GB2337780A (en) | 1999-12-01 |
| NO992587D0 (en) | 1999-05-28 |
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6192983B1 (en) | Coiled tubing strings and installation methods | |
| US6257332B1 (en) | Well management system | |
| AU2013322351B2 (en) | Well isolation | |
| US6513596B2 (en) | Non-intrusive pressure measurement device for subsea well casing annuli | |
| RU2362005C2 (en) | Method of conservation, completion and repair of well | |
| US10890043B2 (en) | System for remote operation of downhole well equipment | |
| US11187055B2 (en) | Particular relating to subsea well construction | |
| NO20130595A1 (en) | A connectivity system for a permanent borehole system | |
| NO321960B1 (en) | Process for producing a flushable coiled tubing string | |
| US20130075103A1 (en) | Method and system for performing an electrically operated function with a running tool in a subsea wellhead | |
| US20140123747A1 (en) | Systems and methods for conducting pressure tests on a wellbore fluid containment system | |
| NO333416B1 (en) | Method and system for installing a process sensor on a wellhead | |
| US20240384623A1 (en) | Wellbore back pressure valve with pressure gauge | |
| US8997872B1 (en) | Cap assembly for use with a tubing spool of a wellhead | |
| US20230203896A1 (en) | Wireless communications with downhole devices using coil hose | |
| WO2018143823A1 (en) | Improvements in particular relating to subsea well construction | |
| US20240401439A1 (en) | Monitoring well conditions across liner hanger packers | |
| WO2023212270A1 (en) | Monitoring casing annulus | |
| WO2019108067A1 (en) | Integrity monitoring of sectioned hoses |
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |