[go: up one dir, main page]

DE69523500T2 - Einfahrwerkzeuge im Bohrloch mit gewickeltem Rohrstang - Google Patents

Einfahrwerkzeuge im Bohrloch mit gewickeltem Rohrstang

Info

Publication number
DE69523500T2
DE69523500T2 DE69523500T DE69523500T DE69523500T2 DE 69523500 T2 DE69523500 T2 DE 69523500T2 DE 69523500 T DE69523500 T DE 69523500T DE 69523500 T DE69523500 T DE 69523500T DE 69523500 T2 DE69523500 T2 DE 69523500T2
Authority
DE
Germany
Prior art keywords
cable
downhole tool
borehole
coiled tubing
tubing
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Expired - Fee Related
Application number
DE69523500T
Other languages
English (en)
Other versions
DE69523500D1 (de
Inventor
Michael L. Connell
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Halliburton Energy Services Inc
Original Assignee
Halliburton Energy Services Inc
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Halliburton Energy Services Inc filed Critical Halliburton Energy Services Inc
Application granted granted Critical
Publication of DE69523500D1 publication Critical patent/DE69523500D1/de
Publication of DE69523500T2 publication Critical patent/DE69523500T2/de
Anticipated expiration legal-status Critical
Expired - Fee Related legal-status Critical Current

Links

Classifications

    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B23/00Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells
    • E21B23/14Apparatus for displacing, setting, locking, releasing or removing tools, packers or the like in boreholes or wells for displacing a cable or a cable-operated tool, e.g. for logging or perforating operations in deviated wells
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B17/00Drilling rods or pipes; Flexible drill strings; Kellies; Drill collars; Sucker rods; Cables; Casings; Tubings
    • E21B17/02Couplings; joints
    • E21B17/023Arrangements for connecting cables or wirelines to downhole devices
    • E21B17/025Side entry subs
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B19/00Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
    • E21B19/22Handling reeled pipe or rod units, e.g. flexible drilling pipes
    • EFIXED CONSTRUCTIONS
    • E21EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
    • E21BEARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
    • E21B33/00Sealing or packing boreholes or wells
    • E21B33/02Surface sealing or packing
    • E21B33/03Well heads; Setting-up thereof
    • E21B33/068Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells
    • E21B33/072Well heads; Setting-up thereof having provision for introducing objects or fluids into, or removing objects from, wells for cable-operated tools

Landscapes

  • Engineering & Computer Science (AREA)
  • Geology (AREA)
  • Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Mining & Mineral Resources (AREA)
  • Environmental & Geological Engineering (AREA)
  • Fluid Mechanics (AREA)
  • Physics & Mathematics (AREA)
  • General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
  • Geochemistry & Mineralogy (AREA)
  • Mechanical Engineering (AREA)
  • Light Guides In General And Applications Therefor (AREA)
  • Laying Of Electric Cables Or Lines Outside (AREA)
  • Excavating Of Shafts Or Tunnels (AREA)
  • Electric Cable Installation (AREA)

Description

  • Diese Erfindung betrifft Bohrlochwerkzeuge und -geräte, die in Öl- und Gasbohrlöchern eingesetzt werden und speziell eine Vorgehensweise zum Einführen von Bohrlochwerkzeugen und -geräten an endlosen Rohrschlangen in offene Bohrlöcher oder Bohrlöcher mit Verrohrungen.
  • Dem Fachmann ist der Einsatz von Rohrschlangen zum Durchführen vieler Arbeiten, die herkömmlich mit Hilfe verschraubter Stahlrohre durchgeführt wurden, einschlägig bekannt. Zu solchen Arbeiten zählt das Einführen oder Einfördern von Bohrloch- Datenaufnahmegeräten, wobei solche Geräte in den Rohrschlangen visuelle und/oder akustische Geräte beinhalten und die Schlangen in vertikalen, gekrümmten oder horizontalen Bohrlöchern mit oder ohne Verrohrung eingesetzt werden. Rohrschlangen stellen eine Lösung für viele der Probleme früherer Instrumentenleitungen dar, die sich häufig um Flussleitungen verwickelten. So offenbart beispielsweise das US-Patent Nr. 2,696,261 eine Methode zum Bewältigen einer speziellen Problematik, und zwar das Vorsehen eines drehbaren Rohrkopfes, der die Instrumentenleitung beim Bergen des Geräts von der Flussleitung "abwickelte".
  • Das EP 526 293 offenbart eine Vorgehensweise sowie ein Gerät zum Durchführen von Mess- und/oder Wartungsarbeiten in einem Bohrloch mittels einer elektrischen Verbindung zwischen der Oberfläche und einer am Ende der Bohrkette montierten Einheit. Die elektrische Verbindung ermöglicht das Drehen der Bohrkette mittels Zwischenklemmen und einer speziell konstruierten Abstützung, ohne die Einheit an die Oberfläche zurückbringen zu müssen.
  • Stellvertretende Patente zum Stand der Technik, die solche Arbeiten mit Hilfe von Rohrschlangen beschreiben, sind u.a. das US-Patent Nr. 4,938,060 - Sizer u.a., das ein System und eine Vorgehensweise zur visuellen und/oder akustischen Kontrolle eines Bohrlochs beschreibt, US-Patent Nr. 5,180 014 - Cox, das den Einsatz einer Rohrschlange zum Einsetzen einer Behälterpumpe im Bohrloch beschreibt und das US-Patent Nr. 4,844,166 - Going u.a., das ein Gerät zum Neukomplettieren eines Ölbohrlochs beschreibt. Das Gerät des US-Patents Nr. 4,844,166 beinhaltet in der Rohrschlange ein hydraulisch aktiviertes Sicherheitsventil, das über eine vom Ventil bis zur Bohrlochoberfläche verlaufende hydraulische Leitung gesteuert wird. Stellvertretende Patente zum Stand der Technik, die den Einsatz herkömmlicher, verschraubter Rohre und endloser Rohrschlangen speziell zum Durchführen von Datenaufnahmefunktionen erörtern, sind u.a. das US-Patent Nr. 5,685,516 - Smith u.a.; 4,570,709 - Wittrisch und 3,401,749 - Daniel, die alle als Referenzwerke angegeben werden.
  • Ein Nachteil des Stands der Technik, insbesondere beim Einsatz herkömmlicher Rohrverbindungen beim Einführen von Werkzeugen in das Bohrloch, ist die inhärente Schwierigkeit beim Einführen von Werkzeugen in Bohrlöcher mit einem verhältnismäßig hohen Bohrlochkammerdruck, da um die Rohrverbindung eine Vorrichtung zum Beibehalten der Druckdifferentiale zwischen dem Bohrloch in Nähe der Oberfläche und der Atmosphäre vorgesehen werden muss. So besteht ein Bedarf für eine Vorgehensweise, die das praktische Einführen von Werkzeugen in ein Bohrloch auf herkömmliche Weise ermöglicht, wenn das betroffene Bohrloch an oder in Nähe der Oberfläche, wo sich normalerweise die Bohrlochkammer befindet, unter verhältnismäßig hohem Druck steht. Dieser Druck kann mehr als 17,3 MPa betragen. In der Vergangenheit wurden solche Bohrlöcher "gekillt", oder es wurden andere Schritte unternommen, um den hohen Oberflächendruck vorübergehend zu reduzieren, damit Werkzeuge sicher in diesen Bereich des betroffenen Bohrlochs eingeführt werden konnten.
  • Ein weiterer Nachteil des Stands der Technik beruht auf dem Umstand, dass die zur Datenaufnahme und/oder visuellen/akustischen Kontrolle von Bohrlöchern eingesetzten Rohrschlangen ein elektrisches oder ein optoelektrisches Kabel mit festgelegter Größe und der Länge der Rohrschlange aufweisen, die auf einer Haspel aufgespult ist. Solche Kabel enthalten häufig elektrische Kabel zum Versorgen des in der Rohrschlange beinhalteten Werkzeuges oder Geräts mit Strom und/oder enthalten gewisse optische oder Kommunikationsleitungen zum Übertragen von Signalen, die vom Bohrlochwerkzeug oder -gerät erzeugt wurden, an Aufnahme- und Überwachungsgeräte an der Oberfläche. Weiter kann das Kabel elektrische Steuerkabel oder -leiter beinhalten, die zum Aktivieren und Steuern der verschiedenen Funktionen und Komponenten im Bohrlochwerkzeug oder - gerät erforderlich sind. Solche Kabel sind u.U. herkömmliche mehradrige Metallleiterdrähte, die von einer Isolierung umgeben sind oder auch herkömmliche Koaxialkabel. Weiter werden faseroptische Glas- oder Kunststoffleitungen mit verschiedenen Schutzmänteln, die auch Faseroptikkabel genannt werden und hohen Drücken standhalten können, in solchen Bohrlochkabeln eingesetzt. Das Bohrlochkabel ist, ungeachtet der Art oder Kombination der darin befindlichen Leitungen, aus praktischen Gründen permanent in der Rohrschlange installiert, weil die Rohrschlange infolge ihrer Größe und ihres Gewichts häufig im Einsatz nicht entfernt und wieder eingesetzt werden kann. Dadurch bedingt beschränkt sich der Einsatz von Rohrschlangeneinheiten auf Funktionen, die das darin eingebaute elektrische oder optoelektrische Kabel nutzen können oder wenigstens nicht durch es behindert werden. So wäre beispielsweise eine Rohrschlange mit einem darin eingebauten Kabel beim Treating oder Anfördern weniger wirksam oder sogar unbrauchbar, weil die Anwesenheit des Kabels in der Rohrschlange die Leitung zu stark einschränkt. Die Notwendigkeit der Beschaffung und Instandhaltung spezieller Rohrschlangen führt zu einem wirtschaftlichen Nachteil für die Benutzer von Rohrschlangen, insbesondere in geographisch größeren oder abgelegeneren Regionen, wo solche Rohrschlangen mit einem darin eingebauten Kabel nur schwer erhältlich sind. In solchen Fällen müssen Datenaufnahme- und/oder Kontrollarbeiten mehrere Tage oder Wochen im Voraus eingeplant werden, um den Transport der erforderlichen Rohrschlangeneinheit mit dem zutreffenden Kabeleinbau zu ermöglichen.
  • Diese Erfindung sieht eine Vorgehensweise der Beförderung von Bohrlochwerkzeugen mittels einer Rohrschlangeneinheit in ein Bohrloch mit einer Bohrlochkammer vor, wobei das Bohrlochwerkzeug über ein optoelektrisches Kabel mit Oberflächen-Ausrüstungen verbunden ist, bestehend aus den folgenden Schritten:
  • a) Vermitteln einer Rohrschlangeneinheit mit einem Bestand an geschlängeltem Rohr und einer Vorrichtung zum kraftangetriebenen. Einführen und Entfernen der Rohrschlange in das/aus dem Bohrloch.
  • b) Befestigen eines Bohrlochwerkzeugs entweder direkt an der Rohrschlange oder indirekt mit dem Rohr über Verbindungsmittel;
  • c) Vermitteln wenigstens einer festgelegten Länge Kabel mit Vorrichtungen zum Leiten elektrischer oder optischer Signale oder einer Kombination beider;
  • d) Verbinden eines Endes des Kabels mit Ausrüstungen an der Oberfläche und Verbinden des anderen Kabelendes mit dem Bohrlochwerkzeug oder einer Kabelklemme, die elektrisch und/oder optisch mit dem Bohrlochwerkzeug verbunden ist, um eine Funktionsverbindung zwischen dem Bohrlochwerkzeug und der Ausrüstung an der Oberfläche zu vermitteln;
  • e) Flüssigverbinden eines Y-Stücks mit der Bohrlochkammer des Bohrlochs, wobei das Y-Stück eine Abzweigung mit einer Vorrichtung aufweist, die das Kabel in abgedichtetem Zustand aufnimmt und
  • f) Spannen des Kabels mit einer separaten Spannvorrichtung, die sich von der Kabelhaspel unterscheidet, und das gleichzeitige Einführen des Kabels mit der Rohrschlange über das Y-Stück in das Bohrloch, so dass das Kabel unter einer festgelegten Spannung steht, die zum Strammhalten des Kabels ausreicht, jedoch gleichzeitig genug Spielraum gibt, um simultan mit der Rohrschlange laufen zu können.
  • Diese Vorgehensweise umfasst ebenfalls das Vermitteln einer Rohrschlangeneinheit mit einer Länge Rohr und einer Vorrichtung zum Einführen und Entfernen der Rohrschlange in das/aus dem Bohrloch. Die Vorgehensweise umfasst weiterhin ein Bohrlochwerkzeug, das direkt oder indirekt mit Hilfe einer Kabelkopfvorrichtung mit der Rohrschlange verbunden werden kann. Diese Vorgehensweise beinhaltet außerdem die Vermittlung einer festgelegten Länge Kabel mit einer Vorrichtung zum Leiten elektrischer und optischer Signale oder einer Kombination beider. Weiter umfasst diese Vorgehensweise das Anbringen eines Kabelendes an der an der Oberfläche befindlichen Ausrüstung sowie das Verbinden des anderen Kabelendes mit einer Kabelklemme, die in elektrischer und/oder optischer Kommunikation mit dem Bohrlochwerkzeug steht. Diese Vorgehensweise beinhaltet außerdem das Vermitteln und Installieren eines Y-Stücks mit der Bohrlochkammer des Bohrlochs, wobei das Y-Stück eine Abzweigung aufweist, die eine Vorrichtung für die abgedichtete Aufnahme der Rohrschlange umfasst sowie eine zweite Abzweigung, die für die abgedichtete Aufnahme des Kabels ausgeführt ist. Letzten Endes beinhaltet diese Vorgehensweise eine Vorrichtung zum angemessenen Spannen des Kabels, während das Kabel simultan mit der Rohrschlange durch die jeweiligen Abzweigungen des Y-Stücks in das oder aus dem Bohrloch bewegt werden kann.
  • Kurzbeschreibung der Zeichnungen
  • Fig. 1 der Zeichnungen ist ein vereinfachter Teilaufriss, aus dem die Ausrüstungen an der Oberfläche und im Bohrloch sowie die Funktionsanordnung hervorgehen und wobei die Rohrschlangeneinheit zum Durchführen der Vorgehensweise nach dieser Erfindung genutzt wird.
  • Fig. 2 zeigt eine Frontansicht einer stellvertretenden Oberflächen-"Stack"- Ausrüstung, die an der Bohrlochkammer installiert ist und zum Durchführen der Vorgehensweise nach dieser Erfindung geeignet ist.
  • Fig. 3 ist ein detaillierterer Querschnitt eines Teils der Rohrschlange und der damit verbundenen "zusammengesetzten" Bohrloch-Ausrüstung, die zum Durchführen der Vorgehensweise nach dieser Erfindung geeignet ist.
  • Nähere Beschreibung der bevorzugten Vorgehensweise
  • Fig. 1 stellt eine Rohrschlangeneinheit 1 mit einer Rohrschlange 2 schematisch dar, die eine festgelegte Größe und Länge geschlängelten Rohrs 4 aufweist, das um die Einheit gewickelt ist, wobei die Form der Rohrschlangeneinheit dem Fachmann einschlägig bekannt ist. Das Rohr 4 wird als durch die Rohreinführung 6 in das Bohrloch eingeführt abgebildet, deren Funktion dem Fachmann gleichermaßen bekannt ist. Die Rohreinführung wird als mit dem Bohrlochschieber (BOP) 8 verbunden dargestellt, der vorzugsweise speziell Dir den Rohrschlangeneinsatz vorgesehen wird. Ein geeigneter BOP 8 wird zum Durchführen dieser Vorgehensweise von Texas Oil Tools in verschiedenen Modellen angeboten. Das Rohr 4 läuft dann vertikal durch den BOP 8 sowie eine herkömmliche Bohrlochkammer. 16. Fig. 2 zeigt einen Ausrüstungs-"Stack" mit einem zweiten BOP 9, in den Blind- und Schnittstößel eingebaut sind, wobei die. Baugruppe auf der Bohrlochkammer 16 und ein Haspeldistanzstück 15 zwischen dem BOP 9 und dem Y- Stück eingebaut ist. Beide Oberflächen-Ausrüstungs-"Stacks" in Fig. 1 und 2 sind zum Durchführen dieser offenbarten Vorgehensweise geeignet. Weiter kann die Bohrlochkammer 16 oder der Stack selbst eine Vielzahl von Bauteilen aufweisen, einschließlich Öler und Ventile, die nicht schematisch abgebildet wurden, die die Funktion der offenbarten Vorgehensweise jedoch nicht behindern, wenn sie korrekt eingebaut sind.
  • Mit Bezug auf die beiden Fig. 1 und 2 weist das Y-Stück 10 einen herkömmlichen hydraulischen Packoff oder Fettkopf 13 auf, der als Kabeldichtung dient, die besonders für die Aufnahme und das Durchschleusen einer bestimmten Länge elektrischen, optischen oder optoelektrischen Kabels 15 geeignet ist, während sie gleichzeitig alle herrschenden Druckdifferentiale an oder in Nähe der Oberfläche des Bohrlochs beibehält. Zwischen der Dichtung 13 und dem Teil 11 ist ein Ventil 12 eingebaut, das dem Abdichten um das Kabel dient, wenn sich dieses im Stillstand befindet, um die über dem Ventil befindlichen Ausrüstungen zu warten. Ein solches Y-Stück 10, das sich besonders zum Durchführen der Vorgehensweise dieser Erfindung eignet, ist ein von oben eingeführtes Sub, das in der US-Patentschrift 5,284,210 - Helms u.a. beschrieben und im Handel von Speciality Tools angeboten wird. Es wird empfohlen, dass alle internen Oberflächen, mit denen das Kabel in Berührung kommen könnte, durch Schleifen und/oder Polieren geglättet werden, so dass das Kabel 14 beim Lauf durch das Y-Stück nicht zu stark abgerieben wird.
  • Wie schon erwähnt kennt der Fachmann viele Fettköpfe oder Dichtungen 13, die ohne weiteres an das Y-Stück 10 angeschlossen werden können und die im Handel von Firmen wie beispielsweise Bowen oder Hydrolex angeboten werden.
  • Ebenso gibt es viele geeignete Ventile 12, die dem Fachmann bekannt sind und die sich ohne weiteres an die Dichtung 13 und das Winkelstück 11 des Y-Stücks 10 anpassen lassen und die im Handel von Firmen wie beispielsweise Bowen oder Hydrolex angeboten werden.
  • In Fig. 1 werden die Bohrlochkammer 14, die Rohrschlange 4 und das Kabel 4 abgebildet, wobei Rohrschlange und Kabel durch die Bohrlochkammer 16 in das Bohrloch oder dessen Verrohrung 18 eingeführt werden. Obwohl das Bohrloch 18 als gekrümmt abgebildet wird, kann es gleichermaßen vertikal oder horizontal verlaufen oder eine Konfiguration oder Orientierung aufweisen, die das Einführen der Rohrschlange und des Kabels ermöglichen. Obwohl die Funktionsanordnung vereinfacht dargestellt wird, werden die normalerweise beim Durchführen dieser Vorgehensweise erforderlichen Komponenten abgebildet. Zu den abgebildeten Komponenten zählt der Kabelendverschluss 20, der am freien Ende der Rohrschlange 4 entfernbar montiert ist und vorzugsweise einen Kabelanschluss oder eine Seitenklemme 21 aufweist, die das Anschließen von mindestens einem elektrischen, optischen oder optoelektrischen Kabel 14 unmittelbar an ein bestimmtes Bohrlochwerkzeug oder -gerät 22 ermöglicht. Alternativ wird das Kabel 14 an passende Klemmen oder Anschlüsse angeschlossen, die an ein bestimmtes Bohrlochwerkzeug oder -gerät 22 gehen. Zu solchen Bohrlochwerkzeugen oder -geräten zählen Datenaufnahmegeräte, die zum Übertragen von Echtzeitvideobildern, visuellen, akustischen Datenaufnahme- und/oder Kontrollwerkzeugen und -geräten über eine Rohrschlange geeignet sind. Unabhängig von dem ausgewählte spezifischen Werkzeug oder Gerät ist es vorzuziehen, das Bohrlochwerkzeug entfernbar am Kabelendverschluss 20 zu montieren oder, wo dies praktisch erscheint, an der Rohrschlange 4.
  • Das elektropotische, optoelektrische oder elektrische Kabel 14 hat u.U. nur einen Draht oder einen Draht einer Ader, oder es kann sich aus mehrfachen Adern zusammensetzen; weiter kann es aus einem oder mehreren Koaxialkabeln, Faseroptikkabeln aus Glas oder Kunststoff bestehen, oder es kann sich aus mehreren Leitungen unterschiedlicher Kombination zusammensetzen, die zum Betätigen und Vermitteln von Informationen zum Bohrlochwerkzeug 22 erforderlich sind. Vorzugsweise ist das Kabel 14 mit einer Hülle zum Schutz der verschiedenen Leitungen versehen, aus denen es sich zusammensetzt. Ein stellvertretendes Bohrloch-Videogerät zur Datenaufnahme in einem Bohrloch mit einem optoelektrischen Kabel wird im US-Patent 5,505,944 - Riordan der Westech Geophysical, Inc., Ventura, Kalifornien offenbart. Weiter ist ein beliebiges Datenaufnahmekabel für Bohrlöcher zum Durchführen dieser Erfindung geeignet.
  • Ein vorzugsweise an der Seite des Kabelendverschlusses 20 (siehe Fig. 1) ausgeführter Kabelanschlussschlitz 21 dient als geeigneter Anschluss oder Eingangspunkt zum Anbringen oder Verlegen des Kabels zum Herstellen irgendwelcher elektrischer und/oder optischer Verbindungen, die zwischen dem Kabel und dem Bohrlochwerkzeug zum Übertragen, Steuern oder Befehlen erforderlich sind.
  • Der Fachmann erkennt, dass der Kabelendverschluss 20 im weitesten Sinne viele bekannte Komponenten beinhalten kann, wie z.B. Subs, Ventile und Trennklemmen, die zum Einführen und Betreiben eines Bohrlochwerkzeugs durch eine Rohrschlange erforderlich oder wünschenswert sind.
  • Die Kabelendverschlussgruppe im Bohrloch, die in Fig. 3 abgebildet ist, wird der Reihenfolge nach erörtert, beginnend mit der Rohrschlange 4 bis zum freien Ende, wo das ausgewählte Bohrlochwerkzeug 22 (keine Abbildung in Fig. 3) montiert würde. Die Rohrschlange 4 wird mit dem Rohrschlangenanschluss 210 verbunden, der mit einem Rückschlagventil 212 verbunden ist. Dieses Ventil ist mit der Trennvorrichtung 214 verbunden. Diese ist mit einem oberen Sub 216 verbunden, das vorzugsweise mehrere Umlauföffnungen 218 sowie einen Kabelschlitz oder Seitenanschluss 21 aufweist, in dem das Kabel 14 aufgenommen wird. Mit dem oberen Sub 216 ist ein mittleres Sub 220 verbunden, das das Kabel 14 ebenfalls in seinem Inneren aufnimmt. Mit dem mittleren Sub 220 ist ein Spalthülsen-Aufnahmesub 222 verbunden, das eine Vorrichtung 228 zum Festklemmen des Kabels an der Rohrschlange mit Hilfe von Spalthalterungen 225 und anderen, damit verbundenen Komponenten vorsieht. Löcher 226 nehmen Maschinenschrauben auf, die das Drehen der internen Teile der Aufnahmesubs verhindern. Mit der Aufnahmesub 222 ist ein Standard-Kabelendverschluss 228 verbunden, der weiter das Kabel 14 oder die elektrischen und/oder optoelektrischen Leiter des Kabels aufnimmt. Der Kabelendverschluss 228 ist mit einer drehbaren Kontaktsub 230 verbunden, die mit dem ausgewählten Bohrlochwerkzeug verbunden ist. Das drehbare Kontaktsub 230 vermittelt Vorrichtungen zum Aufrechterhalten einer Kommunikationsverbindung mit dem ausgewählten Bohrlochwerkzeug und den Leitungen oder Adern des Kabels 14. Die verschiedenen, in der oben erläuterten Anordnung abgebildeten und erörterten Subs und Kabelendverschlüsse sind dem Fachmann bekannt und im Handel erhältlich. Der Fachmann erkennt weiter, dass die Anordnung in Fig. 3 als Beispiel dient und dass Komponenten zu dieser Anordnung hinzugefügt und davon entfernt werden können sowie dass, je nach Bedarf, Modifikationen an der Anordnung vorgenommen werden können.
  • Jetzt wenden wir uns wieder der Fig. 1 und dem Teil des Kabels 14 zu, das sich an der Oberfläche befindet und noch nicht in das Bohrloch 18 eingeführt oder bereits daraus entfernt wurde. Das Kabel 14 wird auf der Haspel 26, die sich in einem Datenaufnahmefahrzeug, auf einem Anhänger oder einem Kufengestell 28 befindet, ab- und aufgespult sowie gelagert. Vorzugsweise umfasst das Fahrzeug 28 die erforderlichen Ausrüstungen 32 zum Steuern und Regeln eines bestimmten Bohrlochwerkzeuges 22 sowie um die Kommunikation zum Überwachen, Darstellen und Aufzeichnen der vom spezifischen Werkzeug 22 während dessen Einsatz im Bohrloch 18 erzeugten Daten zu vermitteln. Das Kabel 14 ist mittels dem Fachmann bekannter Vorrichtungen mit der Ausrüstung 32 verbunden. Das Fahrzeug 28 beinhaltet ebenfalls die Kommunikations- /Steuerverbindungen zu solchen Ausrüstungsgegenständen, die eventuell abgelegen installiert sind. Vorzugsweise ist das Datenaufnahmefahrzeug 28 mit einem Tiefenmessgerät 30 zum Vermitteln der Angabe, welche Länge Kabel 14 in das Bohrloch 18 eingeschleust wurde, ausgerüstet. Das Messgerät 30 kann, je nach Bedarf, gleichfalls Informationen über die Rate vermitteln, mit der das Kabel 14 in das/aus dem Bohrloch 18 eingeführt/herausgezogen wird. Das Kabel wird mit einer für das Straffhalten des Kabels angemessenen Spannung straff gehalten, wobei es jedoch genug Spiel erhält, um sich mit der Rohrschlange über die Haspel 26 oder damit verbundene Ausrüstungsgegenstände ab- /aufwickeln zu lassen. Vorzugsweise wird das Kabel 14 auf Seilscheiben 24 geführt, die mit stationären Ständern, wie sie an der Bohrstelle zur Verfügung stehen, permanent verbunden sind, um eine Vorrichtung zum Führen und Regeln des Durchhangs zu bilden, der sich eventuell entwickelt, während das Kabel in das/aus dem Bohrloch eingeführt/herausgezogen wird.
  • Vorzugsweise umfasst die Vorgehensweise der offenbarten Erfindung das Fördern eines Bohrlochwerkzeugs oder -geräts 22 in das Bohrloch 18, das eine Bohrlochkammer 16 aufweist, wobei die Förderung über eine Rohrschlangeneinheit 1 mit einer Rohrschlange 4 und über eine Haspel 2 erfolgt. Weiter umfasst diese Methode eine Rohrschlange 4 mit ausreichendem Durchmesser und ausreichender Länge für das in das Bohrloch einzuführende System. Sie umfasst weiterhin einen Einführungskopf 6 mit ausreichendem Durchmesser, der das Einführen und Herausziehen der Rohrschlange 4 in das/aus dem Bohrloch 18 ermöglicht. Es wird ein Y-Stück 10 vorgesehen, das groß genug zum Einführen/Herausziehen der ausgewählten Rohrschlange 4 ist, wobei das Y-Stück 10 zwischen der Rohreinführung 6 und der Bohrlochkammer positioniert ist und einen Öler sowie andere Ausrüstungsgegenstände aufweisen kann, die dem. Fachmann bekannt sind. Vorzugsweise wird der BOP 8 zwischen beiden Gegenständen montiert und steht in Flüssigkeitskontakt mit dem Y-Stück sowie der Rohreinführung, wobei der BOP 8 jedoch ebenfalls in anderen Lagen eingebaut werden kann, und/oder ein zweiter BOP 9 kann zwischen der Bohrlochkammer 16 und dem Y-Stück eingebaut werden. Das vorgesehene Y-Stück ist in Abmessung und Konfiguration zur Aufnahme einer Führung und Vorrichtung zum Abdichten der Außenseite von mindestens einem Kabel 14 ausgeführt, das optoelektrische, elektrische, optische oder eine Kombination dieser Leitungen aufweist, während dieses Kabel mit einer Rohrschlange, aber extern davon, in das/aus dem Bohrloch eingeführt/herausgezogen wird. Die bevorzugte Vorgehensweise beinhaltet weiter das Beibehalten einer angemessenen Spannung des Kabels mit Hilfe von optionellen Riemenscheiben 24 und einer kraftangetriebenen Kabelhaspel 26, die auf einem Fahrzeug, Anhänger oder Kufengestell 28 angeordnet ist, während das Y-Stück mit der Dichtung 13 alle Druckdifferentiale aufrecht erhält, die eventuell zwischen der Atmosphäre und dem Bohrloch an oder in der Nähe der Oberfläche bestehen, wenn Werkzeuge in das/aus dem Bohrloch eingeführt/herausgezogen werden. Weiter umfasst diese Vorgehensweise das Vorsehen und Einbauen eines bestimmten Werkzeugs 22 sowie vorzugsweise eines Kabelendverschlusses 20 in der Form eines Einzelteils oder einer Reihe bestimmter Bauteile am freien Ende der Rohrschlange sowie das Anbringen des anderen Kabelendes an oder in einem Kabelendverschluss, wobei ein Verbindungsglied oder eine Öffnung 21 an der Seite des Kabelendverschlusses vorgesehen wird, das/die in elektrischem und/oder optischem Kontakt mit dem festgelegten Werkzeug 22 steht, das vorher am Kabelendverschluss befestigt wurde. Vorzugsweise umfasst das freie Ende der Rohrschlange 4 einen Anschluss, ein Rückschlagventil, ein Trennteil, ein oberes Sub, das über eine Öffnung oder einen seitlichen Anschluss das Kabel 14 in seinem Inneren aufnimmt, ein mittleres Sub, ein Spalthüllen-Aufnahmesub, einen Kabelendverschluss und ein drehbares Kontaktsub, das für das entfernbare Montieren eines ausgewählten Bohrlochwerkzeugs 22 ausgeführt ist und eine Vorrichtung zum Anschließen aller Adern des Kabels 14 vorsieht, egal ob diese Adern dem Leiten elektrischer, optischer oder beider Arten von Signalen dienen. Das ausgewählte Bohrlochwerkzeug wird dann mit dem drehbaren Kontaktsub verbunden. Gleichermaßen kann das Bohrlochwerkzeug 22, wenn eine spezifische Funktion mit Hilfe dieser Vorgehensweise durchgeführt werden soll, mit einem integrierten Kabelendverschluss 20 ausgerüstet werden, der einen integrierten Anschluss 21 zur Aufnahme des Kabels 14 vorsieht und eine Kommunikationsverbindung mit dem Bohrlochwerkzeug 22 bietet.
  • Die oben offenbarte Vorgehensweise macht es technisch möglich und wirtschaftlich tragbar, ein bestimmtes Bohrlochwerkzeug mit handelsüblichen Rohrschlangeneinheiten in ein unter Druck stehendes Bohrloch einzuführen, wobei keine Kabel in dem Rohr vorhanden sind, durch die Nützlichkeit der Leitung für andere Arbeiten beschränkt oder sogar verhindert würde.

Claims (11)

1. Eine Vorgehensweise zum Einführen eines Bohrlochwerkzeugs (22) mittels einer Rohrschlangeneinheit (1) in ein Bohrloch (18), das eine Bohrlochkammer (16) aufweist, wobei das Bohrlochwerkzeug zur Datenübertragung mit Ausrüstungsgegenständen an der Oberfläche mit Hilfe eines optoelektrischen Kabels (14) verbunden werden soll, bestehend aus den folgenden Schritten:
a) Vermitteln einer Rohrschlangeneinheit (1) mit einem Bestand an geschlängeltem Rohr (4) und einer Vorrichtung (6) zum kraftangetriebenen Einführen und Entfernen der Rohrschlange in das/aus dem Bohrloch.
b) Befestigen eines Bohrlochwerkzeugs (22) entweder direkt an der Rohrschlange oder indirekt mit dem Rohr (4) über Verbindungsmittel (20);
c) Vermitteln wenigstens einer festgelegten Länge Kabels (14) mit Vorrichtungen zum Leiten elektrischer oder optischer Signale oder einer Kombination beider;
d) Verbinden eines Endes des Kabels mit Ausrüstungen an der Oberfläche (32) und Verbinden des anderen Kabelendes mit dem Bohrlochwerkzeug (22) oder einer Kabelklemme, die elektrisch und/oder optisch mit dem Bohrlochwerkzeug verbunden ist, um eine Funktionsverbindung zwischen dem Bohrlochwerkzeug und der Ausrüstung an der Oberfläche zu vermitteln;
e) Flüssigverbinden eines Y-Stücks (10) mit der Bohrlochkammer (16) des Bohrlochs, wobei das Y-Stück eine Abzweigung mit einer Vorrichtung, die die Rohrschlange in abgedichtetem Zustand aufnimmt und eine zweite Abzweigung (11) mit einer Vorrichtung (13) aufweist, die der abgedichteten Aufnahme des Kabels dient und
f) Spannen des Kabels mit einer separaten Spannvorrichtung (24), die sich von der Kabelhaspel unterscheidet, während das Kabel gleichzeitig mit der Rohrschlange über das Y-Stück (10) in das/aus dem Bohrloch eingeführt/herausgezogen wird, so dass das Kabel unter einer festgelegten Spannung steht, die zum Strammhalten des Kabels ausreicht, jedoch gleichzeitig genügend Spielraum bietet, um simultan mit der Rohrschlange laufen zu können.
2. Eine Vorgehensweise nach Anspruch 1, bei der das Bohrlochwerkzeug (22) ein Datenaufnahmegerät für Bohrlöcher darstellt.
3. Eine Vorgehensweise nach einem der Ansprüche 1 oder 2, bei der mindestens ein Bohrlochschieber (8) inline zwischen den Vorrichtungen zum Einführen und Herausziehen (6) der Rohrschlange und der Bohrlochkammer (16) vorgesehen ist.
4. Eine Vorgehensweise nach einem der Ansprüche 1 oder 2, bei der das Bohrlochwerkzeug (22) eine Videokamera umfasst, die zusammen mit den Ausrüstungen an der Oberfläche zum Vermitteln von Videobildern des Bohrlochs in Echtzeit ausgeführt ist.
5. Eine Vorgehensweise nach den Ansprüchen 1, 2, 3 oder 4, bei der das Kabel (14) extern von der Rohrschlange (4) bleibt.
6. Eine Vorgehensweise nach einem der Ansprüche 1 bis 5, bei der das Bohrloch (18) aus der Vertikalen, der Horizontalen oder einer Kombination beider gekrümmt ist.
7. Eine Vorgehensweise nach einem der Ansprüche 1 bis 6, bei der die Ausrüstung an der Oberfläche (32), mit der das Bohrlochwerkzeug mittels des Kabels (14) verbunden ist, auf einem Fahrzeug (28), einem Kufengestell, einer Bühne oder einer Kombination beider oder aller montiert ist.
8. Eine Vorgehensweise nach einem der Ansprüche 1 bis 7, bei der die Kabelspannvorrichtung (24) eine Kabelmenge auf einer Haspel mit Kraftantrieb (26), eine Spannvorrichtung zum Spannen des Kabels (24) beim gleichzeitigen Einführen/Herausziehen der Rohrschlange und des Kabels in das/aus dem Bohrloch und eine Vorrichtung (30) zum Messen der in das Bohrloch eingeführten Kabellänge umfasst.
9. Eine Vorgehensweise nach einem der Ansprüche 1 bis 8, bei der eine Fettdichtung (13) und ein Ventil (12) am Y-Stück (10) vorgesehen werden, die das Kabel abgedichtet durch das Y-Stück gleiten lassen.
10. Eine Vorgehensweise nach einem der Ansprüche 1 bis 9, weiter bestehend aus einem entfernbaren Kabelendverschluss (20) zwischen der Rohrschlange (4) und dem Bohrlochwerkzeug (22), wobei der Kabelendverschluss einen Kabelanschluss aufweist, an dem das Kabel entfernbar befestigt wird, um eine Kommunikationsverbindung mit dem Bohrlochwerkzeug herzustellen.
11. Eine Vorgehensweise nach einem der Ansprüche 1 bis 10, weiter bestehend aus der Installation mindestens einer der folgenden Komponenten zwischen einem Ende der Rohrschlange (4) und dem Bohrlochwerkzeug (22), wobei diese Bauteile miteinander verbunden werden können, um eine Vorrichtung zum Befestigen des Bohrlochwerkzeuges an der Rohrschlange sowie eine Vorrichtung zum Herstellen einer Kommunikationsverbindung zwischen dem Kabel und dem Bohrlochwerkzeug herzustellen. Bei den erwähnten Bauteilen handelt es sich um folgende: einen entfernbaren Rohranschluss, ein entfernbares Rohr-Rückschlagventil, ein entfernbares oberes Sub mit, einem Zugangsschlitz für die Aufnahme eines Teils des Kabels, ein entfernbares mittleres Sub, ein entfernbares Spalthülsen-Aufnahmesub, einen entfernbaren Kabelendverschluss oder ein drehbares Kontaktsub mit einer Vorrichtung zum Vermitteln einer Kommunikations-, Steuer- und Befehlsverbindung zwischen dem Kabel und dem Bohrlochwerkzeug.
DE69523500T 1994-03-22 1995-03-22 Einfahrwerkzeuge im Bohrloch mit gewickeltem Rohrstang Expired - Fee Related DE69523500T2 (de)

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
US08/215,993 US5435395A (en) 1994-03-22 1994-03-22 Method for running downhole tools and devices with coiled tubing

Publications (2)

Publication Number Publication Date
DE69523500D1 DE69523500D1 (de) 2001-12-06
DE69523500T2 true DE69523500T2 (de) 2002-05-16

Family

ID=22805226

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
DE69523500T Expired - Fee Related DE69523500T2 (de) 1994-03-22 1995-03-22 Einfahrwerkzeuge im Bohrloch mit gewickeltem Rohrstang

Country Status (5)

Country Link
US (1) US5435395A (de)
EP (1) EP0674094B1 (de)
CA (1) CA2145130C (de)
DE (1) DE69523500T2 (de)
NO (1) NO951085L (de)

Families Citing this family (201)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
WO1997035093A1 (en) * 1996-03-19 1997-09-25 Bj Services Company, Usa Method and apparatus using coiled-in-coiled tubing
EP1233143B1 (de) 1995-07-25 2006-10-11 Nowsco Well Service, Inc. Gewickelter Rohrstrang
US5590715A (en) * 1995-09-12 1997-01-07 Amerman; Thomas R. Underground heat exchange system
US6041862A (en) * 1995-09-12 2000-03-28 Amerman; Thomas R. Ground heat exchange system
US6276438B1 (en) 1995-09-12 2001-08-21 Thomas R. Amerman Energy systems
US7017650B2 (en) * 1995-09-12 2006-03-28 Enlink Geoenergy Services, Inc. Earth loop energy systems
US6672371B1 (en) 1995-09-12 2004-01-06 Enlink Geoenergy Services, Inc. Earth heat exchange system
US6585036B2 (en) 1995-09-12 2003-07-01 Enlink Geoenergy Services, Inc. Energy systems
US6860320B2 (en) 1995-09-12 2005-03-01 Enlink Geoenergy Services, Inc. Bottom member and heat loops
US6250371B1 (en) 1995-09-12 2001-06-26 Enlink Geoenergy Services, Inc. Energy transfer systems
US5794703A (en) * 1996-07-03 1998-08-18 Ctes, L.C. Wellbore tractor and method of moving an item through a wellbore
GB9614761D0 (en) 1996-07-13 1996-09-04 Schlumberger Ltd Downhole tool and method
US5979881A (en) * 1996-07-31 1999-11-09 Kendall, Jr.; Clarence E. Apparatus for manufacturing an insulated conductor in metal tubing
US6378627B1 (en) 1996-09-23 2002-04-30 Intelligent Inspection Corporation Autonomous downhole oilfield tool
US6204445B1 (en) * 1997-02-06 2001-03-20 Commscope Properties, Llc Aerially installed communications cable
US6439618B1 (en) 1998-05-04 2002-08-27 Weatherford/Lamb, Inc. Coiled tubing connector
AU761606B2 (en) * 1998-09-25 2003-06-05 Errol A. Sonnier System, apparatus, and method for installing control lines in a well
US6745845B2 (en) 1998-11-16 2004-06-08 Shell Oil Company Isolation of subterranean zones
GB2384502B (en) 1998-11-16 2004-10-13 Shell Oil Co Coupling an expandable tubular member to a preexisting structure
US6634431B2 (en) 1998-11-16 2003-10-21 Robert Lance Cook Isolation of subterranean zones
US6557640B1 (en) 1998-12-07 2003-05-06 Shell Oil Company Lubrication and self-cleaning system for expansion mandrel
US6640903B1 (en) 1998-12-07 2003-11-04 Shell Oil Company Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore
US7121352B2 (en) 1998-11-16 2006-10-17 Enventure Global Technology Isolation of subterranean zones
US6823937B1 (en) 1998-12-07 2004-11-30 Shell Oil Company Wellhead
US7357188B1 (en) 1998-12-07 2008-04-15 Shell Oil Company Mono-diameter wellbore casing
US7603758B2 (en) 1998-12-07 2009-10-20 Shell Oil Company Method of coupling a tubular member
US6575240B1 (en) 1998-12-07 2003-06-10 Shell Oil Company System and method for driving pipe
US6712154B2 (en) 1998-11-16 2004-03-30 Enventure Global Technology Isolation of subterranean zones
WO2003004819A2 (en) 2001-07-06 2003-01-16 Enventure Global Technology Liner hanger
US7231985B2 (en) 1998-11-16 2007-06-19 Shell Oil Company Radial expansion of tubular members
GB2344606B (en) * 1998-12-07 2003-08-13 Shell Int Research Forming a wellbore casing by expansion of a tubular member
US7363984B2 (en) 1998-12-07 2008-04-29 Enventure Global Technology, Llc System for radially expanding a tubular member
US7552776B2 (en) 1998-12-07 2009-06-30 Enventure Global Technology, Llc Anchor hangers
US7195064B2 (en) 1998-12-07 2007-03-27 Enventure Global Technology Mono-diameter wellbore casing
US7185710B2 (en) 1998-12-07 2007-03-06 Enventure Global Technology Mono-diameter wellbore casing
AU3792000A (en) 1998-12-07 2000-12-21 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Lubrication and self-cleaning system for expansion mandrel
US6725919B2 (en) 1998-12-07 2004-04-27 Shell Oil Company Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore
GB9827395D0 (en) * 1998-12-11 1999-02-03 Ptarmigan Scotland Limited Control line protector
US6148925A (en) * 1999-02-12 2000-11-21 Moore; Boyd B. Method of making a conductive downhole wire line system
AU770359B2 (en) 1999-02-26 2004-02-19 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Liner hanger
US7055608B2 (en) 1999-03-11 2006-06-06 Shell Oil Company Forming a wellbore casing while simultaneously drilling a wellbore
CA2306656C (en) 1999-04-26 2006-06-06 Shell Internationale Research Maatschappij B.V. Expandable connector for borehole tubes
US7350563B2 (en) 1999-07-09 2008-04-01 Enventure Global Technology, L.L.C. System for lining a wellbore casing
US6712150B1 (en) 1999-09-10 2004-03-30 Bj Services Company Partial coil-in-coil tubing
US6640897B1 (en) 1999-09-10 2003-11-04 Bj Services Company Method and apparatus for through tubing gravel packing, cleaning and lifting
GB2374622B (en) 1999-11-01 2003-12-10 Shell Oil Co Wellbore casing repair
EG22306A (en) 1999-11-15 2002-12-31 Shell Int Research Expanding a tubular element in a wellbore
US7234531B2 (en) 1999-12-03 2007-06-26 Enventure Global Technology, Llc Mono-diameter wellbore casing
US6367557B1 (en) 2000-06-22 2002-04-09 Halliburton Energy Services, Inc. Tapered connector for a tubing string
US7100684B2 (en) 2000-07-28 2006-09-05 Enventure Global Technology Liner hanger with standoffs
CA2466685C (en) 2000-09-18 2010-11-23 Shell Oil Company Liner hanger with sliding sleeve valve
CA2419806A1 (en) 2000-10-02 2002-04-11 Robert Lance Cook Method and apparatus for casing expansion
US7100685B2 (en) 2000-10-02 2006-09-05 Enventure Global Technology Mono-diameter wellbore casing
US6655453B2 (en) * 2000-11-30 2003-12-02 Xl Technology Ltd Telemetering system
CA2428819A1 (en) 2001-01-03 2002-07-11 Enventure Global Technology Mono-diameter wellbore casing
US7410000B2 (en) 2001-01-17 2008-08-12 Enventure Global Technology, Llc. Mono-diameter wellbore casing
US6520262B2 (en) * 2001-01-26 2003-02-18 Cooper Cameron Corporation Riser connector for a wellhead assembly and method for conducting offshore well operations using the same
US6561278B2 (en) * 2001-02-20 2003-05-13 Henry L. Restarick Methods and apparatus for interconnecting well tool assemblies in continuous tubing strings
GB2395506B (en) 2001-07-06 2006-01-18 Eventure Global Technology Liner hanger
US7258168B2 (en) 2001-07-27 2007-08-21 Enventure Global Technology L.L.C. Liner hanger with slip joint sealing members and method of use
WO2003042486A2 (en) 2001-11-12 2003-05-22 Enventure Global Technology Collapsible expansion cone
US7775290B2 (en) 2003-04-17 2010-08-17 Enventure Global Technology, Llc Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member
WO2004081346A2 (en) 2003-03-11 2004-09-23 Enventure Global Technology Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member
CA2459910C (en) 2001-09-07 2010-04-13 Enventure Global Technology Adjustable expansion cone assembly
GB2401893B (en) 2001-12-27 2005-07-13 Enventure Global Technology Seal receptacle using expandable liner hanger
WO2004018823A2 (en) 2002-08-23 2004-03-04 Enventure Global Technology Interposed joint sealing layer method of forming a wellbore casing
WO2003062589A1 (en) 2002-01-17 2003-07-31 Presssol Ltd. Two string drilling system
WO2003062590A1 (en) * 2002-01-22 2003-07-31 Presssol Ltd. Two string drilling system using coil tubing
ATE417993T1 (de) 2002-02-15 2009-01-15 Enventure Global Technology Bohrlochfutterrohr mit einem einzigen durchmesser
EP1501644B1 (de) 2002-04-12 2010-11-10 Enventure Global Technology Schutzhülse für gewindeverbindungen für ausdehnbare liner-hänger
CA2482278A1 (en) 2002-04-15 2003-10-30 Enventure Global Technology Protective sleeve for threaded connections for expandable liner hanger
US6834722B2 (en) 2002-05-01 2004-12-28 Bj Services Company Cyclic check valve for coiled tubing
WO2003102365A1 (en) 2002-05-29 2003-12-11 Eventure Global Technology System for radially expanding a tubular member
US7398832B2 (en) 2002-06-10 2008-07-15 Enventure Global Technology, Llc Mono-diameter wellbore casing
US6655454B1 (en) 2002-06-20 2003-12-02 Danny Joe Floyd Check enhancer for injecting fluids into a well
CA2508254C (en) 2002-07-19 2010-07-27 Presssol Ltd. Reverse circulation clean out system for low pressure gas wells
AU2003260210A1 (en) * 2002-08-21 2004-03-11 Presssol Ltd. Reverse circulation directional and horizontal drilling using concentric coil tubing
AU2003258274A1 (en) 2002-08-23 2004-03-11 Enventure Global Technology Magnetic impulse applied sleeve method of forming a wellbore casing
CA2636896A1 (en) * 2002-08-30 2004-02-29 Schlumberger Canada Limited Optical fiber conveyance, telemetry, and/or actuation
EP1552271A1 (de) 2002-09-20 2005-07-13 Enventure Global Technology Röhrenformbarkeitsbewertung für erweiterbare tubulare
AU2003263859A1 (en) 2002-09-20 2004-04-08 Enventure Global Technology Protective sleeve for expandable tubulars
MXPA05003116A (es) 2002-09-20 2005-08-03 Eventure Global Technology Tapon inferior para formar un revestimiento de pozo de un solo diametro.
US7571774B2 (en) 2002-09-20 2009-08-11 Eventure Global Technology Self-lubricating expansion mandrel for expandable tubular
US7886831B2 (en) 2003-01-22 2011-02-15 Enventure Global Technology, L.L.C. Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member
WO2004076798A2 (en) 2003-02-26 2004-09-10 Enventure Global Technology Apparatus for radially expanding and plastically deforming a tubular member
GB2415215B (en) 2003-01-27 2007-05-23 Enventure Global Technology Lubrication system for radially expanding tubular members
US6971447B2 (en) * 2003-02-04 2005-12-06 Halliburton Energy Services, Inc. Vent screen pressure deployment tool and method of use
US7503397B2 (en) 2004-07-30 2009-03-17 Weatherford/Lamb, Inc. Apparatus and methods of setting and retrieving casing with drilling latch and bottom hole assembly
US20050166387A1 (en) 2003-06-13 2005-08-04 Cook Robert L. Method and apparatus for forming a mono-diameter wellbore casing
US6955219B2 (en) * 2003-07-03 2005-10-18 Enlink Geoenergy Services, Inc. Earth loop installation with sonic drilling
US7418128B2 (en) * 2003-07-31 2008-08-26 Microsoft Corporation Elastic distortions for automatic generation of labeled data
US7712522B2 (en) 2003-09-05 2010-05-11 Enventure Global Technology, Llc Expansion cone and system
US7343983B2 (en) * 2004-02-11 2008-03-18 Presssol Ltd. Method and apparatus for isolating and testing zones during reverse circulation drilling
CA2496956C (en) * 2004-02-12 2009-03-10 Presssol Ltd. Reverse circulation drilling blowout preventor
US7114563B2 (en) * 2004-04-16 2006-10-03 Rose Lawrence C Tubing or drill pipe conveyed downhole tool system with releasable wireline cable head
CA2507105A1 (en) * 2004-05-13 2005-11-13 Pressol Ltd. Casing degasser tool
US7290606B2 (en) * 2004-07-30 2007-11-06 Baker Hughes Incorporated Inflow control device with passive shut-off feature
WO2006015277A1 (en) 2004-07-30 2006-02-09 Baker Hughes Incorporated Downhole inflow control device with shut-off feature
CA2577083A1 (en) 2004-08-13 2006-02-23 Mark Shuster Tubular member expansion apparatus
US7397976B2 (en) * 2005-01-25 2008-07-08 Vetco Gray Controls Limited Fiber optic sensor and sensing system for hydrocarbon flow
US7306044B2 (en) 2005-03-02 2007-12-11 Halliburton Energy Services, Inc. Method and system for lining tubulars
CA2501463A1 (en) * 2005-03-17 2006-09-17 Frac Source Inc. Support apparatus for a lubricator in a coiled tubing operation
US20070000670A1 (en) * 2005-03-31 2007-01-04 Moore John D Method and apparatus for installing strings of coiled tubing
CA2615543C (en) * 2005-07-19 2014-06-17 Tesco Corporation Wireline entry sub
CA2529921C (en) 2005-12-13 2012-06-05 Foremost Industries Inc. Coiled tubing injector system
US7510017B2 (en) * 2006-11-09 2009-03-31 Halliburton Energy Services, Inc. Sealing and communicating in wells
US7597142B2 (en) 2006-12-18 2009-10-06 Schlumberger Technology Corporation System and method for sensing a parameter in a wellbore
WO2009044286A2 (en) * 2007-03-26 2009-04-09 Schlumberger Canada Limited System and method for performing intervention operations with a subsea y-tool
US7708078B2 (en) * 2007-04-05 2010-05-04 Baker Hughes Incorporated Apparatus and method for delivering a conductor downhole
US7832485B2 (en) * 2007-06-08 2010-11-16 Schlumberger Technology Corporation Riserless deployment system
US7942206B2 (en) * 2007-10-12 2011-05-17 Baker Hughes Incorporated In-flow control device utilizing a water sensitive media
US8312931B2 (en) * 2007-10-12 2012-11-20 Baker Hughes Incorporated Flow restriction device
US20090301726A1 (en) * 2007-10-12 2009-12-10 Baker Hughes Incorporated Apparatus and Method for Controlling Water In-Flow Into Wellbores
US8096351B2 (en) * 2007-10-19 2012-01-17 Baker Hughes Incorporated Water sensing adaptable in-flow control device and method of use
US7891430B2 (en) 2007-10-19 2011-02-22 Baker Hughes Incorporated Water control device using electromagnetics
US8069921B2 (en) 2007-10-19 2011-12-06 Baker Hughes Incorporated Adjustable flow control devices for use in hydrocarbon production
US20090101329A1 (en) * 2007-10-19 2009-04-23 Baker Hughes Incorporated Water Sensing Adaptable Inflow Control Device Using a Powered System
US7793714B2 (en) 2007-10-19 2010-09-14 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US7789139B2 (en) 2007-10-19 2010-09-07 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US7775277B2 (en) * 2007-10-19 2010-08-17 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US7913755B2 (en) 2007-10-19 2011-03-29 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US7784543B2 (en) * 2007-10-19 2010-08-31 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US7775271B2 (en) 2007-10-19 2010-08-17 Baker Hughes Incorporated Device and system for well completion and control and method for completing and controlling a well
US7913765B2 (en) * 2007-10-19 2011-03-29 Baker Hughes Incorporated Water absorbing or dissolving materials used as an in-flow control device and method of use
US8544548B2 (en) * 2007-10-19 2013-10-01 Baker Hughes Incorporated Water dissolvable materials for activating inflow control devices that control flow of subsurface fluids
US7918272B2 (en) * 2007-10-19 2011-04-05 Baker Hughes Incorporated Permeable medium flow control devices for use in hydrocarbon production
US7918275B2 (en) 2007-11-27 2011-04-05 Baker Hughes Incorporated Water sensitive adaptive inflow control using couette flow to actuate a valve
FR2925933B1 (fr) * 2007-12-28 2010-05-21 Georges Amagat Systeme de recuperation assistee de petroles extra-lourds
US7597150B2 (en) * 2008-02-01 2009-10-06 Baker Hughes Incorporated Water sensitive adaptive inflow control using cavitations to actuate a valve
GB2457285A (en) * 2008-02-08 2009-08-12 Swellfix Bv Wellbore delivery apparatus
US8839849B2 (en) * 2008-03-18 2014-09-23 Baker Hughes Incorporated Water sensitive variable counterweight device driven by osmosis
EP2103775A1 (de) * 2008-03-19 2009-09-23 Services Pétroliers Schlumberger Verfahren und Vorrichtung zur Durchführung von verdrahteten Protokolloperationen in einem nicht ausgeglichenen Bohrloch
US7992637B2 (en) * 2008-04-02 2011-08-09 Baker Hughes Incorporated Reverse flow in-flow control device
US8931570B2 (en) * 2008-05-08 2015-01-13 Baker Hughes Incorporated Reactive in-flow control device for subterranean wellbores
US7789152B2 (en) 2008-05-13 2010-09-07 Baker Hughes Incorporated Plug protection system and method
US8113292B2 (en) 2008-05-13 2012-02-14 Baker Hughes Incorporated Strokable liner hanger and method
US8171999B2 (en) 2008-05-13 2012-05-08 Baker Huges Incorporated Downhole flow control device and method
US7762341B2 (en) * 2008-05-13 2010-07-27 Baker Hughes Incorporated Flow control device utilizing a reactive media
US8555958B2 (en) * 2008-05-13 2013-10-15 Baker Hughes Incorporated Pipeless steam assisted gravity drainage system and method
EP2149670A1 (de) * 2008-07-31 2010-02-03 Services Pétroliers Schlumberger Verfahren und Vorrichtung zur Installation eines Kabels zur Erfassung oder für andere Operationen in einem Unterdruck-Bohrloch
US8571368B2 (en) 2010-07-21 2013-10-29 Foro Energy, Inc. Optical fiber configurations for transmission of laser energy over great distances
US9360631B2 (en) 2008-08-20 2016-06-07 Foro Energy, Inc. Optics assembly for high power laser tools
US9669492B2 (en) 2008-08-20 2017-06-06 Foro Energy, Inc. High power laser offshore decommissioning tool, system and methods of use
US9347271B2 (en) 2008-10-17 2016-05-24 Foro Energy, Inc. Optical fiber cable for transmission of high power laser energy over great distances
US9664012B2 (en) 2008-08-20 2017-05-30 Foro Energy, Inc. High power laser decomissioning of multistring and damaged wells
US8627901B1 (en) 2009-10-01 2014-01-14 Foro Energy, Inc. Laser bottom hole assembly
US9089928B2 (en) 2008-08-20 2015-07-28 Foro Energy, Inc. Laser systems and methods for the removal of structures
US9138786B2 (en) 2008-10-17 2015-09-22 Foro Energy, Inc. High power laser pipeline tool and methods of use
US9080425B2 (en) 2008-10-17 2015-07-14 Foro Energy, Inc. High power laser photo-conversion assemblies, apparatuses and methods of use
US9074422B2 (en) 2011-02-24 2015-07-07 Foro Energy, Inc. Electric motor for laser-mechanical drilling
US9267330B2 (en) 2008-08-20 2016-02-23 Foro Energy, Inc. Long distance high power optical laser fiber break detection and continuity monitoring systems and methods
US9027668B2 (en) 2008-08-20 2015-05-12 Foro Energy, Inc. Control system for high power laser drilling workover and completion unit
US9719302B2 (en) 2008-08-20 2017-08-01 Foro Energy, Inc. High power laser perforating and laser fracturing tools and methods of use
US10301912B2 (en) * 2008-08-20 2019-05-28 Foro Energy, Inc. High power laser flow assurance systems, tools and methods
US9242309B2 (en) 2012-03-01 2016-01-26 Foro Energy Inc. Total internal reflection laser tools and methods
US9244235B2 (en) 2008-10-17 2016-01-26 Foro Energy, Inc. Systems and assemblies for transferring high power laser energy through a rotating junction
US8636085B2 (en) 2008-08-20 2014-01-28 Foro Energy, Inc. Methods and apparatus for removal and control of material in laser drilling of a borehole
US7845419B2 (en) * 2008-10-22 2010-12-07 Bj Services Company Llc Systems and methods for injecting or retrieving tubewire into or out of coiled tubing
US9593573B2 (en) * 2008-12-22 2017-03-14 Schlumberger Technology Corporation Fiber optic slickline and tools
US9188368B2 (en) * 2009-02-04 2015-11-17 Brooke Erin Desantis Geothermal flexible conduit loop single pass installation system for dense soils and rock
US8151881B2 (en) * 2009-06-02 2012-04-10 Baker Hughes Incorporated Permeability flow balancing within integral screen joints
US20100300674A1 (en) * 2009-06-02 2010-12-02 Baker Hughes Incorporated Permeability flow balancing within integral screen joints
US8056627B2 (en) * 2009-06-02 2011-11-15 Baker Hughes Incorporated Permeability flow balancing within integral screen joints and method
US20100300675A1 (en) * 2009-06-02 2010-12-02 Baker Hughes Incorporated Permeability flow balancing within integral screen joints
US8132624B2 (en) * 2009-06-02 2012-03-13 Baker Hughes Incorporated Permeability flow balancing within integral screen joints and method
US8893809B2 (en) * 2009-07-02 2014-11-25 Baker Hughes Incorporated Flow control device with one or more retrievable elements and related methods
US8550166B2 (en) 2009-07-21 2013-10-08 Baker Hughes Incorporated Self-adjusting in-flow control device
US9181784B2 (en) * 2009-08-17 2015-11-10 Schlumberger Technology Corporation Method and apparatus for logging a well below a submersible pump deployed on coiled tubing
US8783361B2 (en) 2011-02-24 2014-07-22 Foro Energy, Inc. Laser assisted blowout preventer and methods of use
US8783360B2 (en) 2011-02-24 2014-07-22 Foro Energy, Inc. Laser assisted riser disconnect and method of use
US8684088B2 (en) 2011-02-24 2014-04-01 Foro Energy, Inc. Shear laser module and method of retrofitting and use
US8720584B2 (en) 2011-02-24 2014-05-13 Foro Energy, Inc. Laser assisted system for controlling deep water drilling emergency situations
US12134140B2 (en) * 2009-08-19 2024-11-05 Foro Energy, Inc. High power laser offshore decommissioning tool, system and methods of use
US9016371B2 (en) * 2009-09-04 2015-04-28 Baker Hughes Incorporated Flow rate dependent flow control device and methods for using same in a wellbore
CA2773714A1 (en) 2009-09-17 2011-03-24 Schlumberger Canada Limited Oilfield optical data transmission assembly joint
CA2843619C (en) 2010-02-18 2018-05-15 Ncs Oilfield Services Canada Inc. Downhole tool assembly with debris relief, and method for using same
WO2012024285A1 (en) 2010-08-17 2012-02-23 Foro Energy Inc. Systems and conveyance structures for high power long distance laster transmission
WO2012116148A1 (en) 2011-02-24 2012-08-30 Foro Energy, Inc. Method of high power laser-mechanical drilling
EP2715887A4 (de) 2011-06-03 2016-11-23 Foro Energy Inc Robuste und passiv gekühlte hochleistungslaser-glasfaserstecker und verwendungsverfahren dafür
RU2612957C2 (ru) * 2012-01-06 2017-03-14 Шлюмбергер Текнолоджи Б.В. Скважинное размещение оптического волокна для сейсмических исследований
CA2798343C (en) 2012-03-23 2017-02-28 Ncs Oilfield Services Canada Inc. Downhole isolation and depressurization tool
RU2505662C1 (ru) * 2012-07-02 2014-01-27 Открытое Акционерное Общество "Газпромнефть-Ноябрьскнефтегазгеофизика" Устройство с вертикальным барабаном для перемещения скважинных приборов под добычным насосом
EP2890859A4 (de) 2012-09-01 2016-11-02 Foro Energy Inc Bohrlochsteuersysteme mit reduzierter mechanischer energie und anwendungsverfahren
US9255451B2 (en) 2013-01-29 2016-02-09 Baker Hughes Incorporated Tube locking mechanism for downhole components
US9759017B2 (en) 2013-01-30 2017-09-12 Baker Hughes Incorporated Maintaining tension of a transmission line in a tubular
US9976402B2 (en) 2014-09-18 2018-05-22 Baker Hughes, A Ge Company, Llc Method and system for hydraulic fracture diagnosis with the use of a coiled tubing dual isolation service tool
US9708906B2 (en) 2014-09-24 2017-07-18 Baker Hughes Incorporated Method and system for hydraulic fracture diagnosis with the use of a coiled tubing dual isolation service tool
US9850713B2 (en) 2015-09-28 2017-12-26 Must Holding Llc Systems using continuous pipe for deviated wellbore operations
US10221687B2 (en) 2015-11-26 2019-03-05 Merger Mines Corporation Method of mining using a laser
GB2565020B (en) 2016-07-15 2021-10-20 Halliburton Energy Services Inc Flow through wireline tool carrier
US9963888B2 (en) * 2016-08-17 2018-05-08 Coil Access Platform System Work platform for coiled-tubing downhole operations
US9970241B2 (en) * 2016-08-17 2018-05-15 Coil Access Platform System Work platform for coiled-tubing downhole operations
GB201615039D0 (en) * 2016-09-05 2016-10-19 Coreteq Ltd Wet connection system for downhole equipment
JP6260977B1 (ja) * 2016-10-26 2018-01-17 株式会社エコ・プランナー 地中熱交換装置及び地中熱交換装置用の貯液槽の構築方法
RU2018139429A (ru) * 2017-04-18 2021-05-18 Интеллиджент Уэллхэд Системс Инк. Устройство и способ контроля колонны гибких труб
US11274856B2 (en) * 2017-11-16 2022-03-15 Ari Peter Berman Method of deploying a heat exchanger pipe
CN111042800B (zh) * 2018-10-12 2023-07-11 中国石油化工股份有限公司 水平井连续油管井下电视测试管柱及测试方法
CN110189515B (zh) * 2019-07-03 2024-03-26 安徽马钢张庄矿业有限责任公司 一种用于井下控制的信息传输系统
RU2724723C1 (ru) * 2020-02-10 2020-06-25 Публичное акционерное общество «Татнефть» имени В.Д. Шашина Способ непрерывного контроля параметров извлекаемого флюида в процессе освоения скважины и устройство для его осуществления
US11965392B2 (en) * 2020-06-16 2024-04-23 Thru Tubing Solutions, Inc. Isolation of well section
CN114370245A (zh) * 2021-11-30 2022-04-19 四川宏华石油设备有限公司 一种连续管的作业系统和连续管作业的施工方法

Family Cites Families (39)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
US33150A (en) * 1861-08-27 Improved washing-machine
US2218955A (en) * 1939-02-24 1940-10-22 Julius W Johnson Guide for flexible well lines
US2326556A (en) * 1940-08-22 1943-08-10 Cities Service Oil Co Device for spooling reda and like cable
US2696261A (en) * 1949-11-25 1954-12-07 Earle R Atkins Rotating tubing head for instrument recovery
US2798435A (en) * 1952-03-10 1957-07-09 Jacuzzi Bros Inc Portable pumping system
US3401749A (en) * 1966-09-06 1968-09-17 Dresser Ind Method and apparatus for moving wire-line tools through deviated well bores
US3835929A (en) * 1972-08-17 1974-09-17 Shell Oil Co Method and apparatus for protecting electrical cable for downhole electrical pump service
US3962943A (en) * 1974-08-14 1976-06-15 Allen Burl A Safety apparatus for a cable feed system
US4062551A (en) * 1975-12-05 1977-12-13 Jim Base Cable seal unit for earth-boring drill strings
US4200297A (en) * 1976-09-13 1980-04-29 Sperry-Sun, Inc. Side entry clamp and packoff
US4188997A (en) * 1978-12-04 1980-02-19 Ainsworth Ross N Well pump service
US4224986A (en) * 1978-12-11 1980-09-30 Exxon Production Research Company Diverter tool
US4476923A (en) * 1980-07-21 1984-10-16 Walling John B Flexible tubing production system for well installation
US4388969A (en) * 1980-12-01 1983-06-21 Nl Industries, Inc. Borehole pipe side entry method and apparatus
FR2501777B1 (fr) * 1981-03-13 1986-08-29 Inst Francais Du Petrole Methode et dispositif pour effectuer, a l'aide d'outils specialises, des operations telles que des mesures, dans des portions de puits fortement inclinees sur la verticale, ou horizontales
US4399877A (en) * 1981-04-17 1983-08-23 Nl Sperry Sun, Inc. Continuous borehole telemetry system and method
US4442903A (en) * 1982-06-17 1984-04-17 Schutt William R System for installing continuous anode in deep bore hole
US4524834A (en) * 1982-06-22 1985-06-25 Smith International, Inc. Cablehead side entry sub
US4506729A (en) * 1983-02-22 1985-03-26 Exxon Production Research Co. Drill string sub with self closing cable port valve
US4585066A (en) * 1984-11-30 1986-04-29 Shell Oil Company Well treating process for installing a cable bundle containing strands of changing diameter
US4685516A (en) * 1986-01-21 1987-08-11 Atlantic Richfield Company Apparatus for operating wireline tools in wellbores
US4697638A (en) * 1986-01-22 1987-10-06 Gearhart Industries, Inc. Downhole logging and servicing system with manipulatable logging and servicing tools
US4681162A (en) * 1986-02-19 1987-07-21 Boyd's Bit Service, Inc. Borehole drill pipe continuous side entry or exit apparatus and method
US4718486A (en) * 1986-06-24 1988-01-12 Black John B Portable jet pump system with pump lowered down hole and raised with coiled pipe and return line
US4681169A (en) * 1986-07-02 1987-07-21 Trw, Inc. Apparatus and method for supplying electric power to cable suspended submergible pumps
US4744245A (en) * 1986-08-12 1988-05-17 Atlantic Richfield Company Acoustic measurements in rock formations for determining fracture orientation
US4877089A (en) * 1987-06-18 1989-10-31 Western Atlas International, Inc. Method and apparatus for coupling wireline tools to coil tubing
US4855820A (en) * 1987-10-05 1989-08-08 Joel Barbour Down hole video tool apparatus and method for visual well bore recording
US4976314A (en) * 1988-02-03 1990-12-11 Crawford William B T-slot mandrel and kickover tool
US4844166A (en) * 1988-06-13 1989-07-04 Camco, Incorporated Method and apparatus for recompleting wells with coil tubing
US4844161A (en) * 1988-08-18 1989-07-04 Halliburton Logging Services, Inc. Locking orientation sub and alignment housing for drill pipe conveyed logging system
US4938060A (en) * 1988-12-30 1990-07-03 Otis Engineering Corp. Downhole inspection system
US4899816A (en) * 1989-01-24 1990-02-13 Paul Mine Apparatus for guiding wireline
US4984634A (en) * 1990-02-26 1991-01-15 Dowell Schlumberger Incorporated Logging of subterranean wells using coiled tubing
US5202944A (en) * 1990-06-15 1993-04-13 Westech Geophysical, Inc. Communication and power cable
US5180014A (en) * 1991-02-14 1993-01-19 Otis Engineering Corporation System for deploying submersible pump using reeled tubing
FR2679957B1 (fr) * 1991-08-02 1998-12-04 Inst Francais Du Petrole Methode et dispositif pour effectuer des mesures et/ou interventions dans un puits fore ou en cours de forage.
US5284210A (en) * 1993-02-04 1994-02-08 Helms Charles M Top entry sub arrangement
US5361838A (en) * 1993-11-01 1994-11-08 Halliburton Company Slick line casing and tubing joint locator apparatus and associated methods

Also Published As

Publication number Publication date
NO951085L (no) 1995-09-25
EP0674094B1 (de) 2001-10-31
NO951085D0 (no) 1995-03-21
CA2145130A1 (en) 1995-09-23
US5435395A (en) 1995-07-25
CA2145130C (en) 2002-05-14
DE69523500D1 (de) 2001-12-06
EP0674094A1 (de) 1995-09-27

Similar Documents

Publication Publication Date Title
DE69523500T2 (de) Einfahrwerkzeuge im Bohrloch mit gewickeltem Rohrstang
DE69400026T2 (de) Unterwasserbohrlochkopf.
DE69434746T2 (de) Verbesserte, mit Fett geschmierte Kabelanordnung zur Echtzeit-Oberflächenabbildung
DE3750972T2 (de) Bohreinrichtung.
DE2514911C3 (de) Verfahren und Vorrichtung zum Anschließen eines Unterwasser-Bohrlochs an eine Produktionsleitung
DE19648069C2 (de) Steigleitungsbaugruppe für tiefes Gewässer
DE3886449T2 (de) Rohrleitungssystem.
DE60003180T2 (de) Verfahren zum anbringen einer elektrischen fördereinrichtung im bohrloch
DE69928469T2 (de) Druckkontrollvorrichtung
DE2952449C2 (de)
DE69709075T2 (de) Monoloch-riser auswahl-gerät
DE1925959A1 (de) Anschlussvorrichtung fuer eine Unterwasser-Bohrlochkopfbaugruppe
DE69212581T2 (de) Verfahren und Einrichtung zur elektrischen Verbindung von Geräten wie Bohrlochsonden
DE1284380B (de) Vorrichtung fuer die Kabelarbeit in unterseeischen Flach- und Tiefbohrungen
DE2514909C3 (de) Verfahren und Vorrichtung zum Anschließen einer unterseeischen Zentralstation an Bohrlochköpfe und Förderleitungen
DE69830820T2 (de) Verfahren zum Versenden von Daten und Kontrollsignalen zwischen einem im Bohrloch befindlichen Werkzeug und über Tage Einrichtungen
DE3779763T2 (de) Unterwassersysteme und -vorrichtungen.
DE4300074C1 (de) Vorrichtung zur Signal- und Datenübertragung für die Steuerung und Überwachung von Unterwasser-Ramm-, Trenn- oder dergleichen Arbeitsgeräten
DE3606082A1 (de) Rohr-leitsystem fuer eine unterseeische bohrung
DE69528623T2 (de) Leitgerät
EP0678135B1 (de) Anlage zur übertragung von antriebsenergie auf unter wasser einsetzbare ramm-, trenn- oder dergleichen arbeitsgeräte
DE2952525C2 (de)
DE2556276A1 (de) Verfahren und vorrichtung zum zusammenstellen einer unterseeischen bohrlochkopf-gruppe
DE3044943C2 (de)
DE102019001109A1 (de) Erdbohrvorrichtung für ein kabelgeführtes Bohren, Verfahren zum kabelgeführten Erdbohren und Verwendung beim kabelgeführten Erdbohren

Legal Events

Date Code Title Description
8364 No opposition during term of opposition
8339 Ceased/non-payment of the annual fee