BRPI0712578A2 - aparelho de travamento de inserto de obturador submarino - Google Patents
aparelho de travamento de inserto de obturador submarino Download PDFInfo
- Publication number
- BRPI0712578A2 BRPI0712578A2 BRPI0712578-0A BRPI0712578A BRPI0712578A2 BR PI0712578 A2 BRPI0712578 A2 BR PI0712578A2 BR PI0712578 A BRPI0712578 A BR PI0712578A BR PI0712578 A2 BRPI0712578 A2 BR PI0712578A2
- Authority
- BR
- Brazil
- Prior art keywords
- glove
- seawater
- lock
- connection according
- housing
- Prior art date
Links
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims abstract description 30
- 210000000078 claw Anatomy 0.000 claims abstract description 8
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 abstract description 2
- 230000001960 triggered effect Effects 0.000 abstract description 2
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 6
- 238000013461 design Methods 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 230000002411 adverse Effects 0.000 description 1
- 230000005791 algae growth Effects 0.000 description 1
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 1
- 238000005260 corrosion Methods 0.000 description 1
- 230000007797 corrosion Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003111 delayed effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 230000007774 longterm Effects 0.000 description 1
- 239000000314 lubricant Substances 0.000 description 1
- 230000001050 lubricating effect Effects 0.000 description 1
- 239000010687 lubricating oil Substances 0.000 description 1
- 235000013372 meat Nutrition 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 1
- 230000002035 prolonged effect Effects 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000000926 separation method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/035—Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/035—Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
- E21B33/038—Connectors used on well heads, e.g. for connecting blow-out preventer and riser
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B34/00—Valve arrangements for boreholes or wells
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L37/00—Couplings of the quick-acting type
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F16—ENGINEERING ELEMENTS AND UNITS; GENERAL MEASURES FOR PRODUCING AND MAINTAINING EFFECTIVE FUNCTIONING OF MACHINES OR INSTALLATIONS; THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L—PIPES; JOINTS OR FITTINGS FOR PIPES; SUPPORTS FOR PIPES, CABLES OR PROTECTIVE TUBING; MEANS FOR THERMAL INSULATION IN GENERAL
- F16L37/00—Couplings of the quick-acting type
- F16L37/002—Couplings of the quick-acting type which can be controlled at a distance
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S285/00—Pipe joints or couplings
- Y10S285/92—Remotely controlled
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC
- Y10S—TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y10S285/00—Pipe joints or couplings
- Y10S285/922—Safety and quick release for drill pipes
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Mechanical Coupling Of Light Guides (AREA)
- Joining Of Building Structures In Genera (AREA)
- Media Introduction/Drainage Providing Device (AREA)
- Dowels (AREA)
Abstract
APARELHO DE TRAVAMENTO DE INSERTO DE OBTURADOR SUBMARINO. A presente invenção refere-se a uma conexão para utilização submarina que emprega garras de travamento que são isoladas da água do mar e um sistema de reserva para operar a luva de reserva para as garras. O sistema de atuaçaõ normal para a luva de reserva está também isolado da exposição à água do mar. A posição ajustada da luva de reserva é positivamente retida contra a possibilidade de movimento axial que podeia ser disparado por vibração transmitida na conexão.
Description
Relatório Descritivo da Patente de Invenção para "APARELHO DE TRAVAMENTO DE INSERTO DE OBTURADOR SUBMARINO".
REFERÊNCIAS CRUZADAS A PEDIDOS RELACIONADOS
Não Aplicável.
DECLARAÇÃO REFERENTE A PESQUISA OU DESENVOLVIMENTO FE- DERALMENTE FINANCIADO
Não Aplicável.
ANTECEDENTES DA TÉCNICA
De acordo com certas modalidades, a presente invenção refere- se a um método e aparelho para insertos traváveis para equipamento de campo de óleo e, mais especificamente, a um equipamento utilizado subma- rino para aplicações de obturador entre outras.
As operações de campo de óleo offshore freqüentemente reque- rem fazer conexões submarinas, tipicamente utilizando Veículos Remota- mente Operados (ROVs) ou mergulhadores. Tipicamente, uma conexão en- tre um componente macho e fêmea completa a conexão submarina. A cone- xão pode ser um acoplamento de tubo ou a inserção de um componente in- terno de válvula dentro de um alojamento que está localizado submarino. Uma vez que a conexão é unida, esta é travada naquela posição, assim as- segurando a conexão.
O ambiente submarino é hostil, e problemas de ataque aos componentes ao longo de um período de tempo são uma preocupação em qualquer tal conexão. Outra preocupação geral são os detritos que podem entrar na área onde o travamento deve acontecer. Ao longo do tempo, al- guns destes efeitos podem operar em tandem para impossibilitar um trava- mento seguro da conexão ou impedir o destravamento quando é o momento de desfazer a conexão. A exposição do conjunto de atuação à água do mar pode também prejudicar a sua operação efetiva. Ainda outro problema que afeta tais conexões é o efeito de longo prazo de vibração transmitida para a conexão, o que pode não intencionalmente mover o mecanismo de atuação que trava as garras de travamento dentro de um rebaixo ou ranhura circun- dante e potencialmente causa uma separação inadvertida dos componentes conectados.
A Patente U.S. Número 6.237.964 é ilustrativa dos problemas que são confrontados em tais conexões submarinas. Com referência aos números de referência numérica apresentados nesta patente, Ostergaard mostra um componente fêmea 14 que aceita um inserto de válvula 4 e 6. Para conectar estes componentes, uma luva de atuação 20 é móvel axial- mente conforme a engrenagem de anel 28 que tem roscas 26 acopla as ros- cas 24 sobre a luva 20 para forçar a luva para baixo atrás das garras 45. O movimento descendente da luva coloca as garras 45 em uma posição trava- da onde as superfícies 41 e 44 acoplam, assim travando a conexão. Em es- sência, a extremidade inferior da luva 20 atua como um carne sobre as gar- ras 45 colocando em acoplamento de travamento com o rebaixo oposto no componente fêmea 14. Uma vedação 18 é ao mesmo tempo atuada para manter a pressão dentro da conexão quando os dois componentes são tra- vados juntos.
Algumas características deste projeto são dignas de nota. As garras 45 e sua ranhura circundante ficam expostas à água do mar que en- tra entre o alojamento 11 e a face superior 22. O mecanismo de operação que move a luva 20 axialmente para cima ou para baixo fica também expos- to à água do mar onde as roscas para acionamento acoplam uma na outra. Além disso, não existe nenhum dispositivo alternativo para destravar a cone- xão se a luva 20 não conseguir operar com o sistema de acionamento exis- tente. Finalmente, não existe nenhum dispositivo neste conjunto para com- pensar a vibração transmitida, o que poderia resultar em um movimento axial inadvertido da luva 20 conforme a vibração induz uma rotação de volta para o eixo de entrada 34. Em essência, a conexão pode inadvertidamente soltar devido ao movimento axial induzido por vibração da luva 20 que induz a ro- tação na conexão roscada e de volta para o eixo de entrada 34.
Um projeto similar é oferecido por Liaaen e mostrado na figura 1. Este apresenta um componente fêmea ou corpo de válvula 10 que aceita um componente macho ou inserto 12. Quando os dois componentes são empur- rados juntos, uma vedação 14 retém a pressão dentro do corpo 10. Na vista partida da figura 1, pode ser visto que o inserto 12 está preso no corpo 10 pelo forçamento das garras 18 para dentro de um rebaixo ou rasgo oposto 16. Uma luva axialmente móvel 20 então entra atrás das garras 18 para im- pedir o recuo das garras do rebaixo 16. Um eixo de entrada 22 gira uma ros- ca correspondente 24 com o resultado sendo que a luva 20 pode ser movida axialmente em direções opostas. Apesar do alojamento 26 manter os com- ponentes de acionamento para o inserto 12 isolados da água do mar, fica claro que o restante dos componentes para travar a conexão estão expostos á água do mar através de percursos de fluido representados pelo sistema de setas 30. A água do mar pode ter impactos negativos sobre uma conexão roscada 24 impossibilitando a montagem ou a liberação sem um sistema de reserva disponível para levantar a luva 20 se a rotação do eixo 22 não con- seguir fazer o serviço, por exemplo. As garras 18 estão dentro da água do mar, e não existe nenhum mecanismo de ancoragem para manter a posição da luva 20 contra as forças vibratórias.
Aqueles versados na técnica apreciarão o modo no qual tais problemas são tratados da descrição da modalidade preferida, dos desenhos e do escopo total da invenção nas reivindicações anexas.
SUMÁRIO DA INVENÇÃO
De acordo com certas modalidades, a presente invenção provê uma conexão para utilização submarina que emprega garras de travamento que são isoladas da água do mar e inclui um sistema de reserva para operar a luva que posiciona as garras. O sistema de atuação normal para a luva está também isolado da exposição à água do mar. A posição ajustada da luva é positivamente retida contra a possibilidade de movimento axial que poderia ser disparado por vibração transmitida na conexão.
DESCRIÇÃO DETALHADA DOS DESENHOS
Estas e outras características, aspectos, e vantagens da presente invenção ficarão melhor compreendidas quando a descrição detalhada se- guinte for lida com referência aos desenhos acompanhantes nos quais os ca- racteres iguais representam as partes iguais através dos desenhos, em que: Figura 1 é um projeto da técnica anterior mostrado em corte; Figura 2 é uma vista em corte que mostra vários aspectos de presente invenção de acordo com certas modalidades exemplares; e
Figura 3 é um corte diferente do que a figura 2 que mostra a ca- racterística de trava de posição quando o inserto está instalado dentro do corpo, de acordo com certas modalidades exemplares.
DESCRIÇÃO DETALHADA
A figura 2 ilustra um obturador exemplar 31 onde o corpo 32 tem uma entrada 34 e uma saída 36. Este obturador exemplar 31 inclui um con- junto de inserto 38 que apresenta uma gaiola estacionária externa 40 e um plugue móvel 42 que é operado de modo que as portas 44 e 46 possam ser colocadas ou retiradas de alinhamento. O corpo 32 tem um flange superior 48 preso no mesmo através de furos de parafuso 50 com fixadores (não mostrados). Uma vedação 52 veda entre o corpo 32 e o flange 48. O flange 48 tem um rebaixo ou ranhura ou ranhuras circulares ou alguma outra irregu- Iaridade de superfície 54 que de preferência tem uma forma conformada com uma garra ou garras ou membros de travamento 56 equivalentes. Os membros de travamento 56 podem ser segmentos curtos que são individu- almente atuados assim como um anel partido cujo diâmetro cresce conforme a fenda é aberta quando este é forçado radialmente para fora. Uma luva deslizante 58 pode ser forçada atrás das garras 56 para forçá-las para den- tro das ranhuras conformadas 54 após o conjunto de inserto 38 ser totalmen- te avançado para dentro do corpo 32. O conjunto de inserto 38 tem uma pla- ca de suporte inferior 60 que está suportada por um cubo 62. Uma vedação 64 veda contra a água do mar por baixo das garras 56 na sua posição entre a placa 60 e o flange 48. O alojamento 66 em conjunto com a placa 60 defi- nem uma abertura através da qual as garras 56 podem ser movidas por ca- rne radialmente para uma trava dentro do rebaixo 54 do flange 48. O aloja- mento 66 tem uma vedação 68 que fica acima das garras 56 para manter a água do mar afastada das garras 56 por cima vedando contra o flange 48.
A luva deslizante 58 tem uma vedação interna 70 e uma veda- ção externa 72 para definir uma cavidade 74 que está conectada a uma fon- te de pressão hidráulica 76 através das linhas 78. Provendo um fluido hi- dráulico pressurizado para dentro da cavidade 74, o aumento em pressão levanta a luva 58 como um modo alternativo para recuar as garras 56 para a liberação do conjunto de inserto 38 do corpo 32. O modo normal que as gar- ras 56 são movidas por carne radialmente para fora é pela aplicação de uma força axial sobre a haste 80 em uma direção do corpo 32. A haste 80, e po- dem existir uma ou mais do que uma, estende-se através de um alojamento vedado 82 que está cheio com um lubrificante e está vedado para excluir a água do mar conforme a haste 80 é movida em direções opostas por um ROV (não mostrado). A placa 86 move em tandem com a haste 80. A haste 80 está conectada na placa 86 na sua extremidade superior e na luva 58 na extremidade inferior. Como um resultado, quando o ROV move a haste 80 para baixo, a luva 58 move para baixo e as garras 56 são inseridas no rebai- xo 54. Para liberar o conjunto de inserto 38 do corpo 32, a haste 80 é levan- tada e o conjunto de inserto 38 sairá em resposta a um puxamento para ci- ma, já que as garras 56 estão agora não suportadas após o recuo da luva 58. Novamente, algumas vezes a luva 58 não moverá sob a força aplicada na haste 80. Se isto acontecer, existe um modo alternativo para fazer com que a luva 58 suba pela aplicação de pressão hidráulica na cavidade 74. O conjunto de inserto 38 é normalmente operado utilizando os componentes dentro do alojamento 82 utilizando um ROV para manipular o eixo 102 em um modo conhecido na técnica.
Pode ser visto que as vedações 64 e 68 que circundam as gar- ras 56 mantém a água do mar em circulação afastada das garras 56, assim mantendo os detritos fora e os efeitos corrosivos de tal exposição a um mí- nimo. Apesar de alguma pequena quantidade de água do mar estar presente na montagem, a quantidade é muito pequena e uma exposição contínua posteriormente não é mais um problema. As partes móveis que operam a luva 58 estão dispostas dentro do alojamento 82 que exclui a água do mar e de preferência tem um óleo lubrificante dentro do mesmo. Pela colocação destes componentes dentro de um banho lubrificante, a vida de projeto pode ser aperfeiçoada, a corrosão de água do mar pode ser prevenida, o cresci- mento de algas pode ser limitado, e o ingresso de detritos pode ser retarda- do. Além disso, é somente a porção da haste 80 que estende-se do aloja- mento 82 que contacta a água do mar. Uma vedação, não mostrada, circun- da a haste 80 conforme esta desliza através da placa 90 do alojamento 82.
A característica de trava de posição da luva 58 pode ser melhor compreendida notando as posições relativas da placa superior 92 e da placa inferior 94 na figura 2, antes de observar a figura 3. A figura 3 é um corte em uma diferente orientação do que o corte da figura 2 para mostrar esta carac- terística adicional. A figura 3 mostra uma haste 96 que estende-se través da placa superior 92 em uma relação rosqueada. A haste 96 apóia sobre a pla- ca inferior 94 quando apropriadamente girada por um ROV ou de outro modo avançar contra a placa 94. Devido à conexão roscada na placa 92, a haste 96 é forçada firmemente contra a placa 94 assim mantendo a luva 58 firme na posição da figura 2 onde este mantém as garras 56 travadas dentro do rebaixo 54 no flange 48 apesar da vibração transmitida. Apesar de que um tipo de trava de posição contra a vibração foi ilustrado, aqueles versados na técnica reconhecerão que diferentes projetos de travamento podem ser utili- zados. Uma vantagem distinta da característica de travamento é que esta também está dentro do alojamento 82 e está portanto protegida dos efeitos adversos da exposição prolongada à água do mar.
Aqueles versados na técnica apreciarão que as garras 56 podem ser mantidas recuadas para correr com uma mola de fita ou equivalente 100.
O projeto descrito mantém as garras de travamento 56 isoladas da água do mar assim como o mecanismo de acionamento inteiro para a luva de travamento 58, exceto por uma porção da haste 80 que estende-se acima da placa 90 dentro do alojamento 82. O mecanismo de travamento descrito na figura 3 está também isolado da água do mar dentro do aloja- mento 82. Além disso, um modo alternativo de recuar a luva 58 existe se o puxamento sobre a haste 80 não conseguir levantar a luva 58.
A descrição acima é ilustrativa das modalidades exemplares da presente invenção, e muitas modificações podem ser feitas por aqueles ver- sados na técnica sem afastar-se da invenção cujo escopo deve ser determi- nado do escopo literal e equivalente das reivindicações abaixo.
Claims (19)
1. Conexão submarina, que compreende: um componente fêmea; um componente macho inserível submarino em água do mar no dito componente fêmea; uma trava para prender seletivamente os ditos componentes jun- tos, a dita trava isolada do acesso de água do mar quando da união dos di- tos componentes.
2. Conexão de acordo com a reivindicação 1, ainda compreen- dendo: um dispositivo de atuação para a dita trava que está isolado da exposição á água do mar.
3. Conexão de acordo com a reivindicação 1, em que: a dita trava ainda compreende um sistema de reserva para im- pedir que a dita trava torne-se destravada uma vez atuada, o dito sistema de reserva sendo isolado da água do mar.
4. Conexão de acordo com a reivindicação 1, ainda compreen- dendo: a dita trava que pode ser desmontada em mais de um modo.
5. Conexão de acordo com a reivindicação 4, em que: cada modo de desmontar a dita trava está isolado da água do mar.
6. Conexão de acordo com a reivindicação 5, em que: a dita trava compreende uma garra radialmente móvel que pode ser seletivamente suportada em uma posição radialmente estendida por uma luva; a dita luva pode ser transladada mecanicamente ou hidraulica- mente para afastar da dita garra.
7. Conexão de acordo com a reivindicação 6, em que: a dita garra ainda compreende um sistema de reserva para im- pedir que a dita trava torne-se destravada uma vez atuada, o dito sistema de reserva sendo isolado da exposição à água do mar.
8. Conexão de acordo com a reivindicação 7, em que: o dito sistema de reserva compreende um membro alongado que pode ser seletivamente avançado através de uma placa estacionária para impedir a dita luva de mover em relação à dita placa.
9. Conexão de acordo com a reivindicação 8, em que: o dito membro alongado e a dita placa são roscados onde estes conectam de modo que a rotação da dita haste avance a dita luva para im- pedir o movimento da dita luva afastando da dita garra.
10. Conexão de acordo com a reivindicação 2, em que: o dito componente macho compreende o interior de um obtura- dor submarino e um alojamento isolados da água do mar; o dito dispositivo de atuação compreende um elemento de ope- ração como o único componente que estende-se do dito alojamento e expos- to à água do mar e cuja manipulação opera a dita trava.
11. Conexão de acordo com a reivindicação 6, em que: a dita garra está montada no dito componente macho e fica po- sicionada entre vedações quando os ditos componentes são colocados jun- tos.
12. Conexão de acordo com a reivindicação 11, em que: a dita luva está montada dentro do alojamento e está isolada da exposição à água do mar.
13. Conexão de acordo com a reivindicação 12, em que: um sistema de reserva atua seletivamente sobre a dita luva para forçá-la ficar atrás da dita garra quando a dita garra está radialmente esten- dida para travar os componentes, o dito sistema de reserva compreendendo um batente de deslocamento para a dita luva dentro do dito alojamento que pode ser movido em posição com um membro de operação que estende-se vedantemente através do dito alojamento.
14. Conexão de acordo com a reivindicação 13, em que: o dito membro de operação compreende uma haste que é ros- queada através de uma placa estacionária dentro do dito alojamento para apoiar seletivamente contra um conjunto que compreende a dita luva.
15. Conexão de acordo com a reivindicação 13, em que: a dita luva é móvel através de uma haste de operação que es- tende-se vedantemente através do dito alojamento.
16. Conexão de acordo com a reivindicação 15, em que: a dita luva está disposta dentro de uma câmara vedada que po- de exercer uma pressão hidráulica para mover alternativamente a dita luva afastando da dita garra em uma situação onde a dita haste de operação não consegue mover a dita luva afastando da dita garra.
17. Conexão de acordo com a reivindicação 16, em que: o dito componente macho ainda compreende um membro de válvula obturadora operável através do dito alojamento através de um eixo que estende-se vedantemente através do mesmo.
18. Conexão de acordo com a reivindicação 6, em que: a dita garra compreende uma pluralidade de garras discretas.
19. Conexão de acordo com a reivindicação 6, em que: a dita garra compreende um anel partido.
Applications Claiming Priority (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US11/445,898 | 2006-06-02 | ||
| US11/445,898 US7878551B2 (en) | 2006-06-02 | 2006-06-02 | Subsea choke insert locking apparatus |
| PCT/US2007/012898 WO2007143068A2 (en) | 2006-06-02 | 2007-05-31 | Subsea choke insert locking apparatus |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| BRPI0712578A2 true BRPI0712578A2 (pt) | 2012-11-20 |
Family
ID=38802063
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| BRPI0712578-0A BRPI0712578A2 (pt) | 2006-06-02 | 2007-05-31 | aparelho de travamento de inserto de obturador submarino |
Country Status (5)
| Country | Link |
|---|---|
| US (2) | US7878551B2 (pt) |
| BR (1) | BRPI0712578A2 (pt) |
| GB (2) | GB2453460B (pt) |
| NO (1) | NO340669B1 (pt) |
| WO (1) | WO2007143068A2 (pt) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US7878551B2 (en) * | 2006-06-02 | 2011-02-01 | Cameron International Corporation | Subsea choke insert locking apparatus |
| GB2451743B (en) * | 2007-08-08 | 2011-10-19 | Lewis Ltd | High Load Quick Release Connector |
| FR2939863B1 (fr) * | 2008-12-12 | 2011-03-04 | Legris Sa | Dispositif de raccordement epuipe de moyens instantane ou quasi-instantane |
| US9097091B2 (en) | 2011-01-11 | 2015-08-04 | Cameron International Corporation | Subsea retrievable insert with choke valve and non return valve |
| MY184129A (en) * | 2014-09-12 | 2021-03-19 | Single Buoy Moorings | Dynamic riser mechanical connector |
| CN110645426B (zh) * | 2019-09-29 | 2020-06-30 | 温州林信科技有限公司 | 一种内撑式管件连接装置及其使用方法 |
| CN117108234B (zh) * | 2023-10-24 | 2024-01-30 | 克拉玛依红山油田有限责任公司 | 分段式热采光杆静密封结构 |
Family Cites Families (44)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3256937A (en) | 1959-07-30 | 1966-06-21 | Shell Oil Co | Underwater well completion method |
| US3297344A (en) * | 1964-06-18 | 1967-01-10 | Ventura Tool Company | Connectors for well parts |
| US3455578A (en) * | 1967-01-03 | 1969-07-15 | Ventura Tool Co | Fluid pressure releasable automatic tool joint |
| US3929355A (en) * | 1974-04-04 | 1975-12-30 | Anatoly Emelyanovich Sljusar | Pivotal pipe joint |
| US3912009A (en) * | 1974-06-12 | 1975-10-14 | Jr Philip E Davis | Latch-in adapter |
| US4138148A (en) * | 1977-04-25 | 1979-02-06 | Standard Oil Company (Indiana) | Split-ring riser latch |
| US4364587A (en) * | 1979-08-27 | 1982-12-21 | Samford Travis L | Safety joint |
| US4277875A (en) * | 1979-09-04 | 1981-07-14 | Standard Oil Company (Indiana) | VMP Riser release tool |
| US4333531A (en) * | 1980-02-11 | 1982-06-08 | Armco Inc. | Method and apparatus for multiple well completion |
| GB2089866B (en) * | 1980-12-18 | 1984-08-30 | Mecevoy Oilfield Equipment Co | Underwater christmas tree cap and lockdown apparatus |
| US4526406A (en) * | 1981-07-16 | 1985-07-02 | Nelson Norman A | Wellhead connector |
| US4433859A (en) * | 1981-07-16 | 1984-02-28 | Nl Industries, Inc. | Wellhead connector with release mechanism |
| US4441740A (en) * | 1981-12-04 | 1984-04-10 | Armco Inc. | Connectors for securing members together under large clamping force |
| US4441741A (en) * | 1981-12-04 | 1984-04-10 | Armco Inc. | Connectors for securing members together under large clamping force |
| DE3207182C1 (de) * | 1982-02-27 | 1983-05-19 | Mannesmann AG, 4000 Düsseldorf | Rohrverbindung fuer Metallrohre |
| US4496172A (en) * | 1982-11-02 | 1985-01-29 | Dril-Quip, Inc. | Subsea wellhead connectors |
| FR2552201B1 (fr) * | 1983-09-15 | 1985-11-15 | Elf Aquitaine | Dispositif de connexion et de deconnexion d'un conduit tubulaire mobile a l'interieur d'un conduit tubulaire fixe |
| NO160026C (no) | 1985-04-19 | 1989-03-01 | Norske Stats Oljeselskap | Demonterbar skjoeteanordning for undersjoeiske roersystemer. |
| NO161342C (no) | 1986-07-31 | 1989-08-02 | Liaaen Eng As | Fremgangsmaate ved utlegging av en undervanns roerledning, samt en roerledning for undervanns utlegging. |
| NO167600C (no) | 1986-08-27 | 1991-11-20 | Norske Stats Oljeselskap | Skjoeteanordning for undervanns roersystem. |
| NO165390C (no) | 1987-03-26 | 1991-02-06 | Liaaen Eng As | Anordning for aa koble i det minste ett fleksibelt stigeroer til et flytende produksjonsanlegg. |
| NO163546C (no) | 1987-06-16 | 1990-06-13 | Liaaen Eng As | Dreibar stroenmingsfordeler for roeravgrening. |
| US4796922A (en) * | 1987-12-30 | 1989-01-10 | Vetco Gray Inc. | Subsea multiway hydraulic connector |
| NO165630C (no) | 1988-08-22 | 1991-03-13 | Liaaen Eng As | Mekanisk sammenkoblingsanordning. |
| US4962579A (en) * | 1988-09-02 | 1990-10-16 | Exxon Production Research Company | Torque position make-up of tubular connections |
| US4893842A (en) * | 1988-09-27 | 1990-01-16 | Vetco Gray Inc. | Wellhead tieback system with locking dogs |
| US4941534A (en) * | 1989-04-28 | 1990-07-17 | Baker Hughes Incorporated | Method and apparatus for sealing a casing in a subterranean well bore |
| GB8914931D0 (en) * | 1989-06-29 | 1989-08-23 | Plexus Ocean Syst Ltd | A releasable connector |
| NO176937C (no) | 1990-02-16 | 1995-06-21 | Liaaen Engineering As | Anordning ved ventil |
| NO168847C (no) | 1990-02-16 | 1992-04-08 | Liaaen Engineering As | Anordning ved sluseventil |
| US5163514A (en) * | 1991-08-12 | 1992-11-17 | Abb Vetco Gray Inc. | Blowout preventer isolation test tool |
| US5496044A (en) * | 1993-03-24 | 1996-03-05 | Baker Hughes Incorporated | Annular chamber seal |
| US5631563A (en) * | 1994-12-20 | 1997-05-20 | Schlumbreger Technology Corporation | Resistivity antenna shield, wear band and stabilizer assembly for measuring-while-drilling tool |
| NO305001B1 (no) * | 1995-12-22 | 1999-03-15 | Abb Offshore Technology As | System og fremgangsmÕte for dykkerfri utskiftning av en driftskomponent pÕ utstyr pÕ en sj°bunnbasert installasjon |
| NO308269B1 (no) | 1996-11-29 | 2000-08-21 | Liaaen Engineering As | Koblingsanordning |
| US6062312A (en) * | 1998-04-09 | 2000-05-16 | Kvaerner Oilfield Products | Tree running tool with emergency release |
| US6260624B1 (en) * | 1998-08-06 | 2001-07-17 | Abb Vetco Gray, Inc. | Internal production riser primary tieback |
| GB0004212D0 (en) * | 2000-02-23 | 2000-04-12 | Plexus Ocean Syst Ltd | Pipe joint |
| US6554324B1 (en) * | 2000-10-31 | 2003-04-29 | Cooper Cameron Corporation | Apparatus and method for connecting tubular members |
| NO314422B1 (no) * | 2001-12-05 | 2003-03-17 | Fmc Kongsberg Subsea As | Rörkobling |
| US6609734B1 (en) * | 2002-02-11 | 2003-08-26 | Benton F. Baugh | Torus type connector |
| DE20213393U1 (de) * | 2002-08-30 | 2004-01-15 | Cameron Gmbh | Verbindungsvorrichtung |
| US7377555B2 (en) * | 2005-05-20 | 2008-05-27 | National Coupling Company, Inc. | Undersea conduit coupling with passageway gate |
| US7878551B2 (en) * | 2006-06-02 | 2011-02-01 | Cameron International Corporation | Subsea choke insert locking apparatus |
-
2006
- 2006-06-02 US US11/445,898 patent/US7878551B2/en not_active Expired - Fee Related
-
2007
- 2007-05-31 GB GB0822469A patent/GB2453460B/en active Active
- 2007-05-31 BR BRPI0712578-0A patent/BRPI0712578A2/pt not_active Application Discontinuation
- 2007-05-31 WO PCT/US2007/012898 patent/WO2007143068A2/en not_active Ceased
- 2007-05-31 GB GB1107944A patent/GB2477461B/en active Active
-
2008
- 2008-12-04 NO NO20085049A patent/NO340669B1/no unknown
-
2011
- 2011-01-31 US US13/017,962 patent/US8215679B2/en active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| US7878551B2 (en) | 2011-02-01 |
| US20110121565A1 (en) | 2011-05-26 |
| GB2453460B (en) | 2011-11-23 |
| GB201107944D0 (en) | 2011-06-22 |
| GB2477461B (en) | 2011-10-05 |
| GB2477461A (en) | 2011-08-03 |
| GB2453460A (en) | 2009-04-08 |
| WO2007143068A2 (en) | 2007-12-13 |
| NO340669B1 (no) | 2017-05-29 |
| WO2007143068A3 (en) | 2008-11-13 |
| US20070290503A1 (en) | 2007-12-20 |
| US8215679B2 (en) | 2012-07-10 |
| GB0822469D0 (en) | 2009-01-14 |
| NO20085049L (no) | 2008-12-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| BRPI0712578A2 (pt) | aparelho de travamento de inserto de obturador submarino | |
| BRPI0904652A2 (pt) | montagem de vedaÇço de cabeÇa de poÇo para vedaÇço entre os membros de cabeÇa de poÇo interno e externo e mÉtodo para vedaÇço de um membro de cabeÇa de poÇo interno em um membro de cabeÇa de poÇo externo | |
| CA2697063C (en) | Stripper rubber retracting connection system | |
| CA2699283C (en) | Stripper rubber with integral retracting retention member connection apparatus | |
| BRPI0909896B1 (pt) | Elemento tubular, junta de riser de perfuração e método para montar uma coluna de riser de perfuração | |
| BR102012004559B1 (pt) | Sistema para conectar um conjunto de riser marinho inferior a um riser marinho | |
| BRPI0904643B1 (pt) | conjunto de vedação de cabeça de poço e método para vedar um elemento de cabeça de poço interno em um elemento de cabeça de poço externo | |
| BRPI0910615B1 (pt) | tampão de árvore interno e método de instalação de um tampão de árvore interno em um carretel de ávore | |
| BRPI0902752A2 (pt) | conjunto de cabeça de poço dotado de conjunto de vedação com restrição axial | |
| BR0110939B1 (pt) | conjunto de desconexão de riser submarino e processo de conectar e desconectar um conjunto de desconexão de riser submarino. | |
| NO342400B1 (en) | Cap system for subsea equipment | |
| BR102013029494B1 (pt) | elemento de acoplamento hidráulico fêmea submarino provisório | |
| EA008580B1 (ru) | Разъединительное устройство | |
| BRPI0401034B1 (pt) | Conjunto de luva para um corpo de carretel de perfuração e método de testagem quanto à pressão de um corpo de carretel de perfuração | |
| BR102016023497B1 (pt) | Válvula de retenção de dupla ação e sistema hidráulico submarino | |
| US10273775B2 (en) | Apparatus and method for testing a blowout preventer | |
| BR102017022213A2 (pt) | Acoplamento hidráulico submarino com revestimento de furo metálico | |
| US3054449A (en) | Well tools for submarine wells | |
| WO2003016673A1 (en) | Tool for replaceable pressure and temperature sensor | |
| BR112018008979A2 (pt) | ferramenta de assentamento para uso com conjunto de mancal | |
| US7121345B2 (en) | Subsea tubing hanger lockdown device | |
| US11454075B2 (en) | Continuous drilling system | |
| BR112016012106B1 (pt) | Método para inspecionar uma cavidade inundada dentro de uma estrutura, instalação em uma estrutura tendo uma cavidade inundada, e, kit de partes | |
| RU2747903C1 (ru) | Устройство для герметизации устья наклонной скважины при проведении спуско-подъёмных операций двухрядной колонны труб | |
| BR112021005612A2 (pt) | sistema de ferramenta de assentamento para um suspensor |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| B06T | Formal requirements before examination [chapter 6.20 patent gazette] | ||
| B07A | Application suspended after technical examination (opinion) [chapter 7.1 patent gazette] | ||
| B07B | Technical examination (opinion): publication cancelled [chapter 7.2 patent gazette] | ||
| B06A | Patent application procedure suspended [chapter 6.1 patent gazette] | ||
| B11B | Dismissal acc. art. 36, par 1 of ipl - no reply within 90 days to fullfil the necessary requirements |