RISERLESS SUBSEA COILED TUBING INTERVENTION AUTOMATION
A method may include positioning a vessel supporting a coiled tubing string over a subsea wellhead disposed on a wellbore; relaying and landing a distal end of the coiled tubing string to the subsea wellhead using a first injector, wherein relaying the distal end of the coiled tubing string may incl...
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Format: | Patent |
Sprache: | eng ; fre |
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Zusammenfassung: | A method may include positioning a vessel supporting a coiled tubing string over a subsea wellhead disposed on a wellbore; relaying and landing a distal end of the coiled tubing string to the subsea wellhead using a first injector, wherein relaying the distal end of the coiled tubing string may include relating a second injector into a subsea environment to establish a subsea injector, and wherein the first injector is a surface injector disposed on the vessel. The method may further include connecting a coiled tubing module to a pressure control assembly disposed on a subsea wellhead and using either the first injector or the second injector as a principal injector to extend the coiled tubing string into the wellbore, wherein the principal injector is determined based at least in part on a wellbore pressure. The method may further include performing a wellbore operation with the coiled tubing string, wherein the wellbore operation does not utilize a riser.
Un procédé peut consister à positionner un navire supportant un train de tubage enroulé au-dessus d'une tête de puits sous-marine disposée sur un puits de forage ; relayer et faire atterrir une extrémité distale du train de tubage enroulé sur la tête de puits sous-marine à l'aide d'un premier injecteur, le relais de l'extrémité distale du train de tubage enroulé pouvant comprendre l'association d'un second injecteur dans un environnement sous-marin pour établir un injecteur sous-marin, et le premier injecteur étant un injecteur de surface disposé sur le navire. Le procédé peut en outre comprendre la connexion d'un module de tubage enroulé à un ensemble de commande de pression disposé sur une tête de puits sous-marine et l'utilisation soit du premier injecteur soit du second injecteur en tant qu'injecteur principal pour étendre le train de tubage enroulé dans le puits de forage, l'injecteur principal étant déterminé sur la base, au moins en partie, d'une pression de puits de forage. Le procédé peut en outre comprendre la réalisation d'une opération de puits de forage avec le train de tubage enroulé, l'opération de puits de forage n'utilisant pas de colonne montante. |
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