<Desc/Clms Page number 1>
EMI1.1
n SHELL INTERNATIONALE RESEARCH MAATSCHAPPIJ N. V. fil
<Desc/Clms Page number 2>
De onderhavige uitvinding heeft betrekking op het boren van onderwaterputten, en meer in het bijzonder op een werkwijze en inrichting voor het boren van onderwaterputten vanuit een boorplatform waarbij de putmondinstallatie op de zeebodem of op aanzienlijke afstand onder het wateroppervlak wordt aangebracht.
In een poging om nieuwe olievelden te vinden worden a toenemende mate putten op ondr water gelegen plantsen ge- boord. De bekledingsbuisserie van een onderwaterput en de pijp- serie of pijpseries lopen gewoonlijk tot een punt boven het wateroppervlak waar zij worden afgesloten op een wijze die voor putten op het vaste land gebruikelijk is, terwijl aan het bo- veneinde van de bekledingsbuisserie de conventionele putmond- installatie wordt bevestigd. Doordat de kust op sommige plaat- sen een steile helling vertoont, is er slechts een betrekke- lijk smalle strook zeebodem, namelijk die waarop minder dan 90 meter water staat, welke economisch geëxploiteerd kan wor- den vanuit een boorplatform gedragen door poten die in beneden- waartse richting tot op de zeebodem reiken.
Het overige deel van de zeebodem, waarop meer dan 90 meter water staat, in het bijzonder het gedeelte met diepe bekkens, kan slechts econo- misch geëxploiteerd worden door putten te boren vanuit drijven- de vaartuigen, en door de putmondinstallatie op of dicht bij de zeebodem te plaatsen.
De onderhavige uitvinding verschaft nu een werkwijze en een inrichting voor het boren van olie- en gasputten vanuit een drijvend of staand boorplatform waarbij de putmondinstal- latie op of nabij de zeebodem wordt opgesteld. Een dergelijk opgestelde putmondinstallati* brengt ook het voordeel mes dat vaartuigen met grote diepgang er veilig overheen kunnen varen
<Desc/Clms Page number 3>
en er geen kans bestaat op een uitbarsting veroorzaakt door een schip dat de putmond of een ondersteuning van de putmond raakt.
De onderhavige uitvinding verschaft de mogelijkheid het boren, afwerken en onderhouden van een onderwaterput op afstand te verrichten, zonder de hulp van duikers en zonder dat het nodig is een stijve, zich vanaf de put tot een punt boven het wateroppervlak uitstrekkende constructie toe te passen.
De werkwijze volgens de uitvinding is hierdoor ge- kenmerkt, dat een leibuisserie wordt samengesteld welke in een funderingsconstructie voor de onderwaterput is gebracht en welke op los te maken wijze met de funderingsconstructie is verbonden, dat de leibuis wordt opgehangen aan het werk- platform, dat door de leibuis een serie boorbuizen met beitel wordt neergelaten, dat in de zeebodem een gat wordt geboord van zodanige doorsnede en diepte dat in dit gat ten minste het onderste deel van de funderingsconstructie past, waarbij de funderingsconstructie en de daarmee verbonden leibuis ga- lijktijdig in het gat in de zeebodem worden neergelaten, en dat de funderingsconstructie in het gat in de zeebodem wordt gecementeerd.
De leibuis en de funderingsconstructie worden bij voorkeur verbonden aan of in de buurt van , hun ondereinden; deze verbinding wordt verbroken als de funderingsconstructie eenmaal in het boorgat is gecementeerd.
De inrichting volgens de uitvinding is gekenmerkt door een eerste buisvormig lichaam zodanig uitgevoerd dat het ondereinde daarvan vanaf het werkplatform in een in de zee- bodem geboorde put kan worden neergelaten, een tweede buis- vormig lichaam dat concentrisch binnen in het eerste buisvor- mige lichaam is geplaatst, en een los te maken verbindings- orgaan dat het eerste en het tweede buisvormige lichaam met
<Desc/Clms Page number 4>
elkaar verbindt, waarbij boven het verbindingsorgaan tussen het eerste en tweede buisvormige lichaam een ringvormige ruim- te wordt gevormd.
Nabij het boveneinde van één van de buisvormige li- chamen kan een veerkrachtige afdichting worden aangebracht om de ringvormige ruimte af te sluiten. Bij voorkeur kan de afdichting langs de buitenkant van het tweede buisvormige li- chaam glijden wanneer het eerste en het tweede lichaam van el- kaar zijn losgemaakt.
De uitvinding kan in de praktijk op verschillende manieren worden toegepast, doch één bepaalde uitvoeringsvorm zal nu nader worden beschreven aan de hand van bijgaande te- koning waarin :
Figuur 1 - op schematische wijze een drijvend boor- vaartuig toont dat zich boven een boorplaats bevindt en van waaruit concertrische pijpseries worden ondersteund.
Figuur 2 - op schematische wijze een aanzicht geeft van de funderingsconstructie die volgend de onderhavige uit- vinding wordt toegepast, met concentrische pijpseries die, hiervan uitgaande, omhoogsteken, welke pijpseries overeenkomen met die welke in Figuur 1 vanaf de onderkant naar beneden lopen.
Figuur 2A - een gedeeltelijke langsdoorsnede geeft aver het bovenste deel van de in Figuur 2 getoonde funderings- constructie.
Figuur 2B - een gedeeltelijke langsdoorsnede is over het onderste deel van de Figuur 2 getoonde funderingsconstruc- tie, die de verbinding tussen de verbuizingsschoen en het on- dereinde van de leibuis laat zien.
Figuur 3 - op schematische wijze de in Figuur 2 ge- toonde funderingsconstructie laat zien, op zijn plaats ge- bracht en gecementeerd in een boorgat dat in de zeebodem is
<Desc/Clms Page number 5>
geboord met behulp van een boorvaartuig dat zich boven het boorgat bevindt.
Figuur 4 - op schematische wijze de werkzaamheden toont bij het neerlaten van een putmondinstallatie vanaf een boorvaartuig tot aan de bovenzijde van de op de zeebodem ge- legen funderingsconstructie.
Figuur 5 - op schematische wijze de opstelling van de installatie toont gedurende het boren van een petont- toepassing van de werkwijze volgens de onderh- vitvinding
Figuur 6 - op schematische wijze een langsdersnede toont van een bedieningsinrichting die is aangebracht o; een bij het boren gebezigde putmond, gelegen nabij de zeebodem, ten einde aan deze putmond werkzaamheden te verrichten.
Figuur 7-op schematische wijze een langsdoorsnede toont van de werkzaamheden bij het neerlaten van een produk- tiekop en van produktieleidingen naar een onder water gelegen verbuizingskop, die vanaf de zeebodem omhoop loopt.
Figuur 8 - op schematische wijze een langsdoorsnede toont van een op de zeebodem gelegen, afgewerkte putmondin- stallatie volgens de onderhavige uitvinding, en
Figuur 9 - een gedeeltelijke langsdoorsnede van een aanzicht toont van de verbuizingskop die in de inrichting vol- gens de onderhavige uitvinding wordt gebezigd.
In figuur 1 en 2 van de tekening wordt een boorvaar- tuig 11, of elk geschikt drijvend of vlotbnar type vaartuig, getoond, drijvend op het wateroppervlak 12 en vast opgesteld boven een van tevoren uitgezochte boorplaats doordat zij in de zeebodem is verankerd door middel van de ankerkabels 14 en 15 die naar (niet getekende) ankers lopen. Een installatie van deze soort kan worden toegepast bij het uitvoeren van boorwerkzaamheden in water dat in diepte van ongeveer 30 meter tot 450 meter of meer verteert. Het boorvaartuig is uitgerust.
<Desc/Clms Page number 6>
met een geschikte kraan 16 die een takelsysteem bevat met hijsblok 17, hijsinrichting 18, en een hijsmachine 19.
Het vaartuig 11 is tevens voorzien van andere hulpinstallaties die gedurende het boren van een put nodig zijn, zoals, bij- voorbeeld, een draaitafel 20, opgesteld op het warkdek 21, een scharnierende kegconstructie opgesteld op het onderdek 23, enz.
De hijsmachine 19 is gewoonlijk zodanig ingericht, dat gedu- rende boorwerkzaamheden daaraan een boorserie 24 of het ge- deelte et de meeneemstang aan het boveneind van een boorserie kan worden onehangen, terwijl de kegconstructie 22 zodanig is aangebracht dat een pijpserie, bijvoorbeeld een serie lei- buizen 25, stevig kan worden bevestigd om verticale verplaat- sing ten opzichte van het vaartuig 11 te voorkomen.
Gedurende een deel van de werkzaamheden volgens de onderhavige uitvinding, doet de leibuis 25 dienst als onder- zeese verbuizing waardoor spoeling in opwaartse richting door de ringvormige ruimte tussen de leibuis 25 en de boorserie 24 kan worden gecirculeerd. De kraan 16 is boven een boorsleuf of put 26 opgesteld, welke sleuf op normale wijze verticaal door het vaartuig loopt. Bij toepassing van de installatie volgens de onderhavige uitvinding, kan de sleuf 26 in het vaartuig 11 centraal zijn aangebracht of zij kan vanaf één van de zijkanten inspringen. Boorwerkzaamheden kunnen echter ook langs het boord van het vaartuig worden uitgevoerd zonder toepassing van een sleuf.
Uiteraard kunnen in sommige gebie- den de installatie en de werkwijze volgens de onderhavige uit- vinding ook worden toegepast bij het uitvoeren van werkzaam- heden vanaf een frame, dat zich permanent op een vaste plaats bevindt, of vanaf een frame dat zich tijdelijk op een vaete plaats bevindt, en dat onder normale omstandigheden een drij- vend frame is. Bij wijze var voorbeeld zal de onderhavige uit- vinding echter worden beschreven wat betreft haar toepassing
<Desc/Clms Page number 7>
bij het boren en het afwerken van een put vanaf een drijvend vaartuig dat bij voorkeur (doch niet noodzakelijk) is veran- kerd.
Bij vele boorwerkzaamheden wordt het drijvende vaartuig op een betrekkelijk vaste plaats op zee gestationeerd door mid- del van twee of meer buitenboordmotoren of andere scheepsvoort- stuwingsorganen, die zodanig zijn opgesteld dat zij in tegen- overgestelde richting werken.
Figuur 2 toont een funderingsconstructie 30 die be- slaat uit een deel verbuizing 31 die een grote doorsnede heeft, bijvoorbeeld 90 cm, dat stevig is bevestigd, bijvoorbeeld door het te lassen een verbuizingsdelen van gemiddelde grootte, en kleine verbuizingsdelen, respectievelijk 32 en 33, terwijl een verbuizingsschoen 34 aan de onderzijde van de verbuizing 33 is bevestigd, bijvoorbeeld door middel van schroefdraden.
Hoewel de funderingsconstructie is beschreven als bestaande uit verhuizingen van verschillende doorsnede, kan uiteraard ook een verbuizing van één of dezelfde doorsnede worden ge- bezigd. Dat gedeelte van de verbuizing dat met het grondop- pervlak in aanraking komt, in dit geval het deel 32, bestaat bij voorkeur uit verbuizing met dikke wand opdat de verbui- zing gedurende het boren de buigspanningen kan weerstaan. Het bovenste deel van de verbuizing 31 heeft bij voorkeur een grote! doorsnede ten einde dienst te kunnen doen els basis waaromheen de bedieningsinrichting kan draaien, zoals hieronder zal wor- den beschreven.
De boorpijp of boorserie 24 loopt door de ver- buizing van de funderingsconstructie naar beneden, en de zwaar- stangen 35 worden gewoonlijk aan het ondereind van de boor- serie bevestigd, boven een boorbeitel 36 en een boorgatver- wijder 37.
Zoals Figuur 2A toont, loopt het deel van de verbui- zing 32, dat een gemiddelde doorsnede heeft, in bovenwaartse richting door de verbuizing 31, die een grote doorsnede heeft, terwijl de bovenzijde van de ringvormige ruimte 40 tussen beide
<Desc/Clms Page number 8>
pijpen wordt afgesloten door een willekeurige geschikte af- sluiting 41, die rondom haar binnenwand is voorzien van een rand of kraag die dienst doet als zitting voor een ronde rub- berafsluiting. Een borgring 44 bevindt zich boven de rubber- afsluiting 43 om deze op de kraag 42 op zijn plaats te houden.
De borgring 44 wordt op willekeurige, daarvoor geschikte wijze, bijvoorbeeld door middel van de schroef 45, aan de afsluiting 41 bevestigd.
De inwendige doorsnede van de rubberafsluiting 43 is iets kleiner dan de normale uitwendige doorsnede van de leibuis 25, waardoor rondom de laatste een waterdichte afdich- ting wordt verkregen terwijl axiale verplaatsing van de lei- buis 25 ten opzichte van de verbuizing 31 toch mogelijk blijft.
Gedurende de tijd dat een begin wordt gemaakt met het boren ven de put, en voordat de funderingsconstructie 30 in de wand wordt gecementeerd, wordt de verbuizingsschoen 34 aan de onderzijde van de funderingsconstructie 30 losneembaar aan het ondereind van de leibuis 25 bevestigd, zoals Figuur 2A toont. Een stijve doorboorbare afsluiting 46 wordt tussen de verbuizingsschoen 34 en een leibuisschoen 47 aangebracht.
De afsluiting 46 is uit een doorboorbaar materiaal vervaar- digd, bij voorkeur cement, een plastische stof of een zacht en gemakkelijk doorboorbaar metaal, en desgewenst kunnen ron- de afdichtingsringen in deze afsluiting worden aangebracht.
De binnenwand van de verbuizingsschoen 34 is bij voorkeur voor- zien van een serie uithollingen 51 zodat de afsluiting 46 bin- nen in de schoen kan worden gebracht waardoor de afsluiting niet axiaal zal bewegen wanneer er een kracht op wordt uitge- oefend. Tussen de afsluiting 46 en de leibuisschoen 47 wordt een geschikte verbinding tot stand gebracht, bijvoorbeeld een J-gleufverbinding of een losneembare linksdraaiende schroef- draad 52.
Hoewel in de gegeven beschrijving van de onderhavige uitvinding is vermeld, dat de leibuis 25 en de verbuizing 33 aan de onderzijden met elkaar zijn verbonden, bijvoorbeeld door middel van de schoenen 34 en 47 met de afsluiting 46, en
<Desc/Clms Page number 9>
hoewel het uiteraard gemakkelijker is om de onderste uiteinden van de leibuis 25 en de verbuizing 33 aan elkaar te bevestigen, kunnen ze desgewenst ook bij elke verbinding boven de naar binnen gerichte uiteinden aan elkaar worden bevestigd.
Voordat een funderingsconstructie door het water op de zeebodem wordt neergelaten, dient het onderste deel van de leibuis 25 in het onderste deel van de verbuizing te worden gebracht, en dient de leibuisschoen 47 te worden ver- bonden met de afsluiting 46. Daarna kunnen acve nvolgons delen pijp an de leibuis en aan de verhuizing .'den toege- voegd totdat de funderingsconstructie 30 de gewenste len te heeft verkregen. De funderingsconstructie wordt dan door mid- del van de afsluiting 46 op de onderzijde van de leibuis on- dersteund, terwijl verdere delen van de leibuis boven de reeds aanwezige worden toegevoegd ten einde de funderingsconstruc- tie tot op de zeebodem neer te laten.
Voordat de funderings- constructie in het water wordt neergelaten, wordt een spoe- lingleiding 53, voorzien van een verbinding 54 die kan worden losgetrokken, aan de verbuizing 31 bevestigd en deze leiding staat in verbinding met de verbuizing 32 zodat zij geduren- de de toekomstige boorwerkzaamheden als retourleiding voor de spoeling kan dienen.
Bij de installatie die op de in Figuur 1 en 2 ge- toonde wijze is gemonteerd, wordt het onderste deel van de leibuis 25 gebruikt om de funderingsconstructie neer te laten en op te hangen totdat de daartoe behorende verbuizingsschoen 34 even boven de zeebodem 13 op zijn plaats is gebracht. Het boveneind van de leibuis 25 wordt ondersteund door de kegcon- structie 22 vanaf het onderdek van het boorvaartuig 11. Voor- bereidende werkzaamheden ter boring van de put worden nu uit- gevoerd door de boorbeitel 36, de boorgatverwijder 37, de zwaarstang 35 en de boorserie 24 in de leibuis 25 op hun plaats te brengen en door het geheel in de leibuis te laten
<Desc/Clms Page number 10>
zakken totdat het de in Figuur 2 weergegeven stand inneemt.
Desgewenst kan het deel van de verhuizingen 32 en 33 worden voorzien van de contreermiddelen 55. De boorbeitel en de boor- serie worden naar de zeebodem neergelaten en er wordt met de boorwerkzaamheden begonnen om de put te boren. Nadat enkele meters van het boorgat 56 geboord zijn, zoals Figuur 2 toont. laat men de funderingsconstructie en de leibuis iets zakken zodat het onderste deel van de funderingsconstructie in het boorgat komt te rusten, waardoor de funderingsconstructie woret gestabiliseerd terwijl de rest van het boorgat wordt geboord voor de verbuizing.
Het gat voor de verhuizing wordt bij voorkeur geboord onder toepassing van zeewater als cir- culerende vloeistof, dat door de boorserie 24 naar beneden wordt gepompt en dat aan de buitenkant van de verbuisingsde- len 32 en 33 weer naar boven stroomt.
Nadat het boorgat voor de verbuizing geboord is, worden de boorserie 24 en de beitel 36 verwijderd. Do funde- ringsconstructie wordt vervolgens neergelaten door delen lei- buis 25 boven de reeds aanwezige delen aan te brengen totdat de funderingsconstructie 30 wordt ondersteund door de lei- buisschoen 34 op de bodem van de boring, of door het grote stuk verbuizing 31 aan de bovenzijde van het boorgat.
Zoals Figuur 3 toont, kunnen de cementeringswerk- zaamheden worden uitgevoerd via de boorserie 24, voordat deze wordt verwijderd, of via de leibuis 25, afhankelijk van de omstandigheden en de voorkeur van hem die het werk uitvoert. waarbij een zeer grote hoeveelheid cement wordt gebezigd ten einde de verhuizing stevig in de zeebodem te cementeren. De verbuizing en de funderingsconstructie worden nu het voornaam- ste bouwelement dat de putmond schraagt tegen alle statische en dynamische krachten die gedurende de verdere werkzaamheden
<Desc/Clms Page number 11>
daarop worden uitgeoefend.
In Figuur 3 wordt de getoonde funderingsconstructie op haar plaats gecementeerd door middel van een cementen vul- ling 57 die rondom de bovenkant van het boorgat wordt aange- bracht. Voordat met de verdere boorwerkzaamheden wordt begon- nen, worden de leibuis 25 en de leibuisschoen 47 van de ver- buizingsschoen 34 losgemaakt door de leibuis 25 te draaien totdat de linkse schroefdraden 52 zijn losgeschroefd. De lei- buis 25 wordt vervolgens iets omhooggehaald tot een stand waar- bij de rubberafsluitring 43 (Figuur 2A) zich tussen twee kra- gen 58 op de leibuis 25 in bevindt, waardoor een glijdende axi- ale beweging van de leibuis 25 binnen in de rubber afsluiting 43 mogelijk wordt gemaakt, over een afstand die gelijk is aan de lengte van een leibuisdeel, gewoonlijk 9 meter.
Toepassing van een rubberafsluitring op deze wijze maakt dat een drijver of een aan de leibuis bevestigde mofkoppeling overbodig zijn.
In de door Figuur 3 getoonde stand is de leibuis 25 opgehan- gen aan de kegconstructie 22. Een nippel 61 en een retourlei- ding voor de spoeling 62 zijn met de bovenkant van de leibua 25 verbonden. De boorwerkzaamheden kunnen nu worden hervat on- der toepassing van een boorspoeling op gebruikelijke wijze door de spoeling via de boorserie 24 naar beneden te pompen, door een klein formaat boorbeitel 63. Doorstroming van de spoeling in opwaartse richting vindt plaats via de ringvor- mige opening tussen de leibuis 25 en de bcorserie 24 naar de nippel en spoelingleiding, respectievelijk 61 en 62, van- waar de spoeling kan worden afgevoerd naar een bezinkput (niet getekend) aan boord van het vaartuig, of, desgewenst, kan wor- den weggeworpen.
Als de boring vordert, wordt een boorserie 24 met een klein formaat boorbeitel 63 en een boorgatverwijder 64 door de leibuis 25 neergelaten. Het boorgat is dan diep genoeg en de put wordt anderszins geschikt gemaakt om er de
<Desc/Clms Page number 12>
leibuis 25 in aan te brengen*
Op ieder tijdstip tijdens het boren is de diepte van het boorgat bekend. Nadat men het gewenste aantal leibui- zen 25 heeft geboord, wordt nog een zodanige serie leibuizen bovenaan de reeds ingelaten leibuizen gekoppeld zo dat de leibuisschoen 34 zich op enige afstand bevindt boven de uit- eindelijke plaats waar deze gecementeerd wordt, welke afstand gelijk is aan de afstand van het onderdek 23 van het vaartuig 11 tot het bovenste deel van de verhuizing 31 die een grote doorsnede heeft.
Zoals Figuur 4 toont, wordt een bij het boren toegepaste putmondinstallatie 65, waaraan een rail 66 voor de bedieningsinrichting en eruptie-afsluiters 67 en 68 zijn be- vestigd, verbonden met het boveneind van de lei buis, bijvoor- beeld dcor middel van een van schroefdraad voorziene verbinding.
De eruptie-afsluiters zijn voorzien van eenaantal elektrische- en hydraulische leidingen 70, en tevens van een knijpstuk en van een leiding voor het doodpompen 71. Aan het boveneind van de eruptie-afsluiter 68 is een stijgbuis 72 aangebracht, waaraan de boorpijpserie 24 kan worden bevestigd ten einde de gemonteerde installatie te laten zakken en op haar plaats te brengen boven op de leibuis 31 die een grote doorsnede heeft. Een geleide voering 73 onderin de putmondinrichting doet menst, zoals Figuur 5 toont, om de bij het boren gebezigde , atmondinstallatie 65 en de rail 66 voor de bedieningsinrich- ting op hun plaats te brengen boven het bovenste deel van de verhuizing 31.
De leibuis wordt vervolgens op haar plaats ge- cementeerd door cement naar omlaag te pompen door do boorbuis 24, die is gebruikt voor het neerlaten (Figuur 4) en door de leibuis, en omhoog langs de buitenkant van de leibuis 25 tot- dat een cementen prop 74 op gebruikelijke wijze uit de onder- kant daarven is verwijderd. Gedurende de cementeringswerkzaam- heden wordt de spoeling in het boorgat langs de binnenkant van
<Desc/Clms Page number 13>
de leibuis 25 naar omlaag geperst en weer omhoog door de re- tourleiding voor de spoeling 53. Als de cementeringswerksaam- heden be indigd zijn, wordt de spoelingleiding 53 losgetrok- ken bij de lostrekbare verbinding 54.
Voor of na het cementeren van de leibuis 25 wordt een pijpserie 75 die een grote doorsnede heeft, en die boring stijgbuis of onderzeese verbuizing wordt genoemd, neergelaten of over de boorpijp 24 heengeschoven. De boringsst jgbuis 75 is aan haar onderzijde voorzien van een ervr, sluiter 76 die aan de onderzijde een geleidevoering 77 k< nevanten.
Bovendien kan de boringsstijgbuis 75 voorzien zijn van en telescopische verbinding 80, die zich vlak onder het boorvaar- tuig bevindt, en, desgewenst, van een drijver 81. Aan de bo- venzijde van de boringsstijgbuis 75, zijn tevens een nippel
61 en een retourleiding 62 bevestigd, om de spoeling die uit de boringsstijgbuis terugstroomt ver te leiden. De eruptie- afsluiter 76, die dienst doet als flexibele verbinding voor de stijgbuis 75, wordt, voordat hij op zijn plaats wordt neer- gelaten, voorzien van enkele slangen 82.
Wanneer de eruptie- afsluiter in aanraking is met het lichaam van de stijgbuis 72 (Figuur 4) aan de bovenzijde van de eruptie-afsluiter 68, wordt de eerstgenoemde afsluiter waterdicht bevestigd door onder druk staande vloeistof door een van de slangen 82 te persen.
In plaats van toepassing van een afsluiter 76 aan de onderzijde van de boringsstijgbuis 75 en van een boorbuis 24 om de putmond 65 en de eruptie-afsluiters 67 en 68 bovenop ' de verbuizing 31 op hun plaats te brengen, is het ook mogelijk de afsluiter 76 weg te laten en de bovenzijde van de eruptie- afsluiter 68 te verbinden met de onderzijde van de borings- stijgbuis 75, die vervolgens wordt gebruikt om de eruptie-af- sluiters 67 en 68 in de bij het boren gebezigde putmond op hun plaats te brengen.
<Desc/Clms Page number 14>
Een boorbeitel van geschikte afmetingen, bevestigd op een boorseris 24, wordt door de gemonteerde installatie (Figuur 5) neergelaten en de boorwerkzaamheden worden voort- gezet totdat het boorgat diep genoeg is om de produktiebuizen aan te brengen. Voordat een serie produktiebuizen in de put wordt aangebracht, worden de boorpijp 24 en de beitel 83 hier- uit omhooggehaald, en wordt een bedieningsinrichting 84 voor toepassing onder water (zie Figuur 6) op de hiervoor bestemde rail 66 gebracht.
De bedieningsinrichting 84 voor toepassing onder water bestaat uit een kast 85 die met behulp van een kabel 86 kan worden neergelaten, door middel van in de kast aanwezige propellers 87 naar haar plaats kan worden gebracht, en door middel van een stel wielen 90 aan de rail voor de be- dieningsinrichting kan worden opgehangen, zodanig, dat zij daaromheen kan bewegen, waarbij een stel leiwielen 91 in aan- raking blijft met de buitenkant van de verhuizing 31 die een grote doorsnede heeft. De bedieningsinrichting 84 is verder voorzien van ten minste n arm 92, die bij voorkeur in hori- zontale stand is aangebracht, zoals is aangegeven, en die zo- danig is ingericht dat hij in-en uitwaarts, en op en neer, kan bewegen, of kan ronddraaien, al naar de wens van een be- die ningsman die zich op een afstand van de inrichting aan boord van het boorvaartuig 11 bevindt.
In deze bijzondere toe- ppssing is de beweegbare arm 92 voorzien van een schroefsleu- tel 93 ten einde in contact te kunnen komen met de schroeven 102 op de tijdens het boren gebezigde putmondinstallati . De bedieningsinrichting is voorzien van lichten 95 en van een televisiecamera 96, die in alle richtingen kunnen worden be- wogen. De camera wordt gewoonlijk toegepast om de werkzaam- heden van de schroefsleutel 93 te kunnen volgen, of om deze sleutel in n lijn te brengen met oen van de schroeven 102.
Figuur 6 toont een produktiepijpserie 97 nadat deze
<Desc/Clms Page number 15>
tot op de juiste plaats in de put is neergelaten, op welk punt zij wordt gecementeerd. De produktiepijpserie 97 wordt neergelaten door middel van een boorpijp (niet getekend) die, zoals Figuur 9 toont, is bevestigd aan een ontkoppelingsele- ment 98 met linkse schroefdraad gevormd op de binnenwand van een produktiepijpseriehanger 100. Nadat zij op haar plaats is gebracht, wordt de produktiepijpserie vergrendeld met een ver- buizingskop 101 door middel van de onderste regelschroeven 102.
Deze schroeven worden aangebracht met behulp van de schroef- sleutel 93 van de bedieningsinrichting 84 (Figuur 6). De pro- duktiepijpserie wordt ter plaatse gecementeerd onder toepas- sing van een cementeerkraag (niet getekend), die wordt aange- bracht aan de onderzijde van een cementeerpijpserie of aan de boorpijp, en op bekende wijze in het boveneind van de produk- tiepijpserie 97 wordt gebracht. Het cement wordt door de ce- menteerpijpserie of de boorpijp in benedenwaartse richting ge- circuleerd terwijl de retourstroom door de cementeerkraag, het knijpstuk en de leiding voor het doodpompen 97 van de eruptie-afsluiter 67 verder omhoog wordt gevoerd.
Na het ce- menteren van de produktiepijpserie, wordt het ondereinde van ! de boorpijp of van de cementeerpijpserie losgemaakt van de link-: se schroefdraad 98 in de bekledingsbuizenhanger 100 en wordt de pijp naar het vaartuig 11 teruggehaald. Het boorgat is nu gereed voor verdere boorwerkzaamheden of voor het op plaats brengen van de produktiepijpserie. Indien er nog verder moet worden geboord, dan kan desgewenst in de bekledingsbuizenhanger 100 een gecombineerde gereedschapsgeleider en beschermingsin- richting voor de zittingen (niet getkend) gemonteerd worden, die kan dienen om gereedschap op zijn plaats te brengen en om de zitting van een pijpseriehanger 103 te beschermen.
Zoals Figuur 9 toont, bestaat de toegepaste putmond-
<Desc/Clms Page number 16>
installatie die gedurende de boorwerkzaamheden wordt toegepast uit een tijdens het boren gebezigde putmondinstallatie 65 die rust op een opvangoppervlak 104 van het middendeel of het bo- venste deel van de verbuizingskop 105, en die daaraan verbon- den is door de bovenste serie borgschroeven 106, waarvan slechts één borgschroef is getekend. Het bovenste deel van de verbui- zingskop 105 rust op zijn beurt op een opvangoppervlak 107 dat aan de bovenkant van de verbuizingskop 105, en aan de buiten- kant daarvan, is gevormd, terwijl de onderste serie borgechroe- ves 103 de delen van de verbuizingskop 101 en 105 aan elkaar bevestigen.
De verbuizingskop 101 is voorzien-van een steun- faas 111 die er stevig aan is bevestigd, bijvoorbeeld door lassen* Deze steunbasis kan op haar beurt rusten bovenop de verbuizing 31 die een grote doorsnede heeft (Figuur 2). Hoe- wel er in de onderhavige uitvinding de voorkeur wordt gegeven aan toepassing van een putmond met een uit een boven- en een onderstuk bestaande verbuizingskop, respectievelijk 105 en 101, waarop een putmond 65 kan worden bevestigd, spreekt het geheel vanzelf dat het boven- en onderstuk van de verbuizingskop, respectievelijk 105 en 101, als één enkel element kan worden gevormd,
in welk geval de onderste borgschroeven 101 kunnen vervallen. Als voorzorgsmaatregel voor de veiligheid in onder vicer gelegen putmondinatallaties, kan het echter de voorkeur -7.dienen om een verbuizingskop bestaande uit een boven- en een onderstuk, respectievelijk 105 en 101, toe te passen, die door middel van de onderste borgschroeven 108 aan elkaar zijn bevestigd, welke schroeven bij voorkeur bestaan uit een gele- geerd koolstofstaal of uit een ander geschikt materiaal dat kan worden uitgeboord in het geval dat de bovenste borgschroe- ven klem komen te zitten of corroderen op een zodanige wijze dat zij niet meer van hun plaats kunnen worden verwijderd, in- dien het nogig is de boorkop 65, of een produktiekop, daarvan
<Desc/Clms Page number 17>
te verwijderen.
Figuur 9 toont een pijpseriehanger 112 die rust pp het draagoppervlak 103 dat aan de bovenzijde van de produktie- pijpseriehanger 100 is gevormd. Een pijpserie 115, die aan de pijpseriehanger 112 hangt, is binnen in de leibuisseris 25 concentrisch aangebracht. De pijpseriehanger 112 is onder- aan aat. de buitenkant voorzien van een taps draagoppervlnk 113, met afdichtingsmiddelen 114, bijvoorbeeld iedere geschik- te soort pakking, of 0-vormige ringen. De pij behanger 112 is zodanig aangebracht dat hij met zijn onderend kal worden bevestigd aan de bovenzijde van een pijpserie 115, bijvoor- beeld door middel van schroefdraden.
Een of meer doorlaatope- ningen voor vloeistof 116 lopen verticaal door de pijpserie- hanger 112 en staan in verbinding met een ringvormige ruimte 117, die is gevormd tussen de buitenwand van de pijpserie 115 en de binnenwand van de produktiepijpserie 97, en met de ruimte boven de pijpseriehanger 112. De binnenwand van de pijpseriehanger 112 is voorzien van geschikte middelen, bij- voordeeld een linkse schroefdraad, waarmee de pijpseriehan- ger 112 kan worden bevestigd aan het ondereind van een pijp- serie (niet getekend) ten einde de pijpseriehanger 112 en de daaraan hangende pijserie vanaf het vaartuig 11 in de put te kunnen neerlaten.
Nadat de pijpserie op haar plaats is ge- bracht, wordt de pijpseriehanger 112 vergrendeld door het bovenste stel borgschroeven 121 aan te draaien door middel van de schroefsleutel 93 die aan de bedieningsinrichting 84 is bevestigd. De pijpserie 115 wordt op haar plaats gebracht met behulp van de gebruikelijke werktuigen voor ondergronds werk die beletten dat de formatie en de pijpserie of bekle- dingsbuisserie met elkaar in verbinding komen te staan. Voor- dat of nadat de pijpserie op haar plaats is gebracht, kunnen de bekledingsbuizen van de put, onder toepassing van elke be-
<Desc/Clms Page number 18>
kende geschikte werkwijze, geperforeerd worden.
Nadat de pijpserie 115 in de put op haar plaats is gebracht, en de put ook anderszins in gereedheid is gebracht om het afvoerstuk aan te brengen, wordt van de onder water gelegen bedieningsinrichting gebruik gemaakt om de bovenste borgschroeven 106 los te schroeven, die de boorkop 65 in het bovenste deel van de verbuizingskop vasthouden. De borings- stijgbuis 75, en de daarbij behorende apparatuur, d.w.z. het verbindingselement 76, de eruptie-afsluiters 67 en 6, en de boorkop 65, worden omhoog gehanld of uit het water verwijderd over de pijpserie heen die is gebezigd om de pijpseriehanger op zijn plaats te brengen.
Ten einde uit de put olie te produceren, laat men een produktiekop 122 (Figuur 7) zakken of wordt deze over een neer- gelaten pijpserie 118 heen naar omlaag gebracht, waarbij de genoemde pijpserie zich uitstrekt vanaf de bovenzijde van de pijpserie in de verbuizingskop tot aan het vaartuig 11. De pro- duktiekop is bij voorkeur van een zodanig type dat de twee concentrische pijpseries in een put worden gewijzigd in twee parallel lopende doorstroomkanalen waarin regelafsluiters kunnen worden aangebracht. De produktiekop is voorzien van de regelafsluiters 123 en 124 en de zijdelingse uitlaatafsluiters 125 en 126, die het doorstromen van de vloeistof door de produktieleidingen, respectievelijk 127 en 128, regelen.
Ge- woonlijk wordt slechts één produktieleiding gebruikt om vloei- stof uit een olie- of gaszone te produceren. In sommige gebie-( den kunnen echter dubbele produktieleidingen worden toegepast.
Wanneer de normale produktie van een put zodanig is terugge- lopen dat deze uit één produktieleiding niet langer produceert, kan de andere produktieleiding worden gebruikt om gas in de put te injecteren om gaslift te -verkrijgen.
De bovenkant van het afvoerstuk, bestaande uit de
<Desc/Clms Page number 19>
afsluiters 123 tot 126, kan op elke geschikte manier worden af- gesloten, bijvoorbeeld met een putmondafsluiting of een spoe lingsluis 130 die losneembaar wordt bevestigd aan de onder- zijde van een pijpserie 131 die geschikt is om de produktiekop en het afvoerstuk om de pijpserie 118 heen omlaag te brengen.
De pijpserie 118 bestaat uit pijp met een geringe doorsnede ; er kan een metaaldraad of kabel (niet getekend) doorheen lopen, waarbij de kabel uit delen bestaat die even lang zijn als elke pijplengte terwijl het ondereind van de kabel wordt bevestigd aan de laagste boorpijpkoppeling aan het ondereinde van de pijpserie in elke pijplengte. In het geval dat de pijpserie breekt, zal de kabel dus in staat zijn het gewicht van de installatie te dragen.
Wanneer de produktiekop 122 eenmaal op het boven- ste deel 105 van de verbuizingskop rust, worden de borgschroe.. ven 132, die in de produktiekop 122 aanwezig zijn, met behulp van de schroefsleutel 93 van de onder water gelegen bedie- ningsinrichting 84 op hun plaats vastgeschroefd. De pijpserie
11$ (Figuur 7) wordt vervolgens door draaien ontkoppeld van de pijpseriehanger en daarna naar het boorvaartuig opgehaald door de pijpserie 131 heen, die is bevestigd aan de spoelings- sluis 130. Een afsluiting 133 wordt vervolgens door de pijp- serie 131 van de spoelingsluis ingelaten en waterdicht be- , vestigd aan de bovenzijde van de spoelingsluis, zoals Figuur
8 toont.
De spoelingsluis 130 bevat ten minste twee concentri- sche verticale doorstroomkananlen voor de produktie en een dwars geplaatste kamer aan het ondereind van het buitenste produktiedoorstroomkanaal, die via één produktie-doorstroom- kanaal in het afvoerstuk in verbinding staat met de ringvor- mige ruimte tussen pijpserie en bekledingsbuisserie in de put.
De bedieningsinrichting 84 (Figuur 7) kan vervolgens
<Desc/Clms Page number 20>
door middel van kabel 86 van de rail 66 worden opgelicht en @ naar het oppervlak worden omhooggehaald. Hierna blijft slechte de putmondinstallatie over met haar twee produktieleidingen 127 en 128, die vanaf het afvoerstuk naar beneden, en verder langs de zeebodem lopen. De hoofdafsluiters 123 en 123 A en de afslui- ters 124 en 124A zijn bij voorkeur van het type dat normali- ter gesloten is, terwijl de afsluiters aan de zijspruiten 125 en 126 bij voorkeur van het type zijn dat normaliter open- staat.
Alle afsluiters worden door middel van gasdruk bediend, welke druk vanuit een geschikte bron door één van de produk- tieleidingen 127 en 128 wordt overgebracht. Onder normale be- drijf 'omstandigheden worden de hoofdefsluiters 123 en 123A open gehouden door de druk in de hogedrukgasleiding 128, ter- wijl de geproduceerde vloeistof de put verlaat via de produktee- leiding 127.
Indien het nodig is de put weer te openen om er op- nieuw gereedschap in neer te laten, dan laat men de bedie- ningsinrichting 84 (Figuur 7) aan haar kabel zakken, tezamen met een geleidelijn (niet getekend), die door de bedienings- inrichting wordt bevestigd aan de bovenzijde van de spoeling- sluis 130 of aan de haar afsluitende plug 133 (Figuur 6).
Door middel van deze geleidelijn, die zich in bovenwaartse richting uitstrekt tot aan het vaartuig 11 op het wateroppervlak, wordt een boringsstijgbuis 75 (Figuur 5) neergelaten, die overeen- komt met de pijpserie 131 van Figuur 7, en die aan haar onder- zijde een verbindingsstuk draagt dat overeenkomt met de eruptie- afsluiter 76 van Figuur 5; deze stijgbuis wordt neergelaten op en bevestigd aan de bovenzijde van de spoelingsluis 130.
De boringsstijgbuis die wordt toegepast bij herstel- en ver- vangingswerkzaamheden in de put kan een veel kleinere doorsne- de hebben dan de stijgbuis die tijdens de eigenlijke boorwerk- zaamheden wordt gebezigd. Nadat de herstel-stijgbuis aan de spoelingsluis 130 is bevestigd, kan de deksel van de spoeling- sluis worden verwijderd door middel van een stuk gereedschap der an een kabel is bevestigd of een stuk vanggereedschap
<Desc/Clms Page number 21>
EMI21.1
dnt ia bavofitifi non hat ondnrQ1nd van non pijpaerie.
Do bovenkant vpn da fIIt,.1j,.huin t11'tnt anti boord van tint YtlM.t,U1 t' ta warden voorzien van geschikte verbindingsmiddelen om de stijgbuis te verbinden met een hydraulische-vloei stof bron waardoor een onder druk staande vloeistof tot de stijgbuis kan worden toegelaten om de regelafsluiters 124 en 124A te openen. De put is dan volledig met het boorvaartuig 11 ver-
EMI21.2
bonden en ils dan in een zodanige toestand, dat men fL en k- bel bsveatigd gereedschap kan inbrengen of dat 1, puc bzz speeling kan laten vollopen ten einde meer ultgt.. side her- stelwerkzaamheden uit te voeren. De put knn ook via de .flexi- bele produkt1eleidinp,en 127 en 128 met circulerende spoeling worden gevuld.
Nadat de put gevuld is en anderszins opgeplugd, kunnen het afvoerstuk en de produktiekop worden verwijderd na- dat de schroefsleutel 93 van de bedieningsinrichting 84 de bo-
EMI21.3
venste borrachroeven 132 (Figuur 8) heeft losp;e'5chr<:'<s"d. -In- dien zich moeilijkheden voordoen wat betreft het losmaken vnn het afvoerstuk, dan kunnen de bovenste borgschroeven 121
EMI21.4
en de onderste borfechroeven 107 door de bedieningsinrichtinp; 84 worden losgedraaid, waarna het afvoerstuk, de produktie-
EMI21.5
kop 122, en het bovenste deel van de verbuizingskop 105 ver- wijderd kunnen worden.
Nadnt het afvoerstuk i-i v6:5derd, kunnen de bij het boren toegepaste stijgbuis en dp eruptie- afsluiters weer aan de put worden bevestigd door de verschil- lende werkzaamheden die hierboven zijn beschreven in onze- keerde volgorde te herhalen. Uit de beschreven montagem6thode en apparatuur blijkt dat alle delen van de putmondinstallatie die aan beschadiging onderhevig zijn kunnen worden verwijderd, hersteld en opnieuw gemonteerd op elk tijdstip gedurende de levensduur van de put.
<Desc / Clms Page number 1>
EMI1.1
n SHELL INTERNATIONAL RESEARCH SOCIETY N. V. fil
<Desc / Clms Page number 2>
The present invention relates to the drilling of underwater wells, and more particularly to a method and apparatus for drilling underwater wells from a drilling platform in which the wellhead installation is placed on the sea bed or at a considerable distance below the water surface.
In an effort to find new oilfields, an increasing number of wells are drilled on sub-water plants. The casing string of an underwater well and the string or pipe strings usually extend to a point above the surface of the water where they are closed in a manner common for land wells, while at the top end of the casing string the conventional wellhead installation is confirmed. Because the coast has a steep slope in some places, there is only a relatively narrow strip of seabed, namely the one on which less than 90 meters of water stands, which can be economically exploited from a drilling platform supported by legs set in below. - reach the seabed in an inward direction.
The remainder of the seabed, on which there is more than 90 meters of water, especially the part with deep basins, can only be economically exploited by drilling wells from floating vessels, and by the wellhead installation on or close to the seabed.
The present invention now provides a method and apparatus for drilling oil and gas wells from a floating or standing drilling platform where the wellhead installation is located on or near the sea bed. Such an arranged wellhead installation also brings the advantage that vessels with a great draft can safely sail over it
<Desc / Clms Page number 3>
and there is no possibility of an eruption caused by a vessel hitting the wellhead or a wellhead support.
The present invention provides the ability to perform remote drilling, completion and maintenance of an underwater well without the assistance of divers and without the need to employ a rigid structure extending from the well to a point above the surface of the water.
The method according to the invention is characterized in that a guide pipe string is assembled which is placed in a foundation structure for the underwater well and which is detachably connected to the foundation structure, that the guide pipe is suspended from the working platform, which a series of drill pipes with a chisel is lowered through the guide pipe, a hole of such a diameter and depth is drilled in the sea bed that at least the lower part of the foundation structure fits into this hole, the foundation structure and the guide pipe connected thereto simultaneously the hole in the sea bed, and that the foundation structure is cemented into the hole in the sea bed.
The conduit pipe and foundation structure are preferably connected at or near their lower ends; this connection is broken once the foundation structure has been cemented downhole.
The apparatus according to the invention is characterized by a first tubular body configured such that its lower end can be lowered from the working platform into a well drilled in the sea bed, a second tubular body being concentrically formed within the first tubular body. and a releasable connector connecting the first and second tubular bodies
<Desc / Clms Page number 4>
one another, thereby forming an annular space above the connector between the first and second tubular bodies.
Near the top of one of the tubular bodies, a resilient seal may be provided to close off the annular space. Preferably, the seal can slide along the outside of the second tubular body when the first and second bodies are detached from each other.
The invention can be practiced in various ways, but one particular embodiment will now be described in more detail with reference to the accompanying diagram, in which:
Figure 1 - schematically shows a floating drilling vessel located above a drilling site from which concertric pipe strings are supported.
Figure 2 - schematically shows a view of the foundation structure used in accordance with the present invention, with concentric pipe strings protruding upwards from this, which pipe strings correspond to those running downwards in Figure 1.
Figure 2A - A partial longitudinal section showing the upper part of the foundation structure shown in Figure 2.
Figure 2B - is a partial longitudinal section across the lower portion of the foundation structure shown in Figure 2, showing the connection between the casing shoe and the lower end of the guide tube.
Figure 3 - schematically shows the foundation structure shown in Figure 2, placed in place and cemented in a borehole that is in the sea bed
<Desc / Clms Page number 5>
drilled using a drilling vessel located above the borehole.
Figure 4 - schematically illustrates the operations of lowering a wellhead installation from a drilling vessel to the top of the seabed-lying foundation structure.
Figure 5 - schematically shows the setup of the installation during the drilling of a cap application of the method according to the present invention
Figure 6 - schematically shows a longitudinal section of an operating device which is arranged o; a wellhead used for drilling, located near the seabed, in order to perform work on this wellhead.
Figure 7 schematically shows a longitudinal cross-sectional view of the operations in lowering a production head and production lines to an underwater casing head that curves from the seabed.
Figure 8 - schematically shows a longitudinal section of a seabed finished wellhead installation according to the present invention, and
Figure 9 - shows a partial longitudinal sectional view of the casing head used in the device of the present invention.
In Figures 1 and 2 of the drawing, a drilling vessel 11, or any suitable floating or raft type vessel, is shown floating on the water surface 12 and fixedly positioned over a pre-selected drilling site by being anchored in the seabed by means of a the anchor cables 14 and 15 that run to anchors (not shown). A rig of this kind can be used in conducting drilling operations in water digested in depths of about 30 meters to 450 meters or more. The drilling vessel is equipped.
<Desc / Clms Page number 6>
with a suitable crane 16 containing a hoist system including hoist block 17, hoist 18, and a hoisting machine 19.
The vessel 11 is also provided with other auxiliary equipment required during well drilling, such as, for example, a turntable 20 disposed on the wark deck 21, a hinged wedge structure disposed on the lower deck 23, etc.
The hoisting machine 19 is usually arranged such that during drilling operations thereon, a drill string 24 or the portion with the carrier rod can be suspended from the top end of a drill string, while the wedge structure 22 is arranged so that a string of pipe, e.g. tubes 25, can be securely fixed to prevent vertical displacement relative to the vessel 11.
During some of the operations of the present invention, the guide tube 25 serves as a subsea casing through which mud can be circulated upwardly through the annular space between the guide tube 25 and the drill string 24. The crane 16 is located above a borehole or well 26, which trench normally extends vertically through the vessel. When using the installation of the present invention, the slot 26 in the vessel 11 may be centrally located or it may be recessed from one of the sides. However, drilling operations can also be performed along the board of the vessel without the use of a trench.
Of course, in some areas, the installation and method of the present invention can also be applied when performing work from a frame, which is permanently in a fixed location, or from a frame that is temporarily on a vaete location, and which is normally a floating frame. By way of example, however, the present invention will be described with regard to its application
<Desc / Clms Page number 7>
when drilling and completing a well from a floating vessel that is preferably (but not necessarily) anchored.
In many drilling operations, the floating vessel is stationed at a relatively fixed location at sea by means of two or more outboard motors or other marine propulsion devices arranged to operate in opposite directions.
Figure 2 shows a foundation structure 30 comprising a portion of casing 31 having a large cross-section, for example 90 cm, which is firmly attached, for example by welding it into a casing portion of medium size, and small casing portions, 32 and 33, respectively. while a casing shoe 34 is attached to the underside of casing 33, for example by means of threads.
Although the foundation structure has been described as consisting of casings of different cross-section, a casing of one or the same cross-section can of course also be used. That portion of the casing that contacts the ground surface, in this case the portion 32, is preferably thick-walled casing so that the casing can withstand the bending stresses during drilling. The top portion of the casing 31 preferably has a large! section to serve the base around which the operating device can pivot, as will be described below.
The drill pipe or drill string 24 runs down the casing of the foundation structure, and the drill collars 35 are usually attached to the bottom end of the drill string, above a drill bit 36 and a borehole remover 37.
As shown in Figure 2A, the portion of the casing 32, which has an average diameter, extends upwardly through the casing 31, which has a large cross-section, with the top of the annular space 40 separating them.
<Desc / Clms Page number 8>
pipes are closed by any suitable closure 41, which is provided around its inner wall with an edge or collar that serves as a seat for a round rubber closure. A retaining ring 44 is located above the rubber seal 43 to hold it in place on the collar 42.
The retaining ring 44 is attached to the seal 41 in any suitable manner, for example by means of the screw 45.
The internal diameter of the rubber seal 43 is slightly smaller than the normal external diameter of the guide tube 25, providing a watertight seal around the latter while still allowing axial displacement of the guide tube 25 relative to the casing 31.
During the time that drilling of the well is begun, and before the foundation structure 30 is cemented into the wall, the casing shoe 34 on the underside of the foundation structure 30 is releasably attached to the bottom end of the guide pipe 25, as Figure 2A shows. A rigid pierceable seal 46 is disposed between the casing shoe 34 and a conduit shoe 47.
The seal 46 is made of a pierceable material, preferably cement, a plastic, or a soft and readily pierceable metal, and round sealing rings can be provided in this seal if desired.
The inner wall of the casing shoe 34 is preferably provided with a series of recesses 51 so that the barrier 46 can be inserted inside the shoe so that the barrier will not move axially when a force is applied to it. A suitable connection is established between the seal 46 and the conduit shoe 47, for example a J-slot connection or a detachable left-hand thread 52.
While it has been stated in the description of the present invention that guide tube 25 and casing 33 are joined together at the bottom, for example, by means of shoes 34 and 47 with closure 46, and
<Desc / Clms Page number 9>
while it is, of course, easier to connect the lower ends of the guide tube 25 and the casing 33 together, they can also be joined together above the inwardly directed ends at any joint if desired.
Before a foundation structure is lowered by the water onto the sea bed, the lower part of the guide tube 25 must be placed in the lower part of the casing, and the guide tube shoe 47 must be connected to the closure 46. Afterwards, following can be done. pieces of pipe to the conduit and to the casing have been added until the foundation structure 30 has obtained the desired lengths. The foundation structure is then supported by means of the seal 46 on the underside of the guide tube, while further portions of the guide tube are added above those already present to lower the foundation structure to the sea bed.
Before the foundation structure is lowered into the water, a rinse line 53, provided with a detachable joint 54, is attached to the casing 31 and this line communicates with the casing 32 so that it can be used for future use. drilling work can serve as a return pipe for the flush.
In the installation mounted in the manner shown in Figures 1 and 2, the lower part of the guide tube 25 is used to lower and suspend the foundation structure until the associated casing shoe 34 is just above the sea bed 13. place. The top end of the guide tube 25 is supported by the spline structure 22 from the bottom deck of the drilling vessel 11. Preparatory work to bore the well is now performed by the drill bit 36, the borehole remover 37, the drill collar 35 and the drill bit 36. drill string 24 in place in the guide tube 25 and by leaving the assembly in the guide tube
<Desc / Clms Page number 10>
until it assumes the position shown in Figure 2.
If desired, the portion of housings 32 and 33 may be provided with the mating means 55. The drill bit and drill string are lowered to the sea bed and drilling operations to drill the well are started. After several meters of the borehole 56 have been drilled, as shown in Figure 2. The foundation structure and guide tube are lowered slightly so that the bottom portion of the foundation structure rests in the borehole, stabilizing the foundation structure while the remainder of the borehole is drilled for casing.
The hole for the casing is preferably drilled using sea water as a circulating fluid, which is pumped down through the drill string 24 and which flows back up the outside of the casing portions 32 and 33.
After the wellbore for the casing has been drilled, the drill string 24 and bit 36 are removed. The foundation structure is then lowered by placing sections of conduit 25 above the existing sections until the foundation assembly 30 is supported by the conduit shoe 34 at the bottom of the bore, or by the large length of casing 31 at the top. of the borehole.
As shown in Figure 3, the cementing work may be performed through the drill string 24, prior to removal, or through the guide tube 25, depending on the circumstances and the preference of the person performing the work. using a very large amount of cement in order to cement the casing firmly into the sea bed. The casing and foundation structure now become the primary structural element supporting the wellhead against all static and dynamic forces generated during further work.
<Desc / Clms Page number 11>
are exercised on it.
In Figure 3, the foundation structure shown is cemented in place by means of a cement filler 57 placed around the top of the borehole. Before commencing further drilling operations, the guide tube 25 and guide tube shoe 47 are disengaged from the conduit shoe 34 by rotating the guide tube 25 until the left hand threads 52 are unscrewed. The conduit 25 is then raised slightly to a position where the rubber seal ring 43 (Figure 2A) is located between two collars 58 on the conduit 25, allowing for sliding axial movement of the conduit 25 inside the tube. rubber seal 43 is made possible, over a distance equal to the length of a conduit section, usually 9 meters.
The use of a rubber sealing ring in this way makes a float or a sleeve coupling attached to the guide tube unnecessary.
In the position shown in Figure 3, the guide tube 25 is suspended from the wedge structure 22. A nipple 61 and a flush return line 62 are connected to the top of the guide sleeve 25. The drilling operations can now be resumed using a drilling mud in a conventional manner by pumping the mud down through the drill string 24, through a small size drill bit 63. Fluid flow in upward direction is through the annular opening between the conduit 25 and the bore string 24 to the nipple and flush line, 61 and 62, respectively, from where the flush can be discharged to a sump (not shown) on board the vessel, or discarded if desired.
As drilling progresses, a drill string 24 with a small size drill bit 63 and a borehole remover 64 is lowered through the guide tube 25. The borehole is then deep enough and the well is otherwise prepared for the
<Desc / Clms Page number 12>
guide tube 25 to be fitted *
The depth of the borehole is known at any time during drilling. After the desired number of conduits 25 have been drilled, another series of conduits is coupled at the top of the conduits already recessed so that the conduit shoe 34 is some distance above the final place where it will be cemented, which distance is equal to the distance from the lower deck 23 of the vessel 11 to the upper part of the housing 31 which has a large cross-section.
As shown in Figure 4, a wellhead rig 65 used in drilling, to which a rail 66 for the operator and blowout preventers 67 and 68 is attached, is connected to the top end of the guide tube, for example by means of one of the threaded connection.
The blowout preventers are provided with a number of electrical and hydraulic lines 70, as well as a choke and a dead pump line 71. At the top end of the blowout preventer 68 is a riser 72 to which the drill string 24 can be connected. mounted in order to lower the assembled installation and place it in place on top of the guide tube 31 which has a large cross-section. A guide liner 73 at the bottom of the wellhead assembly, as shown in Figure 5, is used to locate the drilling assembly 65 and the operator rail 66 above the upper portion of the casing 31.
The guide tube is then cemented in place by pumping cement down through the casing 24 used for lowering (Figure 4) and through the guide tube, and up the outside of the guide tube 25 until a cement is formed. plug 74 has been removed from the bottom just above in a conventional manner. During the cementing operations, the downhole mud is run down the inside of
<Desc / Clms Page number 13>
the guide tube 25 is pressed down and up again through the return line for the flush 53. When the cementing operations are finished, the flush line 53 is pulled off at the tear-off joint 54.
Before or after cementing the guide tube 25, a string of pipe 75, which has a large diameter, and which is called a riser bore or subsea casing, is lowered or slid over the drill pipe 24. The bore tube 75 is provided on its underside with a shutter 76 which has a guide liner 77 on the underside.
In addition, the bore riser 75 may include a telescopic joint 80 located just below the drilling vessel and, if desired, a float 81. At the top of the bore riser 75, there is also a nipple.
61 and a return conduit 62 attached to divert the mud returning from the bore riser. The blowout preventer 76, which serves as a flexible connection for the riser 75, is provided with several hoses 82 before it is lowered into place.
When the blowout preventer is in contact with the riser body 72 (Figure 4) on the top of the blowout preventer 68, the former valve is watertight by forcing pressurized fluid through one of the hoses 82.
Instead of using a valve 76 on the underside of the bore riser 75 and a casing 24 to position the wellhead 65 and blowout valves 67 and 68 on top of the casing 31, it is also possible to place the valve 76 in place. and connect the top of blowout preventer 68 to the bottom of bore riser 75, which is then used to position blowout preventers 67 and 68 in the wellhead used in drilling .
<Desc / Clms Page number 14>
A suitably sized drill bit mounted on a drill bit 24 is lowered through the assembled rig (Figure 5) and drilling continues until the borehole is deep enough to install the production tubing. Before a series of production tubing is placed in the well, drill pipe 24 and bit 83 are raised therefrom, and an underwater actuator 84 (see Figure 6) is placed on the dedicated rail 66.
The underwater operating device 84 consists of a box 85 which can be lowered by means of a cable 86, can be brought into place by means of propellers 87 present in the box, and by means of a set of wheels 90 on the rail. for the actuator to be suspended such that it can move around it, leaving a pair of guide wheels 91 in contact with the outside of the casing 31 having a large cross-section. The actuator 84 further includes at least one arm 92, which is preferably disposed in a horizontal position, as shown, and which is arranged to move in and out, and up and down, or can revolve, according to the wishes of a man standing at a distance from the apparatus on board the drilling vessel 11.
In this particular application, the movable arm 92 is provided with a screw wrench 93 for contacting the screws 102 on the wellhead rig used during drilling. The control device is provided with lights 95 and with a television camera 96, which can be moved in all directions. The camera is usually used to monitor the operations of the spanner 93, or to align this spanner with one of the screws 102.
Figure 6 shows a production pipe string 97 after it
<Desc / Clms Page number 15>
has been lowered into the well, at which point it is cemented. The production pipe string 97 is lowered by means of a drill pipe (not shown) which, as shown in Figure 9, is attached to a left-hand thread disconnect member 98 formed on the inner wall of a production pipe string hanger 100. After being set in place, the production pipe string interlocked with a pipe head 101 by means of the lower adjusting screws 102.
These screws are installed using the wrench 93 of the actuator 84 (Figure 6). The production pipe string is cemented in place using a cementing collar (not shown), which is applied to the bottom of a cementing string or to the drill pipe, and placed in known manner in the top end of the production string 97. brought. The cement is circulated down the cement string or drill pipe as the return flow continues upward through the cementing collar, choke and kill pump line 97 of blowout preventer 67.
After cementing the production pipe string, the bottom end of! the drill pipe or cementing pipe string is disconnected from the left threads 98 in the casing hanger 100 and the pipe is retrieved to the vessel 11. The borehole is now ready for further drilling or for placing the production pipeline in place. If further drilling is required, the casing hanger 100 can optionally fit a combined tool guide and seat guard (not shown) that can serve to position tools and around the seat of a string hanger 103. to protect.
As Figure 9 shows, the applied wellhead
<Desc / Clms Page number 16>
equipment utilized during drilling operations of a wellhead rig 65 used during drilling which rests on a collecting surface 104 of the center or top portion of the casing head 105, and which is connected thereto by the upper series of locking screws 106, of which only one locking screw is drawn. The upper portion of the casing head 105, in turn, rests on a collection surface 107 formed on the top of the casing head 105, and on the outside thereof, while the lower set of retaining screws 103 rests the parts of the casing head. 101 and 105 together.
The casing head 101 is provided with a support mesh 111 which is firmly attached to it, for example by welding. This support base in turn can rest on top of the casing 31 which has a large cross-section (Figure 2). While it is preferred in the present invention to use a wellhead having a top and bottom casing head 105 and 101 respectively, to which a wellhead 65 can be attached, it is quite obvious that the above and casing head base, 105 and 101, respectively, can be formed as a single element,
in which case the lower locking screws 101 can be omitted. However, as a safety precaution in downstream wellhead installations, it may be preferable to use a top and bottom casing head 105 and 101, respectively, which are secured by means of the bottom retaining screws 108. are fastened together, which screws are preferably made of an alloyed carbon steel or other suitable material that can be drilled out in the event that the upper locking screws become jammed or corroded in such a way that they can no longer be removed from their location can be removed, if still available, the drill bit 65, or a production head thereof
<Desc / Clms Page number 17>
to delete.
Figure 9 shows a pipe string hanger 112 resting on the bearing surface 103 formed on the top of the production pipe string hanger 100. A pipe string 115, which hangs from the pipe string hanger 112, is concentrically disposed within the guide pipe string 25. The pipe string hanger 112 is at the bottom of the hole. the outside provided with a tapered support surface 113, with sealing means 114, for example any suitable type of gasket, or O-shaped rings. The pipe paper 112 is arranged to be attached with its lower caliper to the top of a pipe string 115, for example, by means of threads.
One or more fluid passage openings 116 extend vertically through the pipe string hanger 112 and communicate with an annular space 117 formed between the outer wall of the pipe string 115 and the inner wall of the production pipe string 97, and with the space above the pipe string hanger 112. The inner wall of the pipe string hanger 112 is provided with suitable means, e.g. to be able to lower the hanging string from the vessel 11 into the well.
After the pipe string is in place, the pipe string hanger 112 is locked by tightening the top set of locking screws 121 by means of the wrench 93 attached to the actuator 84. The pipe string 115 is placed in place using conventional underground tools which prevent the formation and the pipe string or casing string from communicating with each other. Before or after the string is in place, the well casing, using any method.
<Desc / Clms Page number 18>
known suitable method.
After the pipe string 115 has been positioned in the well, and the well has also been otherwise prepared for mounting the drain, the submerged actuator is used to unscrew the upper locking screws 106 securing the drill bit. 65 in the upper part of the casing head. The bore riser 75, and associated equipment, i.e., connector 76, blowout preventers 67 and 6, and drill bit 65, are lifted or removed from the water over the pipe string used to keep the pipe string hanger in place. place.
In order to produce oil from the well, a production head 122 (Figure 7) is lowered or lowered over a lowered string 118, said string extending from the top of the string in the casing head to to the vessel 11. The production head is preferably of such a type that the two concentric pipe strings in a well are converted into two parallel flow channels in which control valves can be fitted. The production head includes control valves 123 and 124 and side outlet valves 125 and 126 which control the flow of liquid through production lines 127 and 128, respectively.
Usually only one production line is used to produce liquid from an oil or gas zone. However, dual production lines may be used in some areas.
When the normal production of a well has declined to the point that it no longer produces from one production line, the other production line can be used to inject gas into the well to achieve gas lift.
The top of the drain piece, consisting of the
<Desc / Clms Page number 19>
valves 123 to 126, may be closed in any suitable manner, for example, with a wellhead closure or a flush lock 130 that is releasably attached to the underside of a string 131 which is suitable around the production head and the discharge piece around the string 118 down.
The pipe string 118 consists of pipe of small diameter; a metal wire or cable (not shown) may run through it, the cable consisting of sections the same length as each length of pipe while the lower end of the cable is attached to the lowest drill pipe coupling at the lower end of the pipe string in each pipe length. Thus, in the event that the pipe string breaks, the cable will be able to support the weight of the installation.
Once the production head 122 rests on the top portion 105 of the casing head, the retaining screws 132, which are contained in the production head 122, are tightened using the wrench 93 of the submerged operating device 84. place. The pipe series
11 (Figure 7) is then twisted disconnected from the pipe string hanger and then retrieved to the drilling vessel through the pipe string 131 attached to the flushing lock 130. A seal 133 is then passed through the piping string 131 of the flushing lock. recessed and watertight attached to the top of the flushing sluice, as Figure
8 shows.
The flushing sluice 130 includes at least two concentric vertical production flow channels and a transversely disposed chamber at the lower end of the outer production flow channel communicating with the annular space between the pipe string through one production flow channel in the discharge section. and casing string in the well.
The actuator 84 (Figure 7) can then be operated
<Desc / Clms Page number 20>
lifted from the rail 66 by cable 86 and raised to the surface. All that is left is the wellhead installation with its two production lines 127 and 128, which run down from the discharge piece and further along the sea bed. Main valves 123 and 123A and valves 124 and 124A are preferably of the type that is normally closed, while the valves on side manifolds 125 and 126 are preferably of the type that is normally open.
All valves are operated by gas pressure, which pressure is transmitted from a suitable source through one of the production lines 127 and 128. Under normal operating conditions, the main valves 123 and 123A are held open by the pressure in the high pressure gas line 128, while the produced fluid exits the well through the product line 127.
If it is necessary to open the well again to lower it again, the actuator 84 (Figure 7) is lowered by its cable, together with a guideline (not shown), which the operator can use. device is attached to the top of the flushing sluice 130 or its sealing plug 133 (Figure 6).
By means of this guide line, which extends upward to the vessel 11 on the surface of the water, is lowered a bore riser 75 (Figure 5), corresponding to the pipe string 131 of Figure 7, and that at its bottom. carries a connector corresponding to blowout preventer 76 of Figure 5; this riser is lowered onto and attached to the top of the flushing sluice 130.
The bore riser used in downhole repair and replacement operations may have a much smaller diameter than the riser used during actual drilling operations. After the recovery riser is attached to the flushing sluice 130, the cover of the flushing sluice can be removed by means of a tool attached to a cable or a catching tool.
<Desc / Clms Page number 21>
EMI21.1
dnt ia bavofitifi non hat ondnrQ1nd from non Pijpaerie.
The top of the tube is provided with suitable connection means for connecting the riser to a hydraulic fluid source to produce a pressurized fluid. the riser can be allowed to open the control valves 124 and 124A. The well is then completely connected to the drilling vessel 11.
EMI21.2
binds and is then in such a state that one can insert fL and kbel bsafe tools or that 1, puc bzz can fill up in order to do more ultgt .. side repair work. The well can also be filled through the flexible product line inlet, and 127 and 128 with circulating flush.
After the well has been filled and otherwise plugged, the drain piece and production head can be removed after the wrench 93 of the actuator 84 has been turned off.
EMI21.3
Locking locking screws 132 (Figure 8) has loosening screws 132 (Figure 8). -If difficulties arise with loosening the drain piece, the upper locking screws 121
EMI21.4
and the lower locking screws 107 through the actuator; 84 are loosened, after which the discharge piece, the production
EMI21.5
head 122, and the top portion of casing head 105 can be removed.
After the drain piece i-6: 5d, the riser and blowout valves used in drilling can be reattached to the well by repeating the various operations described above in reverse order. From the described mounting method and equipment, it appears that all parts of the wellhead installation subject to damage can be removed, repaired and reassembled at any time during the life of the well.