EP1295006B1 - Vorrichtung zum handhaben von rohren und verfahren zum setzen von objekten in bohrlöchern - Google Patents

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EP1295006B1
EP1295006B1 EP01930685A EP01930685A EP1295006B1 EP 1295006 B1 EP1295006 B1 EP 1295006B1 EP 01930685 A EP01930685 A EP 01930685A EP 01930685 A EP01930685 A EP 01930685A EP 1295006 B1 EP1295006 B1 EP 1295006B1
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EP
European Patent Office
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drill pipe
holder
joint
support apparatus
enlarged diameter
Prior art date
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EP01930685A
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English (en)
French (fr)
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EP1295006A4 (de
EP1295006A1 (de
Inventor
Burt A. Adams
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Oil and Gas Rental Services Inc
Original Assignee
Oil and Gas Rental Services Inc
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Priority claimed from US09/586,239 external-priority patent/US6378614B1/en
Priority claimed from US09/586,233 external-priority patent/US6364012B1/en
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    • E21B33/02—Surface sealing or packing
    • E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
    • E21B33/04—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads
    • E21B33/043—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads specially adapted for underwater well heads
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    • E21B19/002—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables specially adapted for underwater drilling
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    • E21B19/02—Rod or cable suspensions
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    • E21B19/07—Slip-type elevators
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    • E21B19/00—Handling rods, casings, tubes or the like outside the borehole, e.g. in the derrick; Apparatus for feeding the rods or cables
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    • E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
    • E21B33/035—Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations

Definitions

  • the present invention relates to a drill pipe and drill pipe holder used in the oil and gas well drilling industry. More particularly, the present invention relates to a drill pipe holder that holds a joint of drill pipe in a landing string during the addition or removal of a joint of drill pipe to or from the landing string, wherein the holder and the joint of drill pipe held by the holder are configured to support the load of the landing string with correspondingly shaped shoulders that engage when the holder holds the joint of drill pipe.
  • Oil and gas well drilling and production operations involve the use of generally cylindrical tubes commonly known in the industry as "casing” which line the generally cylindrical wall of the borehole which has been drilled in the earth.
  • Casing is typically comprised of steel pipe in lengths of approximately 40 feet, each such length being commonly referred to as a "joint" of casing.
  • joints of casing are attached end-to-end to create a continuous conduit.
  • the casing In a completed well, the casing generally extends the entire length of the borehole and conducts oil and gas from the producing formation to the top of the borehole, where one or more blowout preventors may be located on the sea floor.
  • Casing is generally installed or “run” into the borehole in phases as the borehole is being drilled.
  • the casing in the uppermost portion of the borehole commonly referred to as “surface casing,” may be several hundred to several thousand feet in length, depending upon numerous factors including the nature of the earthen formation being drilled and the desired final depth of the borehole.
  • Intermediate casing which may be thousands of feet in total length, is typically made of "joints" of steel pipe, each joint typically being in the range of about 38 to 42 feet in length (11.58 to 12.80 meters).
  • the joints of intermediate casing are attached end-to-end, typically through the use of threaded male and female connectors located at the respective ends of each joint of casing.
  • joints of intermediate casing are lowered longitudinally through the floor of the drilling rig.
  • the length of the column of intermediate casing grows as successive joints of casing are added, generally one at a time, by drill hands and/or automated handling equipment located on the floor of the drilling rig.
  • the entire column of intermediate casing commonly referred to as the intermediate "casing string"
  • the intermediate casing string must be lowered further into its proper place in the borehole.
  • the task of lowering the casing string into its final position in the borehole is accomplished by adding joints of drill pipe to the top of the casing string.
  • the additional joints of drill pipe are added, end-to-end, by personnel and/or automated handling equipment located on the drilling rig, thereby creating a column of drill pipe known as the "landing string.”
  • the casing string With the addition of each successive joint of drill pipe to the landing string, the casing string is lowered further and further.
  • slips When in use, the slips generally surround an opening in the rig floor through which the upper end of the uppermost joint of drill pipe protrudes, holding it there a few feet above the surface of the rig floor so that rig personnel and/or automated handling equipment can attach the nextjoint(s) of drill pipe.
  • the inner surface of the prior art slips has teeth-like grippers and is curved such that it corresponds with the outer surface of the drill pipe.
  • the outer surface of prior art slips is tapered such that it corresponds with the tapered inner or "bowl" face of the master bushing in which the slips sit.
  • the inside surface of the prior art slips When in use, the inside surface of the prior art slips is pressed against and "grips" the outer surface of the drill pipe which is surrounded by the slips.
  • the tapered outer surface of the slips in combination with the corresponding tapered inner face of the master bushing in which the slips sit, cause the slips to tighten around the gripped drill pipe such that the greater the load being carried by that gripped drill pipe, the greater the gripping force of the slips being applied around that gripped drill pipe.
  • the weight of the casing string, and the weight of the landing string being used to "run” or “land” the casing string into the borehole affects the gripping force being applied by the slips, i.e., the greater the weight the greater the gripping force and crushing effect.
  • wells may be drilled from a rig situated on the ocean surface some 5,000 to 10,000 feet (1.524 to 3.048 kilometers) above the sea floor, and such wells may be drilled some 15,000 to 20,000 feet (4.572 to 6.096 kilometers) below the sea floor. It is envisioned that as time goes on, oil and gas exploration will involve the drilling of even deeper holes in even deeper water.
  • the casing strings required for such wells must be unusually long and must have unusually thick walls, which means that such casing strings are unusually heavy and can be expected in the future to be even heavier.
  • the landing string needed to land the casing strings in such extremely deep wells must be unusually long and strong, hence unusually heavy in comparison to landing strings required in more typical wells.
  • a typical well drilled in an offshore location today may be located in about 300 to 2000 feet (91.44 to 609.6 meters) of water, and may be drilled 15,000 to 20,000 feet (4.572 to 6.096 kilometers) into the sea floor.
  • Typical casing for such a typical well may involve landing a casing string between 15,000 to 20,000 feet (4.572 to 6.096 kilometers) in length, weighing 40 to 60 pounds per linear foot (59.52 to 89.28 kilograms per meter), resulting in a typical casing string having a total weight of between 600,000 to 1,200,000 pounds (272,160 to 544,320 kilograms).
  • the landing string required to land such a typical casing string may be 300 to 2000 feet (91.44 to 609.6 meters) long which, at about 35 pounds per linear foot (52.08 kilograms per meter) of landing string, results in a total landing string weight of 10,500 to 70,000 pounds (4,762.8 to 31,752 kilograms).
  • prior art slips in typical wells have typically supported combined landing string and casing string weight in the range of between about 610,500 to 1,270,000 pounds (276,922.8 to 576, 072 kilograms).
  • the landing string required to land such casing strings in such extremely deep wells may be 5,000 to 10,000 feet (1,524 to 3,048 meters) long which, at 70 pounds per linear foot (104.16 kilograms per meter), results in a total landing string weight of about 350,000 to 700,000 pounds (158,760 to 317,520 kilograms).
  • the combined landing string and casing string weight for extremely deep undersea wells may be in the range of 950,000 to 2,300,000 pounds (430,920 to 1,043,280 kilograms), instead of the 610,500 to 1,270,000 pound (276,696 to 576,072 kilograms) range generally applicable to more typical wells.
  • the combined landing string and casing string weight can be expected to increase, perhaps up to as much as 4,000,000 pounds (1,814,400 kilograms) or more.
  • prior art slips have been able to support the combined landing string and casing string weight of 610,500 to 1,270,000 pounds (276,696 to 576,072 kilograms) associated with typical wells, depending upon the size, weight and grade of the pipe being held by the slips.
  • prior art slips cannot effectively and consistently support the combined landing string and casing string weight of 950,000 to 2,300,000 pounds (430,920 to 1,043,280 kilograms) associated with extremely deep wells, because of numerous problems which occur at such extremely heavy weights.
  • prior art slips used to support combined landing string and casing string weight above the range of about 610,500 to 1,270,000 pounds (276,696 to 576,072 kilograms) have been known to apply such tremendous gripping force that (a) the gripped pipe has been crushed or otherwise deformed and thereby rendered defective, (b) the gripped pipe has been excessively scored and thereby damaged due to the teeth-like grippers on the inside surface of the prior art slips being pressed too deeply into the gripped drill pipe and/or (c) the prior art slips have experienced damage rendering them inoperable.
  • a related problem involves the uneven distribution of force applied by the prior art slips to the gripped pipe joint. If the tapered outer wall of the slips is not substantially parallel to and aligned with the tapered inner wall of the master bushing, that can create a situation where the gripping force of the slips in concentrated in a relatively small portion of the inside wall of the slips rather than being evenly distributed throughout the entire inside wall of the slips. Such concentration of gripping force in such a relatively small portion of the inner wall of the slips can (a) crush or otherwise deform the gripped drill pipe, (b) result in excessive and harmful strain or elongation of the drill pipe below the point where it is gripped and (c) cause damage to the slips rendering them inoperable.
  • the present invention does away with prior art slips and provides for a drill pipe holder which supports the drill pipe without crushing, deforming, scoring or causing elongation of the drill pipe being held.
  • the holder of the present invention includes wedge members which can be raised out of and lowered into the holder.
  • the holder is used in combination with an enlarged diameter section of the drill pipe which is spaced apart from the ends of the drill pipe.
  • the enlarged diameter section has a tapered shoulder which corresponds to a tapered shoulder on the movable wedge members of the holder, and the engagement of such shoulders provides support for the drill pipe being held without any of the problems associated with the prior art slips, regardless of the weight of the landing string and casing string.
  • Figure 1 depicts generally the present invention 5 in overview.
  • drilling rig 8 is situated above ocean surface 12 over the location of undersea well 14 that is drilled below sea floor 16.
  • Numerous lengths or “joints” of casing 34, attached end-to-end and collectively known as “casing string” 35 extend below landing string 19 and are attached to landing string 19 via crossover connection 36.
  • the landing string 19, crossover connection 36 and casing string 35 are situated longitudinally within riser 17 which extends from the rig 8 to undersea well 14.
  • FIG. 2 shows a drill pipe 18 in accordance with the present invention.
  • drill pipe 18 of the present invention also has an enlarge diameter section 21 which is spaced apart from box end 20 and pin end 22.
  • Enlarged diameter section 21 has a shoulder 21 a which is preferably tapered as shown in figures 2 and 3. Shoulder 21 a surrounds at least a part and preferably all of the circumferential perimeter of drill pipe 18.
  • figure 10 shows drill pipe lower holder 100 for supporting the landing string 19 during the addition or removal of one or more joints of drill pipe 18 to or from landing string 19.
  • Lower holder 100 is preferably located at the drilling rig floor 9, where it may be situated in or adjacent to the floor.
  • lower holder 100 includes main body 104 which generally surrounds an opening 11 in rig floor 9 through which landing string 19 protrudes.
  • Main body 104 has an opening 103 and a tapered inner face 105 which defines a tapered bowl generally surrounding landing string 19 which protrudes therethrough.
  • Lower holder 100 also includes one or more wedge members 106, as depicted in figures 10, 11 and 12.
  • the wedge members 106 of the present invention are preferably three in number and are preferably connected by hinges 108 as shown in figures 5 and 8.
  • Wedge members 106 have a tapered outer face 107, as shown in figures 5 and 7, which corresponds with the tapered inner face 105 of main body 104, as shown in figures 11 and 12.
  • the tapered bowl in main body 104 which is defined by its tapered inner face 105 receives wedge members 106 as best depicted in figures 10 and 11.
  • the inner side of wedge member 106 has a tapered shoulder 109.
  • Tapered shoulder 109 corresponds with tapered shoulder 21a of enlarged diameter section 21 of drill pipe 18, as best shown in figures 12 and 11.
  • Tapered shoulder 109 of wedge member 106 is curved, as shown in figures 7 and 8, to correspond with the curved, circumferential shape of shoulder 21a of enlarged diameter section 21.
  • the inner side of wedge member 106 also has a curved surface 106a, as best shown in figures 7 and 8, which corresponds with and accommodates the curved outer surface 18a of drill pipe 18.
  • the inner side of wedge member 106 also has curved surface 106b, as best shown in figures 7 and 8, which corresponds with and accommodates the curved outer surface 21b of enlarged diameter section 21 of drill pipe 18.
  • wedge members 106 When wedge members 106 are in place in main body 104, as shown in figures 10 and 11, the wedge members form an interface between body 104 and the joint of drill pipe 18 being held by holder 100, the engagement between shoulder 109 of wedge member 106 and shoulder 21 a of enlarged diameter section 21 providing support for the drill pipe 18 being held by the holder 100.
  • lower holder 100 of the present invention provides support for landing string 19 by the engagement of shoulder 109 of wedge member 106 with shoulder 21 a of enlarged diameter section 21 of drill pipe 18. Accordingly, unlike prior art slips, it is not necessary for the curved inner surface 106a of wedge member 106 to have teeth-like grippers or bear against the drill pipe 18 being supported by the holder. Hence, the present invention overcomes the problems associated with crushing, deformation, scoring and uneven distribution of gripping force associated with prior art slips.
  • drill pipe 18 depicted in figure 10 as being supported by lower holder 100 is the uppermost length or "joint" of drill pipe in landing string 19 depicted in figure 1.
  • lower holder 100 of the present invention supports not only drill pipe 18 which appears in figure 10, but also the entire attached landing string 19 and casing string 35 extending from rig 8, as best shown in figure 1.
  • the combined weight of landing string 19 and casing string 35 may range from 950,000 to 2,300,000 pounds. In the future, as deeper wells are drilled in deeper water, it is expected that the present invention may be supporting combined landing string and casing string weight of 4,000,000 pounds or more.
  • Figure 1 depicts the installation or “running” of intermediate casing string 35, which will be lowered longitudinally, through blowout preventors 15 and surface casing 32, into position in borehole 24.
  • figure 1 shows surface casing 32 already cemented into position in borehole 24, it should be understood that the present invention may not only be used to run intermediate casing, but surface and production casing as well.
  • the present invention in addition to being used to land casing strings, may also be used to land any other items on or below the sea floor such as blow out preventors, subsea production facilities, subsea wellheads, production strings, drill pipe and drill bits.
  • drill pipe 18 of the present invention may be used in the drilling operation, with drilling fluid being circulated through the lumen 23 of drill pipe 18.
  • landing string 19 and attached casing string 35 may be lowered by a distance roughly equivalent to the length of the newly added joints of drill pipe.
  • Upper holder 200 of the present invention is supported by elevator bails or "links" 210 which in turn are attached to the rig lifting system (not shown).
  • Upper holder 200 includes amain body 204 having an opening 203 which may accommodate the passage of drill pipe 18 therethrough.
  • the opening 203 of main body 204 has a tapered inner face 205 which defines a tapered bowl, as best shown in figure 13.
  • Upper holder 200 also includes one or more wedge members 206 having a tapered outer face 207 which corresponds with the tapered inner face 205 of main body 204.
  • the tapered bowl in main body 204 defined by its tapered inner face 205 receives wedge members 206 as shown in figures 11 and 12.
  • Wedge members 206 of the present invention are preferably three in number and are preferably connected by hinges, similar to wedge members 106 as depicted in figures 5 and 7.
  • Wedge members 206 of upper holder 200 are preferably shaped and configured similar to wedge members 106 of lower holder 100, although there may be slight variations in size and/or dimensions between wedge members 106 and 206. Similar to tapered shoulder 109 of wedge member 106 as depicted in figures 6 through 8, the inner side of wedge member 206 has a tapered shoulder 209. As shown in fig. 11, tapered shoulder 209 of wedge member 206 corresponds with tapered shoulder 20a of box end 20 ofdrill pipe 18. Similar to tapered shoulder 109 of wedge member 106, tapered shoulder 209 of wedge member 206 is curved to correspond with and accommodate the curved, circumferential shape of shoulder 20a of box end 20.
  • the inner side of wedge member 206 also has a curved surface 206a which corresponds with and accommodates the curved outer surface 18a of drill pipe 18. Similar to curved surface 106b on the inner side of wedge member 106 as best shown in figures 7 and 8, the inner side of wedge member 206 also has a curved surface 206b which corresponds with and accommodates the curved outer surface 20b of box end 20 of drill pipe 18.
  • wedge members 206 When wedge members 206 are in place in main body 204 of upper holder 200, as shown in figure 12, said wedge members form an interface between body 204 and the joint of drill pipe 18 being held by holder 200. In that position, as depicted in figure 12, the rig lifting system (not shown) can be used to slightly lift upper holder 200. When that happens, upper holder 200 is supporting the entire load including the landing string 19 and casing string 35, thereby taking the load offwedge members 106 of lower holder 100. Wedge members 106 can then be disengaged, i.e., wholly or partially moved up and away from drill pipe 18, providing sufficient clearance for the landing string 19 to pass unimpeded through the opening 103 in main body 104 of lower holder 100.
  • the rig lifting system may then be used to lower upper holder 200, along with the landing string and casing string it is supporting, by a distance roughly equivalent to the length of the newly added joints of drill pipe. More specifically, upper holder 200 is lowered until the uppermost enlarged diameter section 21 of newly added drill pipe 18 is located a distance above main body 104 of holder 100 sufficient to provide the vertical clearance needed for reinsertion of wedge members 106 in main body 104, as shown in fig. 15. At that point, wedge members 106 of lower holder 100 may be placed back into position in main body 104 of holder 100.
  • Upper holder 200 may then be slightly lowered further so as to bring into supporting engagement shoulder 109 of wedge members 106 with shoulder 21 a of the uppermost enlarged diameter section 21 of newly added drill pipe 19, as shown in fig. 16. In this fashion, the entire load including the landing string and the casing string is transferred from upper holder 200 to lower holder 100.
  • Upper holder 200 can then be cleared away from the uppermost end of the landing string. This is accomplished by lowering holder 200 slightly such that wedge members 206 can be disengaged, i.e., moved up and away from box end 20 that was previously being held by holder 200, as shown in fig.16. Holder 200 can then be hoisted up by the rig lifting system, permitting clearance for yet additional joints of drill pipe to be added to the upper end of the landing string.
  • casing string 35 is lowered further and further. This process continues until such time as casing string 35 reaches its proper location in borehole 24, at which point the overall length of landing string 19 spans the distance between rig 8 and undersea well 14.
  • the rig lifting system referenced herein may be a conventional system available in the industry, such as a National Oilwell 2040-UDBE draworks, a Dreco model "872TB-1250" traveling block and a Varco-BJ "DYNAPLEX” hook, model 51000, said system being capable of handling in excess of 2,000,000 pounds (907,200 kilograms).
  • auxiliary upper holder 300 As shown in figures 10 and 11.
  • Auxiliary holder 300 is suspended below upper holder 200 by connectors 301.
  • Connectors 301 may be cables, links, bails, slings or other mechanical devices which serve to connect auxiliary holder 300 to upper holder 200.
  • Auxiliary holder 300 has a main body 304 which can be moved from an opened to a closed position, allowing it to capture and hold aloft the joints of drill pipe 18 to be added to the pipe string, as shown in fig. 10.
  • the inner surface of main body 304 includes a tapered shoulder which corresponds with tapered shoulder 21a.
  • the inner surface of main body 304 is sized to accommodate drill pipe 18 such that when main body 304 is in its closed position and supporting the joints of drill pipe to be added, as shown in figure 10, the tapered shoulder of main body 304 engages tapered shoulder 21a, providing support for the joints of drill pipe being added.
  • auxiliary holder 300 When upper holder 200 is to be used to lower the entire load to the position shown in figure 15, auxiliary holder 300 can be swung back, up and out of the way, so that it does not interfere with lower holder 100. Because the combined weight of the relatively few joints of drill pipe being added at any one time is significantly less than the combined weight of the landing string and the casing string extending below the rig, the size and strength of auxiliary upper holder 300 may be substantially less than that of upper holder 200.
  • Auxiliary holder 300 may be a conventional elevator available in the industry, such as the 25-ton model "MG" manufactured by Access Oil Tools.
  • the invention may also be used to retrieve items.
  • the invention may be employed to retrieve the landing string and any items attached thereto, such as a drill bit, in an operation commonly referred to as "tripping out of the hole," wherein the operations described hereinabove are essentially reversed.
  • upper holder 200 is lowered to the position shown in figure 16.
  • Wedge members 206 may then be lowered into main body 204 of upper holder 200 so that shoulder 209 of wedge member 206 is brought into supporting engagement with shoulder 20a of box end 20.
  • the rig lifting system may be used to lift holder 200, thereby transferring the landing string load from lower holder 100 to upper holder 200.
  • This allows wedge members 106 of lower holder 100 to be wholly or partially moved up and away from drill pipe 18, providing sufficient clearance for pipe string 19 to pass unimpeded through the opening 103 in main body 104.
  • drill pipe 18 of the present invention has the following exemplary dimensions:
  • the end outside diameter (E.O.D.) of pin end 22 and box end 20 is preferably in the range between about 6 1 ⁇ 2 to 9 7/8 inches (16.51 to 25.0825 centimeters), and most preferably between 7 1 ⁇ 2 and 8 inches (19.05 to 20.32 centimeters).
  • the end wall thickness (E.W.T.) of pin end 22 and box end 20 is preferably in the range between about 1 1/2 to 3 inches (3.81 to 7.62 centimeters), and most preferably between 2 1/4 and 2 3/8 inches (5.715 to 6.0325 centimters).
  • the pipe inside diameter i.e., the diameter of the uniform bore or lumen 23 extending throughout the length of drill pipe 18, is preferably in the range between about 2 to 6 inches (5.08 to 15.24 centimeters), and most preferably between 2 1 /3 and 3 1/2 inches (5.9267 to 8.89 centimeters).
  • the pipe wall thickness (P.W.T.), i.e., the thickness of the pipe wall throughout the length of drill pipe 18, except at the ends and at the enlarged diameter section, is preferably in the range between about 5/8 to 2 inches (1.5875 to 5.08 centimeters), and most preferably between 1 and 1 1/2 inches (2.54 to 3.81 centimeters).
  • the pipe outside diameter i.e., the outside diameter of drill pipe 18 throughout its length, except at the ends and at enlarged diameter section 21, is preferably in the range between about 4 1/2 to 7 5/8 inches (11.43 to 19.3675 centimeters), and most preferably between 5 and 6 5/8 inches (12.7 to 16.8275 centimeters).
  • the enlarged diameter wall thickness (E.D.W.T.), i.e., the thickness of the pipe wall at enlarged diameter section 21, is preferably in the range between about 1 1/2 to 3 inches (3.81 to 7.62 centimeters), and most preferably between 2 1/4 and 2 3/8 inches (5.715 to 6.0325 centimeters).
  • the length "L” of drill pipe 18 is preferably in the range between about 28 to 45 feet (8.5344 to 13.716 meters), and most preferably between 28 and 32 feet (8.5344 to 9.7536 meters). It should be understood that length “L” may be any length that can be accommodated by the vertical distance between the rig floor and the highest point of the rig.
  • the length of the enlarged diameter section (L. E.) is preferably in the range between about 1 to 60 inches (2.54 to 152.4 centimeters), and most preferably between 6 and 12 inches (15.24 to 30.48 centimeters).
  • the distance “D” between shoulder 21a and shoulder 20a is preferably in the range between about 2 to 11 feet (0.6096 to 3.3528 meters), most preferably between 3 to 5 feet (0.9144 to 1.524 meters).
  • the design criteria for distance “D” include the following: (a) the distance "D” should be sufficient to provide adequate clearance, and thereby avoid entanglement, between the bottom of holder 200 and the top of holder 100 when said holders are in the position depicted in fig.
  • the distance "D” should also be sufficient to permit insertion and removal of wedge members 206 into and out of the tapered bowl of upper holder 200; and (c) the distance "D” should preferably be such that the uppermost end of the drill pipe being supported by lower holder 100 is a reasonable working height (R.W.H.) above rig floor 9, as shown in fig. 10, so as to permit rig personnel and/or automated handling equipment to assist in attaching or removing joints of drill pipe to or from said uppermost end.
  • R.W.H. reasonable working height
  • the angle of taper "A" of shoulders 21a, 20a and 22a can be any angle greater than 0° and less than 180°, preferably between 10 degrees and 45 degrees, and most preferably 18 degrees.
  • the same angle "A” applies to the angle of taper of shoulder 109 of wedge member 106 and shoulder 209 of wedge member 206, as shown in fig. 6.
  • wedge members 106 and 206 of the present invention have the following exemplary dimensions:
  • the height (“H-1") of the wedge members is preferably in the range of about 5 to 20 inches (12.7 to 50.8 centimeters), and most preferably between 8 and 16 inches (20.32 to 40.64 centimeters).
  • the distance (“H-2") between the top of the wedge members and shoulders 109, 209 is preferably in the range of about 2 to 10 inches (5.08 to 25.4 centimeters), and most preferably between 3 and 8 inches (7.62 to 20.32 centimeters).
  • the distance (“H-3 ”) between the bottom of the wedge members and shoulders 109, 209 is preferably in the range of about 3 to 10 inches (7.62 to 25.4 centimeters), and most preferably between 5 and 8 inches (12.7 to 20.32 centimeters).
  • the top thickness ("T-1") of the wedge members is preferably in the range of about 1 to 8 inches (2.54 to 20.32 centimeters), and most preferably between 2 and 6 inches (5.08 to 15.24 centimeters).
  • the thickness ("T-2") of the wedge members at shoulders 109, 209 is preferably in the range of about 1 1/2 to 8 1/2 inches (3.81 to 21.59 centimeters), and most preferably between 2 1/2 and 6 1/2 inches (6.35 to 16.51 centimeters).
  • the bottom thickness ("T-3") of the wedge members is preferably in the range of about 1/2 to 6 inches (1.27 to 15.24 centimeters), and most preferably between 1 and 4 inches (2.54 to 10.16 centimeters).
  • the angle of taper ("A.T.") of outer face 107,207 of the wedge members can be any angle greater than 0° and less than 180°, preferably between 10 degrees and 45 degrees.
  • upper holder 200 of the present invention has the following exemplary dimensions:
  • the height of holder 200 (“H.H.") is preferably in the range of about 18 to 72 inches 45.72 to 182.88 centimeters), and most preferably between 24 and 48 inches (60.96 to 121.92 centimeters).
  • the width of holder 200 is preferably in the range of about 24 to 72 inches (60.96 to 182.88 centimeters), and most preferably between 36 and 60 inches (91.44 to 152.4 centimeters).
  • the width of the top of opening 203 ("W-2") of holder 200 is preferably in the range of about 12 to 24 inches (30.48 to 60.96 centimeters), and most preferably between 16 and 21 inches (40.64 to 53.34 centimeters).
  • the width of the bottom of opening 203 ("W-3") of holder 200 is preferably in the range of about 6 to 18 inches (15.24 to 45.72 centimeters), and most preferably between 9 and 15 inches (22.86 to 38.1 centimeters).
  • Figure 9 depicts an alternative embodiment of the present invention wherein the shoulders, for example shoulders 21a and 20a, are square, i.e., wherein angle "A" measures 90 degrees.
  • the shoulders 109 and 209, respectively, of wedge members 106 and 206, respectively are also square.
  • wedge members 106 are lifted out of position by a lifting apparatus which includes lifting arms 112.
  • Lifting arms 112 may be raised and lowered by way of an actuator 114, preferably a pneumatic or hydraulic piston-cylinder arrangement.
  • Lifting arms 112 may be attached directly to wedge members 106 or via connectors 111 as shown in figure 12.
  • Connectors 111 may be cables, links, bails, slings or other mechanical devices which serve to connect lifting arms 112 to wedge members 106.
  • Wedge members 106 preferably include lifting eye 115 to facilitate the connection to lifting arms 112. It should be understood that the raising and lowering wedges 106 out of and into position in body 104 can be accomplished in a variety of ways, including manual handling by rig personnel. It should also be understood that the lifting apparatus for raising and lowering wedge members 106 must be sized and configured so as to permit sufficient clearance for upper holder 200 when it is in the position shown in figures 15 and 16.
  • upper holder 200 preferably includes a lifting apparatus for raising and lowering wedge members 206 out of and into position in main body 204.
  • the lifting apparatus includes lifting arms 212.
  • Lifting arms 212 may be moved up and down by actuator 214, preferably a hydraulic or pneumatic piston-cylinder arrangement.
  • Lifting arms 212 may be attached directly to wedge members 206 or via connectors 211.
  • Connector 211 may be cables, links, bails, slings or other mechanical devices which serve to connect lifting arms 212 to wedge members 206.
  • Wedge members 206 preferably include lifting eyes 215 to facilitate the connection to lifting arms 212.
  • upper holder 200 is removably attached to elevator links 210.
  • Main body 204 of upper holder 200 is preferably comprised of steel having recessed areas 220 to accommodate therein placement of elevator link eyes 221.
  • Elevator link eyes 221 are retained in the position shown in figures 13 and 14 by link retainers 222.
  • Link retainers 222 may be moved from the closed position shown in figure 14 to an open position by lifting release pins 224, thereby permitting retainer links 222 to pivot about hinge pin 225 to an open position, thus permitting removal of upper holder 200 from elevator links 210.
  • upper holder 200 is also provided with lifting eyes 230 to which connectors 301 may be attached.
  • Figures 17 and 18 depict an alternative embodiment of the present invention in which enlarged diameter section 21 is not enlarged completely around the circumference of drill pipe 18.
  • enlarged diameter section 21 shown in cross section in figure 18, there may be one or more cross sectional gaps in section 21 where the diameter is not enlarged.
  • drill pipe 18, including box end 20, enlarged diameter section 21 and pin end 22, is made from a single piece of pipe of uniform wall thickness having the dimension E.W.T. in figure 4, said thickness being reduced at intervals along the pipe by milling between box end 20 and enlarged diameter section 21, and by milling between pin end 22 and enlarged diameter section 21.
  • box and pin ends 20 and 22 and enlarged diameter section 21 are integral with the pipe, i.e., box end 20 and pin end 22 are not created by welding or otherwise attaching said ends to drill pipe 18, nor is enlarged diameter section 21 created through welding or other means of attachment.
  • each joint of drill pipe 18 is made of steel and weighs between 800 to 5,000 pounds (362.88 to 2,268 kilograms), most preferably between 1,000 to 2,000 pounds (453.6 to 907.2 kilograms), or approximately 29 to 110 pounds per linear foot (43.152 to 163.68 kilogram per meter), most preferably 32 to 75 pounds per linear foot (47.616 to 111.6 kilograms per meter).
  • drill pipe 18 of the present invention may be made of a piece of pipe of uniform thickness, referenced as P.W.T. in fig. 4, with attached box and pin ends, and with an attached enlarged diameter section 21.
  • the box end, pin end and enlarged diameter section may be attached to the pipe by welding, bolting or other means.
  • drill pipe 18 may be made from titanium or from a carbon graphite composite.
  • Figures 19 and 21 show further alternative embodiments of the present invention in which drill pipe 18, having a length "L", is comprised of two separate drill pipes, 18S and 18L, the former being shorter than the latter, each one having a female end 20 and a male end 22.
  • 18S is attached end-to-end with 18L.
  • the mated male end 22 and female end 20 combine to form enlarged diameter section 21, having a tapered shoulder 21 a defined by the tapered shoulder of mated female end 20.
  • the mated female end 20 serves as enlarged diameter section 21, with the shoulder of said mated female end serving as shoulder 21 a.
  • an extra tapered shoulder 25 is provided on drill pipe 18 between enlarged diameter section 21 and the end of the drill pipe.
  • extra tapered shoulder 25 has an angle of taper "A” that corresponds with and is engaged by shoulder 209 of wedge members 206, thereby providing support for the drill pipe being held by upper holder 200.
  • "D" is the distance between shoulder 21 a and shoulder 25.
  • Figure 23 depicts a further alternative embodiment of wedge members 106, 206 in accordance with the present invention.
  • the dimensions H-1, H-2, H-3, T-1, T-2 and T-3, and the angles A and A.T. in the alternative embodiment shown in figure 23 are comparable to those of the embodiment as shown in figure 6.
  • the drill pipe may be run with the male or pin end 22 up and the female or box end 20 down, as depicted in fig. 20.
  • tapered shoulder 209 of wedge member 206 corresponds with tapered shoulder 22a of pin end 22 of drill pipe 18; shoulder 209 is curved to correspond with and accommodate the curved, circumferential shape of shoulder 22a; and curved surface 206b of wedge member 206 corresponds with and accommodates the curved outer surface 22b of drill pipe 18.
  • Crossover connection 36 depicted in figure 1 may include an "SB" Casing Hanger Running Tool in conjunction with an "SB” Casing Hanger, all manufactured by Kvaerner National Oilfield Products.
  • drilling rig 8 includes a drill platform having floor 9 with a work area for the rig personnel who assist in the various operations described herein.
  • figure 1 shows drilling rig 8 situated on a drill ship 10
  • the present invention may be used on drilling rigs situated on platforms that are permanently affixed to the sea floor, or on semi-submersible and other types of deep water rigs.
  • the invention is particularly useful for rigs drilling in deep water, the invention may also be used with shallow-water rigs and with rigs drilling on land.
  • PART NUMBER DESCRIPTION 5 invention in general overview 8 drilling rig 9 drilling rig floor 10 drill ship 11 opening in drilling rig floor 12 surface of ocean 14 undersea well 15 blowout preventors 16 sea floor 17 riser 18 drill pipe 18a curved outer surface of drill pipe 18S shorter joint of drill pipe of alternative embodiment 18L longer joint of drill pipe of alternative embodiment 19 landing string 20 box (female) end of drill pipe 20a tapered shoulder of box end 20b curved outer surface of box end 21 enlarged diameter section of drill pipe 21a supporting shoulder of enlarged diameter section 21 b curved outer surface of enlarged diameter section 22 pin (male) end of drill pipe 22a tapered shoulder of pin end 22b curved outer surface of pin end 23 lumen of drill pipe 18 24 borehole 25 extra tapered shoulder 26 earthen formation 28 wall of borehole 32 surface casing 34 intermediate casing 35 casing string 36 crossover connection 100 lower holder 103 opening in main body 104 104 main body of lower holder 105 tapered inner face of main body 104 106 wedge members of lower holder 106a

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Claims (61)

  1. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge, mit:
    a) einem Landungsstrang (19), der eine Anzahl von Bohrgestängeverbindungen (18) aufweist, die durchgehend verbunden sind; und
    b) einem Bohrgestängehalter (100), der eine Bohrgestängeverbindung (18) in dem Landungsstrang (19) hält und den Landungsstrang (19) hält;
    dadurch gekennzeichnet, dass:
    jede Bohrgestängeverbindung (18) ein Stiftendteil (22) und ein Muffenendteil (20) aufweist, und wobei zumindest eine Vielzahl der Verbindungen einen Abschnitt (21) mit vergrößertem Durchmesser aufweist, der zwischen dem Stiftende und dem Muffenende angeordnet ist, wobei der Abschnitt (21) mit vergrößertem Durchmesser eine ringförmige Schulter (21a) aufweist;
    der Halter (100) und die Bohrgestängeverbindung (18), die durch den Halter (100) gehalten wird, konfiguriert sind, um die Last des Landungsstrangs (19) bei dem Abschnitt (21) mit vergrößertem Durchmesser während der Hinzufügung oder dem Wegnehmen einer Bohrgestängeverbindung (18) mittels der ringförmigen Schulter (21a) zu stützen, die an eine entsprechend geformte ringförmige Schulter (109) des Halters (100) anstößt, wenn der Halter (100) die Bohrgestängeverbindung (18) hält; und
    der Halter (100) einen Hauptkörper (104) und eine Vielzahl von Keilgliedern (106) umfasst, wobei die Keilglieder eine Schnittstelle zwischen dem Körper (104) und der Bohrgestängeverbindung (18) bilden, die durch den Halter (100 oder 200) gehalten wird.
  2. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach Anspruch 1, wobei jede der Bohrgestängeverbindungen (18) einen Abschnitt (21) mit vergrößertem Durchmesser aufweist.
  3. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach Anspruch 1 oder 2, die des Weiteren eine Bohrinsel (8) mit einem Boden (9) aufweist, wobei sich der Bohrgestängehalter (100) auf dem Boden (9) befindet.
  4. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach Anspruch 1 oder 2, die des Weiteren eine Bohrplattform mit einem Boden mit einem Arbeitsbereich aufweist, wobei der Bohrgestängehalter (100) auf dem Boden angeordnet ist, und wobei sich die Schultern (109) verjüngen.
  5. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei jede Bohrgestängeverbindung (18) ein Stiftendteil (22) mit vergrößertem Durchmesser und ein Muffenendteil (20) mit vergrößertem Durchmesser aufweist, wobei der Abschnitt (21) mit vergrößertem Durchmesser zwischen dem Stiftendteil und dem Muffenendteil, jedoch näher zu dem Muffenendteil (20) angeordnet ist, und wobei die Schulter (21a) des Abschnitts (21) mit vergrößertem Durchmesser einen Konus aufweist, der einem Konus in dem Halter entspricht.
  6. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei der Bohrgestängehalter (100) eine Bohrgestängeverbindung (18) in dem Landungsstrang (19) stützt und hält.
  7. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach einem der vorhergehenden Ansprüche, die des Weiteren einen zweiten Halter (200) aufweist, der eine Stützung des Landungsstrangs (19) ermöglicht, wobei der Halter (100) ein unterer Halter (100) ist, der nahe dem Inselboden (9) positioniert ist, der eine Bohrgestängeverbindung (18) in dem Landungsstrang (19) hält und den Landungsstrang (19) während der Hinzufügung oder dem Entfernen einer Bohrgestängeverbindung (18) zu bzw. von dem Landungsstrang (19) stützt, und wobei der zweite Halter (200) ein oberer Halter (200) ist, der eine Bohrgestängeverbindung (18) in dem Landungsstrang (19) halten kann und den Landungsstrang (19) stützt, nachdem eine Bohrgestängeverbindung (18) zu dem Landungsstrang (19) hinzugefügt oder von dem Landungsstrang (19) entfernt wurde; wobei der zweite Halter (200) einen Hauptkörper (204) und eine Vielzahl von Keilgliedern (206) umfasst, wobei die Keilglieder (206) des zweiten Halters (200) eine Schnittstelle zwischen dem Körper (204) des zweiten Halters (200) und der Bohrgestängeverbindung (18) bilden, die durch den zweiten Halter (200) gehalten wird, wobei jedes Keilglied (206) des zweiten Halters (200) eine Schulter (209) aufweist, die hinsichtlich der Form der Schulter (219) des Abschnitts (21) mit vergrößertem Durchmesser der Bohrgestängeverbindung (18) entspricht, die durch den zweiten Halter (200) gehalten wird.
  8. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach einem der Ansprüche 1 bis 6, die des Weiteren einen zweiten Halter (200) aufweist, der vertikal beabstandet zu dem Halter (100) angeordnet ist, wobei der zweite Halter (200) den Landungsstrang (19) stützen kann, nachdem eine Bohrgestängeverbindung (18) zu dem Landungsstrang (19) hinzugefügt oder von dem Landungsstrang (19) entfernt wurde; wobei der zweite Halter (200) einen Hauptkörper (204) und eine Vielzahl von Keilgliedern (206) umfasst, wobei die Keilglieder (206) des zweiten Halters (200) eine Schnittstelle zwischen dem Körper (204) des zweiten Halters (200) und der Bohrgestängeverbindung (18) bilden, die durch den zweiten Halter (200) gehalten wird, wobei jedes Keilglied (206) des zweiten Halters (200) eine Schulter (209) aufweist, die hinsichtlich der Form der Schulter (219) des Abschnitts (21) mit vergrößertem Durchmesser der Bohrgestängeverbindung (18) entspricht, die durch den zweiten Halter (200) gehalten wird, und wobei jede Bohrgestängeverbindung (18) ein allgemein zylindrisch geformtes Stiftendteil (22) und Muffenendteil (20) und ein allgemein zylinderförmiges Teil mit kleinerem Durchmesser aufweist, das sich über eine Mehrheit der Länge jeder Verbindung (18) erstreckt.
  9. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach Anspruch 8, wobei einer der Halter (100, 200) einen Körper (104, 204) aufweist, der während einer Verwendung in einer vertikalen Richtung beweglich ist.
  10. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei zumindest ein Halter (100, 200) keine Zähne aufweist.
  11. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach einem der vorhergehenden Ansprüche, die des Weiteren einen Mantelstrang (35) aufweist, der durch den Landungsstrang (19) gestützt wird.
  12. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach Anspruch 11, wobei der Landungsstrang (19) und der Mantelstrang (35) derart konfiguriert sind, dass die kombinierte Gesamtlänge des Landungsstrangs (19) und des Mantelstrangs (35) den Abstand zwischen der Bohrinsel (8) und dem Ort des Bohrlochs (14) überspannt.
  13. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach Anspruch 11 oder 12, wobei das kombinierte Gewicht des Landungsstrangs (19) und des Mantelstrangs (35) ungefähr zwischen 430.000 und 1.050.000 Kilogramm liegt.
  14. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach Anspruch 11 oder 12, wobei das kombinierte Gewicht des Landungsstrangs (19) und des Mantelstrangs (35) ungefähr zwischen 360.000 und 1.820.000 Kilogramm liegt.
  15. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Keilglieder (106, 206) keine Zähne aufweisen, die in die Oberfläche des Bohrgestänges (18) greifen.
  16. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei jede Bohrgestängeverbindung (18) ein Stiftende (22) und ein Muffenende (20) aufweist, und wobei der Halter (100) eine konische Schale aufweist, die die Keilglieder (106) aufnimmt, und wobei jedes der Keilglieder (106) eine Innenfläche mit einer gekrümmten Schulter (109) aufweist, die in eine entsprechend geformte gekrümmte Schulter (21a) des Bohrgestänges (18) eingreift, das durch den Halter (100) in einer Position gehalten wird, die von dem Muffenende (20) oder dem Stiftende (22) des Bohrgestänges (18) entfernt ist.
  17. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei jedes Keilglied (106) eine Schulter (109) aufweist, wobei die Schultern der Keilglieder (106) in die Schulter (21a) des Bohrgestänges (18) eingreifen, das durch den Halter (100) gehalten wird.
  18. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei jede Gestängeverbindung ein Stiftende (22) und ein Muffenende (20) sowie einen Abschnitt (21) mit vergrößertem Durchmesser aufweist, und wobei der Abschnitt (21) mit vergrößertem Durchmesser zwischen 30 und 250 Zentimeter von dem Muffenende (20) oder dem Stiftende (22) beabstandet angeordnet ist.
  19. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach Anspruch 18, wobei zumindest eines der Enden (20, 22) der Gestängeverbindung und der Abschnitt (21) mit vergrößertem Durchmesser entsprechend geformte Schultern (20a, 22a, 21a) aufweisen.
  20. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach Anspruch 18, wobei beide Enden (20, 22) der Gestängeverbindung und der Abschnitt (21) mit vergrößertem Durchmesser entsprechend geformte Schultern (20a, 22a, 21a) aufweisen.
  21. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei jede Bohrgestängeverbindung ein Gewicht zwischen ungefähr 43 und 164 Kilogramm pro linearem Meter aufweist.
  22. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Schultern (21a) an dem Abschnitt (21) mit vergrößertem Durchmesser einen Winkel zwischen ungefähr 10 und 45 Grad mit der Mittellängsachse jeder Gestängeverbindung bilden.
  23. Haltevorrichtung für ein Bohrgestänge nach Anspruch 7 oder 8 oder einem davon abhängigen Anspruch, wobei die Schultern (109) an den Keilgliedern (106) einen Winkel zwischen ungefähr 10 und 45 Grad mit der Mittellängsachse der Bohrgestängeverbindung (18) bilden, die durch den Halter (100) gehalten wird.
  24. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei jede Verbindung (20, 22) des Gestänges (18) einen äußeren Gestängedurchmesser zwischen ungefähr 11 und 20 Zentimeter aufweist.
  25. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach Anspruch 11 oder einem davon abhängigen Anspruch, wobei die Bohrinsel (8) ein Bohrschiff (10) ist, und wobei die Kombination des Landungsstrangs (19) und des Mantelstrangs (35) derart konfiguriert ist, dass zumindest eine Mehrheit der kombinierten Gesamtlänge des Landungsstrangs (18) und des Mantelstrangs (35) den Abstand zwischen dem Bohrschiff (10) und dem Ort des Unterseebohrlochs (14) auf dem Seeboden (16) während einer Verwendung überspannt.
  26. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach Anspruch 2 oder einem davon abhängigen Anspruch, wobei der Abschnitt mit vergrößertem Durchmesser zwischen ungefähr 30 und 92 Zentimeter entweder von dem Stiftendteil (22) oder dem Muffenendteil (20) entfernt ist.
  27. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach Anspruch 11, wobei die kombinierte Masse des Landungsstrangs (19) und des Mantelstrangs (35) 450.000 Kilogramm überschreitet.
  28. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach Anspruch 7 oder einem davon abhängigen Anspruch, wobei der obere Halter (200) eine Hubvorrichtung zum Bewegen der Keile (206) relativ zu dem Hauptkörper (204) des Halters (200) aufweist.
  29. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach Anspruch 7 oder einem davon abhängigen Anspruch, wobei der untere Halter (100) eine Hubvorrichtung zum Bewegen der Keile (106) relativ zu dem Hauptkörper (104) des Halters (100) aufweist.
  30. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach Anspruch 28 oder 29, wobei die Hubvorrichtung mit einem Druckfluid angetrieben wird.
  31. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei jedes Keilglied (106) eine gekrümmte Innenfläche (106a, 106b, 109) aufweist, die der gekrümmten Außenfläche des Bohrgestänges (18), das durch den Halter (100) gehalten wird, entspricht und sie aufnimmt.
  32. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei die Vielzahl der Keile (106) in einer Eingriffposition eine Form definieren, die der Form des Abschnitts (21) mit vergrößertem Durchmesser des Bohrgestänges, der von dem Halter (100) gehalten wird, entspricht und ihn aufnimmt.
  33. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach Anspruch 32, wobei die Vielzahl von Keilen (106) in einer Eingriffposition eine Form definiert, die der Form des gehaltenen Bohrgestänges (18) unterhalb des Abschnitts (21) mit vergrößertem Durchmesser entspricht und ihn aufnimmt.
  34. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei es drei Keile (106) gibt, die jeder Halter (100) umfasst.
  35. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei eine Wandstärke des Bohrgestänges (18) ungefähr zwischen 1,5 und 5,1 Zentimeter liegt.
  36. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei eine Wandstärke mit vergrößertem Durchmesser (21) ungefähr zwischen 3,8 und 7,7 Zentimeter liegt.
  37. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach einem der Ansprüche 1 bis 35, wobei eine Wandstärke mit vergrößertem Durchmesser (21) zwischen 3,3 und 7,7 Zentimeter liegt.
  38. Stützvorrichtung für ein Bohrgestänge nach einem der vorhergehenden Ansprüche, wobei zumindest ein Halter (100) einen Hauptkörper (104) aufweist, der eine Öffnung aufweist, durch welche eine Bohrgestängeverbindung (18) geführt werden kann, wenn die Keilglieder (106) gelöst sind.
  39. Verfahren zum Landen von Gegenständen an einem Ort eines Bohrlochs (14), das die folgenden Schritte aufweist:
    a) Positionieren einer Bohrinsel (8) oberhalb eines Orts eines Bohrlochs (14), wobei die Bohrinsel (8) einen Landungsstrang (19), der aus einer Vielzahl von Bohrgestängeverbindungen (18) gebildet ist, und einen Halter (100) aufweist, der das Bohrgestänge (18) in der Landungsstrang (19) hält, um die Landungsstrang (19) zu stützen; und
    b) Absenken des Landungsstrangs (19) derart, dass er zumindest eine Mehrheit des Abstands zwischen der Bohrinsel (8) und dem Ort des Bohrlochs (14) überspannt;
    dadurch gekennzeichnet, dass
    jede Bohrgestängeverbindung (18) mit einem Stiftendteil (22) und einem Muffenendteil (20) versehen ist, und dass zumindest eine Vielzahl von Verbindungen mit einem Abschnitt (21) mit vergrößertem Durchmesser vorgesehen ist, der zwischen dem Stiftende und dem Muffenende angeordnet ist, wobei der Abschnitt (21) mit vergrößertem Durchmesser eine ringförmige Schulter (21a) aufweist;
    der Halter (100) durch Anordnen einer Vielzahl von Keilgliedern (106) in einer Öffnung (103) eines Hauptkörpers (104) zusammengebaut wird, wobei die Keilglieder (106) eine Schnittstelle zwischen dem Hauptkörper (104) und der Bohrgestängeverbindung (18) bilden;
    die Keilglieder (106) Schultern (109) aufweisen, die zusammen eine ringförmige Schulter bilden, gegen die die ringförmige Schulter (21a) des Abschnitts (21) mit vergrößertem Durchmesser anstößt, um so die Bohrgestängeverbindung (18) zu stützen.
  40. Verfahren nach Anspruch 39, das des Weiteren den Schritt aufweist: Anbringen eines Gegenstands an ein unteres Ende des Landungsstrangs (19).
  41. Verfahren nach Anspruch 39 oder 40, das des Weiteren die Schritte aufweist:
    (c) Absenken einer Vielzahl von verbundenen Mantelverbindungen zu dem Bohrloch (14), wobei die Vielzahl von verbundenen Mantelverbindungen einen Mantelstrang (35) definiert, wobei der Mantelstrang (35) durch einen unteren Endteil des Landungsstrangs (19) gestützt wird; und
    (d) Konfigurieren der Kombination aus Landungsstrang (19) und Mantelstrang (35) derart, dass die kombinierte Gesamtlänge des Landungsstrangs (19) und des Mantelstrangs (35) zumindest eine Mehrheit eines Abstands zwischen der Bohrinsel (8) und dem Ort des Bohrlochs (14) überspannt.
  42. Verfahren nach einem der Ansprüche 39 bis 41, wobei die Bohrinsel (8) eine Eubeinrichtung umfasst und des Weiteren den Schritt aufweist: Halten des Landungsstrangs (19) mit der Hubeinrichtung.
  43. Verfahren nach Anspruch 41 oder einem davon abhängigen Anspruch, wobei das kombinierte Gewicht des Landungsstrangs (19) und des Mantelstrangs (35) ungefähr zwischen 430.000 und 1.050.000 Kilogramm liegt.
  44. Verfahren nach Anspruch 41 oder einem davon abhängigen Anspruch, wobei der Landungsstrang (19) im Schritt (a) ein oberes Endteil und ein unteres Endteil aufweist, und wobei der Mantelstrang (35) durch den unteren Endteil der Landungsstrang (19) gestützt wird.
  45. Verfahren nach Anspruch 41 oder einem davon abhängigen Anspruch, wobei der Landungsstrang (19) im Schritt (b) eine Entfernung zwischen der Bohrinsel (8) und dem Ort des Bohrlochs (14) überspannt, und wobei eine oberste Bohrgestängeverbindung (18), die durch den Halter (100) gehalten wird, konfiguriert ist, um die Last mit entsprechend geformten, konischen ringförmigen Schultern (21a) zu halten, die eingreifen, wenn der Halter (100) die oberste Bohrgestängeverbindung (18) stützt.
  46. Verfahren nach einem der Ansprüche 39 bis 45, wobei der Halter (100) keine Zähne aufweist.
  47. Verfahren nach einem der Ansprüche 39 bis 45, wobei der Halter (100) keine Zähne aufweist, die in die Oberfläche des Bohrgestänges (18) greifen und sie deformieren.
  48. Verfahren nach einem der Ansprüche 39 bis 47, wobei der Halter (100) einen Hauptkörper (104) und eine Vielzahl von Keilgliedern (106) umfasst, wobei die Keilglieder (106) eine Schnittstelle zwischen dem Körper (104) und der Bohrgestängeverbindung (18) bilden, die durch den Halter (100) gehalten wird.
  49. Verfahren nach einem der Ansprüche 39 bis 47, wobei der Halter (100) einen Hauptkörper (104) und eine Vielzahl von Keilgliedern (106) umfasst, wobei die Keilglieder (106) eine Schnittstelle zwischen dem Körper (104) und der Bohrgestängeverbindung (18) bilden, die durch den Halter (100) gehalten wird, wobei jedes Keilglied (106) eine Schulter (109) aufweist, wobei die Schultern (109) der Keilglieder (106) in die Schulter (21a) des Bohrgestänges greifen, das durch den Halter (100) gehalten wird.
  50. Verfahren nach einem der Ansprüche 39 bis 49, wobei jede Bohrgestängeverbindung (18) ein Stiftende (22) und ein Muffenende (20) sowie einen Abschnitt (21) mit vergrößertem Durchmesser aufweist, und wobei der Abschnitt (21) mit vergrößertem Durchmesser zwischen 30 und 245 Zentimeter von dem Muffenende (20) oder dem Stiftende (22) beabstandet angeordnet ist.
  51. Verfahren nach Anspruch 50, wobei zumindest eines der Enden des Bohrgestänges (18) und der Abschnitt (21) mit vergrößertem Durchmesser entsprechend geformte Schultern (21a) aufweisen.
  52. Verfahren nach Anspruch 51, wobei jede Bohrgestängeverbindung (18) ein Gewicht zwischen ungefähr 43 und 164 Kilogramm pro geradem Meter aufweist.
  53. Verfahren nach einem der Ansprüche 39 bis 49, wobei die Bohrgestängeverbindung (18) ein Stiftendteil (22) und ein Muffenendteil (20), von denen jedes eine Schulter (22a, 20a) aufweist, sowie einen Abschnitt (21) mit vergrößertem Durchmesser aufweist, der zwischen ungefähr 30 und 245 Zentimeter von dem Muffenendteil (20) und dem Stiftendteil (22) angeordnet ist.
  54. Verfahren nach einem der Ansprüche 39 bis 49, wobei jede Bohrgestängeverbindung (18) ein Stiftendteil (22) und ein Muffenendteil (20) mit jeweils einer Schulter (21a, 20a) und einen Abschnitt (21) mit vergrößertem Durchmesser aufweist, der zwischen ungefähr 61 und 92 Zentimeter von dem Muffenendteil (20) und dem Stiftendteil (22) angeordnet ist.
  55. Verfahren nach Anspruch 53 oder 54, wobei die Schulter (22a, 20a) einen Winkel zwischen 10 und 45 Grad mit der Mittellängsachse ihrer Bohrgestängeverbindung (18) bildet.
  56. Verfahren nach einem der Ansprüche 39 bis 49, wobei jede Bohrgestängeverbindung (18) ein Stiftendteil (22) und ein Muffenendteil (20) sowie einen ringförmigen Abschnitt (21) mit vergrößertem Durchmesser aufweist, der zwischen ungefähr 30 und 92 Zentimeter von entweder dem Muffenendteil (20) oder dem Stiftendteil (22) entfernt angeordnet ist.
  57. Verfahren nach einem der Ansprüche 39 bis 49, wobei jede Bohrgestängeverbindung (18) ein Stiftendteil (22) und ein Muffenendteil (20), jeweils mit einer konischen, ringförmigen Schulter (22a, 20a), und den ringförmigen Abschnitt (21) mit vergrößertem Durchmesser aufweist, der zwischen ungefähr 30 und 183 Zentimeter von dem Muffenendteil (20) entfernt angeordnet ist.
  58. Verfahren nach einem der Ansprüche 39 bis 49, wobei jede Gestängeverbindung (18) ein Stiftendteil (22) und ein Muffenendteil (20) sowie einen ringförmigen Abschnitt (21) mit vergrößertem Durchmesser aufweist, der zwischen 30 und 305 Zentimeter von entweder dem Muffenendteil (20) oder dem Stiftendteil (22) entfernt angeordnet ist.
  59. Verfahren nach einem der Ansprüche 39 bis 58, das des Weiteren den Schritt aufweist: Trennen des Halters (100) aus einer Eingriffposition mit dem Landungsstrang (19) nach dem Schritt (b).
  60. Verfahren nach Anspruch 48 oder 49 oder einem davon abhängigen Anspruch, wobei die Keilglieder (106) zwischen einer Gestängeeingriffposition und einer Gestängeloseposition beweglich sind, und das des Weiteren den Schritt eines Antreibens der Keilglieder (106) aufweist, um sich unter Verwendung von Druckfluid zu bewegen.
  61. Verfahren nach Anspruch 41 oder einem davon abhängigen Anspruch, wobei die Vielzahl von Mantelverbindungen Mantelverbindungen mit unterschiedlichem Durchmesser umfasst.
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