NO122006B

NO122006B -

Info

Publication number: NO122006B
Application number: NO158287A
Authority: NO
Inventors: W Fischer
Original assignee: California Research Corp
Priority date: 1964-06-02
Filing date: 1965-05-31
Publication date: 1971-05-10
Also published as: US3313345A; GB1071014A

Description

Anordning ved boreutstyr for boring under vann. Device for drilling equipment for drilling under water.

Denne oppfinnelse vedrører anordning ved utstyr for boring i jordformasjoner under vann, særlig under dypt, åpent vann, This invention relates to an arrangement with equipment for drilling in soil formations under water, in particular under deep, open water,

såsom under havet. Spesielt angår oppfinnelsen en sådan anordning for anvendelse for fullførelse av en brønn for å hindre bøyning og knekning av et forlenget rør mellom havbunnen og en boreplattform ved havoverflaten. such as under the sea. In particular, the invention relates to such a device for use in the completion of a well to prevent bending and buckling of an extended pipe between the seabed and a drilling platform at the sea surface.

I de senere år er det blitt ønskelig under visse omsten-digheter å foreta boreoperasjoner under vann fra et flytende far-tøy i stedet for fra en stiv konstruksjon eller en plattform som er understøttet på havbunnen. Under sådanne operasjoner er far-tøyet undertiden forbundet med brønnhullet i bunnen over en lang rørformet del, gjennom hvilken brønnbearbeidelsesverktøy, borevæske etc. passerer mellom fartøyet og brønnhullet. Denne lange In recent years, it has become desirable under certain circumstances to carry out drilling operations underwater from a floating vessel instead of from a rigid structure or a platform that is supported on the seabed. During such operations, the vessel is sometimes connected to the wellbore at the bottom by a long tubular part, through which wellworking tools, drilling fluid etc. pass between the vessel and the wellbore. This long one

rørformede del kalles ofte. en undervann- eller stigeledning.tubular part is often called. an underwater or riser.

Ved en fremgangsmåte ved boring under vann er stigeledningens nedre ende forbundet med et brønnhode som omfatter utblås-ningshindrere og styreutstyr, mens den øvre ende er forbundet med borefartøyet. Brønnhodet er utført for stasjonær anbringelse på havbunnen. På den annen side beveger borefartøyet seg kontinuerlig under virkningen av tidevann, strømmer, bølger og vind. Fartøyets bevegelse blir noe motvirket ved forankring og ved spesielle feste-systemer. De voldsomme og stadig skiftende krefter som virker på fartøyet vil imidlertid ofte forskyve det sideveis fra sin stilling over brønnhullet i avstander som overstiger 4 % av vanndybden. Vertikale løftebevegelser som følge av bølgevirkning kan ventes i tillegg til den forholdsvis saktere vertikale bevegelse som skyldes tidevannet. Disse løftebevegelser kan være ganske store. En god-tatt metode for å muliggjøre den relative side- og vertikalbeveg-else mellom fartøyet og brønnhodet består i at der anbringes sideveis bøyelige ledd og teleskopiske ledd i stigeledningen. Dette tillater stigeledningen å tilpasse seg fartøyets bevegelse innenfor bestemte grenser. In a method for drilling underwater, the lower end of the riser is connected to a wellhead that includes blowout barriers and control equipment, while the upper end is connected to the drilling vessel. The wellhead is designed for stationary installation on the seabed. On the other hand, the drilling vessel moves continuously under the influence of tides, currents, waves and wind. The movement of the vessel is somewhat counteracted by anchoring and by special fastening systems. However, the violent and constantly changing forces acting on the vessel will often displace it laterally from its position above the wellbore for distances exceeding 4% of the water depth. Vertical lifting movements as a result of wave action can be expected in addition to the relatively slower vertical movement caused by the tide. These lifting movements can be quite large. An accepted method for enabling the relative lateral and vertical movement between the vessel and the wellhead consists in placing laterally flexible joints and telescopic joints in the riser. This allows the riser line to adapt to the movement of the vessel within certain limits.

Ved boreoperasjoner på dypt vann har det vist seg at selve stigeledningen har tendens til å krumme eller bøye seg mellom de bøyelige ledd, og denne bøyning er ofte så stor at den har resultert i konstruksjonssvikt i stigeledningssøylen. Selv om der ikke oppstår noen svikt, er bøyning uønsket hvis den resulterer i en skarp vinkel i stigeledningen på et hvilket som helst punkt av dens lengde, hvilket bevirker vanskeligheter med passeringen av bo-rrør, brønnforingsrør etc. Dette problem er særlig akutt når det bøyelige eller universale ledd må være inkludert i stigeledningen nær dens nedre ende for å muliggjøre fartøyets bevegelse. Da bøy-ningsmomenter ikke overføres over sådanne ledd, søker enhver bøy-ning av stigeledningen å frembringe en skarp vinkel ved dette ledd. Når der f.eks. anvendes et kuleledd, gjør en vinkel større enn fem grader ved leddet det meget vanskelig å føre borstrengen gjennom leddet. Tendensen mot vinkelstilling ved det nedre universalledd aksentueres' ved fartøybevegelse sideveis fra dets stilling over brønnhodet. During drilling operations in deep water, it has been shown that the riser itself tends to curve or bend between the flexible joints, and this bending is often so great that it has resulted in structural failure of the riser column. Even if no failure occurs, bending is undesirable if it results in a sharp angle in the riser at any point along its length, causing difficulty in the passage of drill pipe, well casing, etc. This problem is particularly acute when flexible or universal joints must be included in the riser line near its lower end to enable movement of the vessel. As bending moments are not transferred across such joints, any bending of the riser tends to produce a sharp angle at this joint. When there e.g. If a ball joint is used, an angle greater than five degrees at the joint makes it very difficult to pass the drill string through the joint. The tendency towards an angular position at the lower universal joint is accentuated by vessel movement laterally from its position above the wellhead.

Når åraskene til den ekstreme sidebøyning av stigeledningen analyseres, er det riktig å betrakte stigeledningen som en lang rørformet søyle. Når der bores på dypt vann blir lengden av denne søyle så stor sammenlignet med treghetsmomentet av dens tverrsnittsareal at stigeledningen faktisk ikke har noen søyle-stivhet.. Enhver aksial sammentrykning eller sidekrefter vil der-' for forårsake sterk krumning eller bøyning av stigeledningen. When analyzing the causes of the extreme lateral bending of the riser, it is correct to consider the riser as a long tubular column. When drilling in deep water, the length of this column becomes so large compared to the moment of inertia of its cross-sectional area that the riser actually has no column stiffness. Any axial compression or lateral forces will therefore cause strong curvature or bending of the riser.

Hvis stigeledningen bare er understøttet ved sin nedre ende, vil dens egen effektive vekt, dvs. dens vekt i vann, bevirke at den vil være aksialt sammentrykket stigende fra null ved den øvre ende til maksimum ved den nedre understøttelse. Når der bores under dypt vann, vil trykkspenningen i stigeledningen fra denne kilde alene være tilstrekkelig til å knekke stigeledningen. Friksjonen i det teleskopiske ledd under fartøyets vertikale bevegelse mot havbunnen, såvelsom bore- eller brønnbearbeidelsesverktøy som kan festne seg til eller bli understøttet av stigeledningen når de føres ned gjennom denne, bevirker et tillegg til trykkspenningen på stigeledningens vegg og øker derved bøyningen av stigeledningen. If the riser is only supported at its lower end, its own effective weight, i.e. its weight in water, will cause it to be axially compressed increasing from zero at the upper end to a maximum at the lower support. When drilling under deep water, the pressure stress in the riser from this source alone will be sufficient to break the riser. The friction in the telescopic link during the vertical movement of the vessel towards the seabed, as well as drilling or well processing tools that can attach to or be supported by the riser when they are guided down through it, causes an addition to the compressive stress on the wall of the riser and thereby increases the bending of the riser.

I tillegg til knekk-virkningen som følge av de ovennevnte aksiale trykkrefter som frembringer en samlet trykkspenning i stigeledningens vegg, har strøm- og bølgekrefter som virker på tvers av stigeledningens lengde, tendens til å bøye stigeledningen. Skjønt bølgekreftene avtar logaritsmisk med dybden under overflaten, har nylige undervannsmålinger vist at de rekker dypt nok ned til å utgjøre en vesentlig faktor ved bøyning av stigeledningen. Også sterke strømkrefter er blitt konstatert i vesentlige dybder. I det følgende vil for enkelhets skyld disse strøm- og bølgekrefter bli omtalt som "omgivende krefter". Det bemerkes at de, da de virker generelt på tvers av stigeledningens lengde, ikke vil frembringe noen netto aksial sammenpresning i stigeledningsveggen ved noe tverrsnitt, men frembringe en strekk-kraft i en diametrisk halv-del av snittet som er lik og motsatt trykk-kraften i den annen halv-del. In addition to the buckling effect as a result of the above-mentioned axial compressive forces which produce a total compressive stress in the wall of the riser, current and wave forces acting across the length of the riser tend to bend the riser. Although wave forces decrease logarithmically with depth below the surface, recent underwater measurements have shown that they reach deep enough to be a significant factor in bending the riser. Strong currents have also been found at significant depths. In the following, for the sake of simplicity, these current and wave forces will be referred to as "ambient forces". It is noted that, as they act generally across the length of the riser, they will not produce any net axial compression in the riser wall at any cross section, but produce a tensile force in a diametric half of the section that is equal and opposite to the compressive force in the second half.

Typen og størrelsen av de forskjellige krefter, såsom de ovenfor diskuterte, som frembringer netto aksial sammentrykning i stigeledningens vegg, såvelsom de omgivende krefter som virker generelt på tvers av stigeledningens lengde, varierer under forskjellige driftsbetingelser. Ekspertene erkjenner tilstede-værelsen av disse krefter og har søkt å overvinne deres virkning ved å påtrykke"en tilstrekkelig aksial spenning på stigeledningen til å utjevne vekten av den og til å motvirke bøyning frembragt ved de tverrgående omgivende krefter. The type and magnitude of the various forces, such as those discussed above, which produce net axial compression in the riser wall, as well as the ambient forces acting generally across the length of the riser, vary under different operating conditions. The experts recognize the presence of these forces and have sought to overcome their effect by applying "a sufficient axial tension to the riser to equalize its weight and to counteract bending produced by the transverse ambient forces."

I vanndybder opp til omkring 76 m har tilfredsstillende resultater vanligvis vært oppnådd ved tilførsel av spenning bare tilstrekkelig til å kompensere for de typer av krefter som er omtalt ovenfor. I større dybder inntreffer imidlertid fremdeles knekking og overdreven bøyning når denne metode anvendes. Den mang-lende mulighet for å bestemme årsaken til dette har resultert i store økonomiske tap. In water depths up to about 76 m, satisfactory results have usually been obtained by supplying voltage only sufficient to compensate for the types of forces discussed above. At greater depths, however, buckling and excessive bending still occur when this method is used. The lack of opportunity to determine the cause of this has resulted in large financial losses.

Det er nå blitt konstatert at knekking som gjentatte ganger har oppstått ved dypvanns stigeledninger skyldes den høye egen-vekt av borefluidet i stigeledningen. Skjønt forskjellen i egen-vekt mellom borefluidet og det omgivende sjøvann ikke forårsaker at en netto trykkspenning påføres direkte på stigeledningen, har den tross dette en knekkingsvirkning på ledningen. Beviset for dette, både analytisk og eksperimentelt, vil bli omhandlet nedenfor i den detaljerte beskrivelse av oppfinnelsen.. It has now been established that buckling that has repeatedly occurred in deepwater risers is due to the high specific gravity of the drilling fluid in the riser. Although the difference in specific gravity between the drilling fluid and the surrounding seawater does not cause a net compressive stress to be applied directly to the riser line, it nevertheless has a buckling effect on the line. The evidence for this, both analytical and experimental, will be discussed below in the detailed description of the invention.

Det vil også bli bevist at der ved en lang stigeledning som overfører tett borefluidum, kan kompenseres for denne virkning ved at stigeledningen, i tillegg til strekk-kreftene, for å kompensere for de aksiale trykk-krefter som virker direkte på stigeledningen og de tverrgående omgivende krefter, påtrykkes en ekstra strekk-kraft av en størrelse som beregnet i overensstemmelse med formler som er utviklet i denne beskrivelse for å utligne bøynings-virkningen av det tette borefluidum. It will also be proven that with a long riser that transmits dense drilling fluid, this effect can be compensated for by the riser, in addition to the tensile forces, to compensate for the axial pressure forces that act directly on the riser and the transverse surrounding forces, an additional tensile force of a magnitude calculated in accordance with formulas developed in this specification is applied to offset the bending effect of the dense drilling fluid.

Når der bores under på dypt vann blir størrelsen av de strekk-krefter som kreves for å oppnå de ønskede resultater, overordentlig, store. Anordningen ifølge oppfinnelsen kan tilføre rela-tivt store strekk-krefter til stigeledningen på en sådan måte at den tilførte strekk-kraft blir konstant uten hensyn til bevegelsen av fartøyet i forhold til brønnhodet. Den store oppådrettede kraft tilføres stigeledningen ved anordningen ifølge oppfinnelsen på en sådan måte at den oppådrettede kraft vil bli fordelt i tilfelle av konstruksjonssvikt i stigeledningen. Denne vil derfor ikke bli skutt opp av vannet og derved sette personalet i fare. Anordningen ifølge oppfinnelsen gjør det også mulig for personalet på borefar-tøyet å foreta innstilling av størrelsen av den kraft som påtrykkes stigeledningen når driftsbetingelsene og størrelsen av den kraft som kreves, varierer. When drilling in deep water, the magnitude of the tensile forces required to achieve the desired results is extremely large. The device according to the invention can add relatively large tensile forces to the riser in such a way that the applied tensile force is constant regardless of the movement of the vessel in relation to the wellhead. The large upward force is supplied to the riser by the device according to the invention in such a way that the upward force will be distributed in the event of structural failure in the riser. This will therefore not be shot out of the water and thereby endanger the staff. The device according to the invention also makes it possible for the personnel on the drilling vessel to adjust the size of the force applied to the riser when the operating conditions and the size of the force required vary.

Nærmere bestemt angår oppfinnelsen en anordning ved boreutstyr for boring under vann, omfattende en rørledning som består av et nedre røravsnitt som er teleskopisk forbundet med et øvre røravsnitt,. av hvilke røravsnitt det nedre rager ned i vannet og er festet aksialt til sjøbunnen, og den øvre ende av det øvre rørav-snitt ved hjelp av innretninger er festet til en flytende plattform for aksial bevegelse i forhold til det nedre røravsnitt, og det sær-egne ved oppfinnelsen er angitt i de etterfølgende krav. More specifically, the invention relates to a device for drilling equipment for drilling underwater, comprising a pipeline consisting of a lower pipe section which is telescopically connected to an upper pipe section. of which pipe sections, the lower one projects into the water and is attached axially to the seabed, and the upper end of the upper pipe section by means of devices is attached to a floating platform for axial movement in relation to the lower pipe section, and the special specific to the invention are specified in the following claims.

Virknnngen og fordelene ved oppfinnelsen vil fremgå av The effect and advantages of the invention will be apparent from

følgende detaljerte beskrivelse under henvisning til tegningene, på hvilke fig*.\1 viser et sideriss av anordningen i drif tstilling, fig. 2 viser et forstørret riss av deler av fig. 1, fig. 2a viser et alternativt arrangement for den nedre ende av stigeledningen, fig. 3 viser et skjematisk diagram av virkningen av aksial sammentrykking av en bjelkeseksjon og fig. 4 viser en skjematisk illustrasjon av virkningen av aksialsammentrykking av en begrenset væske; fig. 5 viser et sideriss, delvis i snitt, av strekkanordningen og kardanopphengningen for den øvre ende av stigeledningen, fig. 6 viser et planriss av kardanopphengningen ifølge fig. 5, fig. 7 viser et snitt etter linjen 7-7, fig. 6, og fig. 8 viser et sideriss sva-rende til fig. 5 av en endret utførelse av strekkanordningen og endeopphengningen. ;Fig. 1 og 2 viser et fartøy 1 som flyter på havoverflaten 2 og har en vertikal åpning 3 gjennom skroget nær fartøyets langsgående og tverrgående midte. På fartøyets øvre dekk h, tilnærmet sentrert over åpningen 3, er der understøttet en derrikk-konstruksjon 5 som understøtter den øvre ende av et borrør 8 ved en vandre-blokk 9 og svivel 10. Derrikk-konstruksjonen og meget av det der-med forbundne utstyr er av en type som vanligvis brukes ved boring under vann og er ikke vist i detalj. Tilnærmet sentrert i derrik-kens underdel finnes en bæreplattform 6 og et roterbart bord 7. Borrøret.:. 8 passerer vertikalt gjennom på linje liggende åpninger i plattformen og det roterbare bord 7 på vanlig måte. Ankere forbundet med ankerkjettinger 12 og 13 begrenser fartøyets bevegelse fra dets normale stilling over brønnen. ;Et brønnhode 20 er anbragt på det sted på bunnen 11,;hvor hullet er boret. Brønnhodet omfatter en underdel 21 og over hverandre anbragte utblåsingshindrere 22 og 23 som er løsbart forbundet med underdelen ved koblingen 24. Et antall brønnféringsrør 2 7 og 2 8 rager ut under brønnhodet og ned i brønnen. Minst to før-ings søyler 2 5 og 2 6 rager vertikalt ned fra adskilte punkter nær underdelens 21 omkrets. Føringsliner 29 og 30 som forløper fra føringssøylene 25 og 26 til fartøyet 1, brukes til å lede utstyr ;når det senkes, fra fartøyet ned til brønnhodet.. Disse føringsliner løper opp gjennom åpningen 3 i bunnen av fartøyet,, over skiver 31 og 32, og er ved sine øvre ender forbundet med strammeanordninger,. såsom vinsjer 33 hhv. 34 med konstant stramning. Disse vinsjer holder føringslinene stramme på tross av relativ bevegelse mellom fartøyet 1 og brønnhodet 20. Føringsarmer 35 og 36 er rettet utad fra koblingen 24 og omfatter føringshylser nær sine ytre ender. Etter at underdelen 21 med sine føringssøyler 25 og 26 og førings-linene 29 og 30 er bragt på plass, kan utblåsingshindringsmonter-ingen som omfatter koblingen 24, senkes fra fartøyet med en førings-line som passerer gjennom hver føringshylse for å anbringe monter-ingen som vist. Koblingen og utblåsingshindrerne kan fjernstyres fra fartøyet ved trykkvæske fra ledningene 37, 38 og 39 som for-løper til fartøyet gjennom rørledningen 40. Eventuelt kan ståltau som løper langs stigeledningen, anvendes for manøvrering. ;Med brønnhodet på plass på sjøbunnen kan stigeledningen senkes for å forbinde fartøyet med brønnhodet. Denne stigeledning er ved sin nedre ende løsbart forhundet med brønnhodet ved en kobling 4 5 og ved sin øvre ende forbundet med fartøyet på en måte som vil bli beskrevet nedenfor. Stigeledningen omfatter et kuleledd 48 nær sin nedre ende for å redusere den torsjonsspenning som over-føres til brønnhodet når fartøyet flytter seg sideveis fra sin stilling over brønnen under virkning av vind, tidevann, bølger og strømmer. Den tunge kobling 4 5 henger under det universale kuleledd 48. Føringsarmen 46 og 47 er arrangert langs en linje som forrykker kulens 48 vertikale senterlinje, således at forbindelsen med koblingen 45 sikres og er>uavhengig av stigeledningens skrå-stilling. ;Hvis utblåsingshihdrermonteringen skal senkes på plass samtidig som stigeledningen, kan føringsarmene 35 og 36 sløyfes. ;Den vesentligste del av stigeledningen består av en rekke forlengede, rørformede deler 51, som er forbundet over koblingene 52 for å forløpe fra det teleskopiske ledd 50 til kuleleddet 48. Borevæske av høy spesifikk vekt mates til brønnen fra en pumpe på fartøyet. Borevæsken føres gjennom en bøyelig slange 5 5 ned gjennom en passasje i borrørets akse og ut ved borspissen 56 ved bunnen av borehullet. Borevæsken føres tilbake til forrådet ved å passere oppad, rundt yttersiden av borrøet, gjennom brønnféringsrørene 28 og 27, gjennom brønnhodet 20 og deretter opp gjennom stigeledningen. Borevæsken returneres til slamsysternet på fartøyet gjennom røret 57 som er bøyelig forbundet med stigeledningen nær dennes øvre ende. ;Som nevnt ovenfor er det blitt fastslått at borevæskens tetthet søker å bringe stigeledningen til å bøye seg. En analyse av fenomenet åpenbarer at den aksiale kraft som følge av væsketrykk i et sylindrisk rør har nøyaktig den samme virkning på sideavbøy-ning, eller knekking som er lik den aksiale trykk-kraft i rørveggen. Dette kan demonstreres ved løsning av den differensialligning som vanligvis anvendes ved beregning av bøyning og knekking av en bjelke som følge av aksiale belastninger, hvorved det er blitt påvist at bøyningsvirkningen er den samme enten en gitt aksial kraft påtrykkes i den innvendige væske eller i rørveggen. De følgende tegn-systemer vil bli brukt ved denne utledning: ;X er avstanden langs bjelkens akse i cm fra den nærmeste understøt-telse, A X er lengden i cm av en liten forøkelse av bjelken, Y er sideavbøyningen av bjelken i cm, A9 er en liten vinkel langs buen av en svakt buet bjelke i radianer, q er sidekraft pr. lengdeenhet av bjelken i kg/cm, F er aksial trykk-kraft i kg og R er radius av buen av den bøyde bjelke i cm. ; som er å finne i lærebøker, f.eks. Timoshenko, Strength of Materials, 2nd ed. Vol, 1, s. 135 (1940). ;Den fundamentale avbøyningsligning er:; ; som også ér vist i Timoshenko, s. 137.;På fig. 3 er 80 den ubøyde stilling av bjelkedelens 81 akse. Aksen er blitt bøyet til stillingen 82 under de aksiale trykk-krefter F. ;A e Den vertikale komponent av kreftene F er 2F sin(-y-) som for små vinkler er FAG. Da q er definert som sidekraften, er lengdeenheten av bjelken ; Følgelig er Kombineres ligningene (1), (2) og (4), fåes Integreres denne ligning to ganger og forutsettes hengs-lede ender (moment = 0 ved hver ende), fåes ; Dette er den velkjente differensiallinging for beregning av den aksiale bøyekraft for en bjelke (se Timoshenko, Vol 2, s. 25). ;Det bemerkes at denne derivering ikke inneholder noen formodning om at bjelken er massiv, og hvis den er en rørformet ledning, passer deriveringen like godt enten den aksiale kraft er i den indre væske eller i ledningsveggen. Det kan derfor sluttes at det er den algebraiske sum av de aksiale krefter som påtrykkes den innvendige væske og ledningsveggen som må tas i betraktning ved be-retningen av ledningens bøyning. Knekking kan derfor inntreffe med et høyt væsketrykk, selvom den aksiale kraft i ledningsveggen er strekk, dersom trykk-kraften i væsken overstiger strekk-kraften i ledningsveggen, således at den resulterende aksiale kraft er en trykk-kraft. ;En mindre analytisk tilnærming har undertiden vært til hjelp for å vise at aksiale krafter som påtrykkes en i et rør innesluttet væske, søker å bøye røret. I den forbindels-e refereres til eksemplet på fig. 4 som viser et langsgående tverrsnitt gjennom en lengde av en rørformet stålledning 60 fylt med en væske 61. Røret er overordentlig langt sammenlignet med sin diameter, således at det virker som en lang, slank søyle. Partiet av dets lengde er utelatt for å forenkle tegningen. Endene av røret 60 er tettet ved glidbare stempler 62 og 6 3 som kan bevege seg fritt aksialt i røret 60. Hvert stempel omfatter et tapplager 6<4 på sin ytre ende. En klemdel 65 omfattende én skruedel 6 6 er formet til å utøve trykk mellom klemdelens stasjonære side 67 og skruens bevegelige ende-flate 68. Trykket overføres over stemplene 62 og 63 til væsken 61 som er praktisk talt usammentrykkbar. Virkningen er derfor lik den å anbringe en belastning på en massiv søyle. En tilstrekkelig. stor kraft som påføres lageret 64 ved tiltrekning av skruen 6 6 vil bringe røret 60 til å krumme seg fra sin opprinenlige rette, stilling. Rørets, bøyning er angitt ved a. Det er tydelig at når forholdet mellom rørets 60 diameter og lengde blir større, kreves der mindre kraft for å krumme røret da det virker som en lang søyle. Det kan derfor sees at en trykk-kraft som påtrykkes en væske som er innesluttet i en lang, rørformet del, forårsaker bøyning og knekking av den rørformede del på samme måte som trykk-krefter som virker på en massiv, lang søyle. ;Under henvisning til fig. 3 kan verdien av sidekomponen-Ax ;ten av aksialkraft F — K som utviklet i ligning (3) ovenfor, fåes ved at sidekomponenten av væsketrykk over lengden Ax av søylen integreres. Da den radielle ytre buelengde er større enn den radielle indre buelengde i fig. 3, vil den netto kraft være radielt utvendig. På lignende måte vil fluidumtrykk ved rørets ytterside frembringe et netto radielt innvendig trykk. ;Den netto effektive aksiale sammenpresningskraft for betraktning av sidebøyning, og knekking, ved et hvilket som helst snitt av et rør f.eks. som vist i fig. 3 er da: ; hvor A-, er innvendig tverrsnittsareal av røret i cm^, A„ er utvendig tverrsnittsareal av røret i cm , P-^ er innvendig fluidumtrykk i kg/cm^, Pjer utvendig fluidumtrykk i kg/cm^ og S er gjennomsnitt-lig trykkspenning i rørveggtverrsnittet i kg/cm . ;Ved å anvende denne ligning (7) på stigeledningen ifølge fig. 1 og 2, betraktes stigeledningen som en lang, rørformet søyle som ikke er understøttet sideveis mellom sine ender. ?2vil være null ved vannflaten og øke lineært med vanndybden til et maksimum ved havbunnen. Borevæskens trykk P-^vil være i hovedsaken konstant ved toppen av stigeledningen på grunn av pumpetrykk og friksjon i returledningen 57 og vil øke lineært med dybden til et maksimum ved bunnen av brønnen. Den gjennomsnittlige trykkspenning S over et hvilket som helst tverrsnitt av stigeledningsveggen vil omfatte nettotrykket i stigeledningen fra alle kilder, såsom fartøybeveg- - else, utstyr som hviler på stigeledningen og selve vekten av denne. Av disse verdier kan den totale aksiale sammentrykningskraft i et hvilket som helst tverrsnitt av stigeledningen beregnes ved hjelp av ligning (7). ;Den ovennevnte, analyse er gjentatte ganger blitt bevist;i praksis, ved stigeledningssvikt, hvor virkningen av borevæsken ikke har vært tatt i betraktning. Også eksperimenter har vært ut-ført med en modell av en stigeledning i liten målestokk. Ved disse eksperimenter ble et langt stålrør med liten diameter understøttet bare ved sin øvre ende (for å fjerne enhver trykkspenning som skyldes vekten av selve røret) og fylt med kvikksølv. Kvikksølvet ble understøttet av en plugg ved den nedre ende og pluggen var glidbar aksialt i røret. Under disse forhold ble belastningen av kvikksøl-vet som ble påtrykt røret, lik den av borevæsken på en stigeledning. Rørets avbøyning under sådan belastning viste seg å være i full overensstemmelse med den ovennevnte analyse. ;Praktisk anvendelse av analysen på en stigeledning ved boring under vann krever overveielser av de forhold som stigeledningen utsettes for. Som nevnt ovenfor er bølge- og strømkreftene såvelsom de krefter som oppstår ved fartøyets bevegelse, kontinuerlig varierende innen store grenser. Mens verdien av disse krefter kan beregnes og bestemmes eksperimentelt, er enhver sådan bestemmelse nødvendigvis bare en tilnærming som følge av disse krefters naturlige ustadighet og sammensatte natur. Det er derfor ønskelig å tilføye en sikkerhetsfaktor i form av en ekstra spenning. ;Et annet praktisk moment er at stigeledningen ved boreoperasjoner på dypt vann er ytterst lang sammenlignet med dens tverrsnitts treghetsmoment, således at den i virkeligheten må an-sees som ikke å ha noen søylestivhet. Selv uten siderettede omgivende krefter vil den derfor ikke motstå noen vesentlig total aksial trykk-kraft over en vesentlig del av sin lengde uten uønsket stor bøyning og eventuell svikt i konstruksjonen. Skjønt stigeledningen ved fravær av siderettede omgivende krefter, teoretisk kunne motstå en viss aksial trykk-kraft over forholdsvis korte tilvekster i dens lengde, foretrekkes det av praktiske grunner og for å sikre pålite-lig drift, at det totale, aksiale sammenpresningstrykk F i ligningen (7) er lik null eller fortrinnsvis negativt, dvs. strekk i stedet for trykk i stigeledningens hele lengde; deretter tilføres overtrekk eller ekstra trekk-kraft for å begrense bøyningen som følge av de omgivende krefter. ;Det kan, når stigeledningen anvendes ved boring under vann, være hensiktsmessig å uttrykke ligning (7) således: den netto aksiale trykk-kraft som virker på hvert tverrsnitt, er lik vekten i vann av søylen av borevæske over det nevnte tverrsnitt pluss vekten i vann av stigeledningssøylen over samme tverrsnitt, med tillegg av eventuelle andre trykk-krefter som påtrykkes stigeledningen direkte over dette tverrsnitt. Dette forhold er basert på den antagelse at trykket av borevæsken,er null ved søylens topp og at dens trykk øker lineært med dybden i forhold til dens vekt. Mens denne forenkling av ligningen ikke er helt nøyaktig i alle tilfelle, er denne form generelt formålstjenlig for å gi en praktisk bestemmelse av de krefter som innebæres i en stigeledning som brukes ved boring under vann. ;En videre kraft som kan forårsake krumning av stigeledningen under boring og brønnbearbeidelsesoperasjoner skyldes den trykkspenning som er forårsaket av materialer, såsom brønnforings-rør, som føres aksialt gjennom stigeledningen. Hvis foringsrøret bindes mot stigeledningens indre vegg, således at dets vekt bæres av stigeledningen, vil trykkspenningen S i stigeledningen øke. ;Hvis brønnf6ringsrøret i stedet understøttes nedenfra, såsom mot sidene av brønnboringen, vil foringsrøret frembringe trykkspenning i sine egne vegger. Brønnforingsrøret vil, hvis det har stor lengde, faktisk ikke ha noen søylestivhet. Den tverrgående kraft av det krummede foringsrør vil derfor overføres på stigeledningens vegg. Et borerør under aksialt trykk vil ha en lignende virkning. For å planlegge de værste forhold som kan oppstå, er det ønskelig ;å innbefatte disse krefter i planen. Dette kan der tas hensyn til ved en revisjon av ligning (7) til: ; ; hvor Ag er innvendig tverrsnittsareal av brønnfOringsrøret eller borrøret i cm , A^ er utvendig tverrsnittsareal av brønnforings-røret eller borrøret i cm , P3er trykket av væsken i rommet mellom stigeledningens indre vegg og brønnforingsrørets eller borrørets ytre vegg i kg/cm<2>, P^er trykket av væsken i brønnforingsrøret eller borrøret i kg/cm , og S2er den gjennomsnittlige trykkspenning i brønnforingsrøret eller borrøret i kg/cm<2>. ;De øvrige symboler er de samme som i ligning (7).;Andre varierende tilstander kan der kompenseres for ved at den prinsippielle ligning (7) varieres i overensstemmelse med ovenstående forklaring. Den omfattende formel kan hensiktsmessig fastsettes som den totale aksiale trykk-kraft som søker å bøye el ler knekke stigeledningen ved et hvilket .som helst tverrsnitt,, er lik den algebraiske sum av alle de aksiale krefter som virker på stigeledningens vegger ved dette tverrsnitt, og alle de aksiale krefter som virker på alle materialer inne i stigeledningen ved dette tverrsnitt med fradrag av produktet av trykket av sjøvannet utenfor dette tverrsnitt ganger det utvendige areal av stigeledningen. ;Som tidligere forklart er det ikke ønskelig at der oppstår en skarp vinkel ved kuleleddet som er anordnet ved den nedre ende av stigeledningen. Når fartøyet beveges sideveis fra en stilling over brønnhodet, aksentuerer vekten av de materialer som inneholdes i stigeledningen, denne vinkel fordi vekten fremkaller-, et moment om kuleleddet. Denne vinkel kan reguleres ved overtrekk som til-føres stigeledningen. ;Forholdet mellom mengden av overtrekk og vinkelen ved ethvert punkt langs stigeledningen kan bestemmes av ligningen ; ; hvor E er stigeledningens elastisitetsmodul i kg/cm<2>, I er treghetsmomentet av siigeledningens tverrsnitt i cm<*>, X er den vertikale avstand fra stigeledningens nedre ende i cm, Y er stigeledningens forskyvning fra vertikalen i cm, ^ er tangenten av vinkelen mellom stigeledningen og vertikalen, q er sidebelastningen i kg/cm^ lengde, W er den vertikale komponent av spenningsforandringen i kg/cm av stigeledningens lengde og F er den vertikale komponent av netto aksial kraft som bestemt av ligning (7) eller (8). the following detailed description with reference to the drawings, in which fig*.\1 shows a side view of the device in operating position, fig. 2 shows an enlarged view of parts of fig. 1, fig. 2a shows an alternative arrangement for the lower end of the riser, fig. 3 shows a schematic diagram of the effect of axial compression of a beam section and fig. 4 shows a schematic illustration of the effect of axial compression of a confined fluid; fig. 5 shows a side view, partly in section, of the tension device and the gimbal suspension for the upper end of the riser, fig. 6 shows a plan view of the gimbal suspension according to fig. 5, fig. 7 shows a section along the line 7-7, fig. 6, and fig. 8 shows a side view corresponding to fig. 5 of a modified version of the stretching device and the end suspension. Fig. 1 and 2 show a vessel 1 floating on the sea surface 2 and having a vertical opening 3 through the hull near the longitudinal and transverse center of the vessel. On the vessel's upper deck h, approximately centered over the opening 3, a derrick structure 5 is supported, which supports the upper end of a drill pipe 8 by a walking block 9 and swivel 10. The derrick structure and much of what is connected to it equipment is of a type commonly used in underwater drilling and is not shown in detail. Approximately centered in the lower part of the derrick is a support platform 6 and a rotatable table 7. The drill pipe.:. 8 passes vertically through aligned openings in the platform and the rotatable table 7 in the usual way. Anchors connected to anchor chains 12 and 13 limit the movement of the vessel from its normal position above the well. A wellhead 20 is placed at the place on the bottom 11, where the hole is drilled. The wellhead comprises a lower part 21 and blowout barriers 22 and 23 arranged one above the other which are releasably connected to the lower part at the coupling 24. A number of well casing pipes 27 and 28 project out from under the wellhead and down into the well. At least two guide columns 25 and 26 project vertically down from separate points near the circumference of the lower part 21. Guide lines 29 and 30, which run from the guide columns 25 and 26 to the vessel 1, are used to guide equipment; when it is lowered, from the vessel down to the wellhead.. These guide lines run up through the opening 3 in the bottom of the vessel, over washers 31 and 32 , and are connected at their upper ends with tensioning devices,. such as winches 33 or 34 with constant tightening. These winches keep the guide lines taut despite relative movement between the vessel 1 and the wellhead 20. Guide arms 35 and 36 are directed outward from the coupling 24 and include guide sleeves near their outer ends. After the lower part 21 with its guide posts 25 and 26 and guide lines 29 and 30 have been brought into position, the blowout prevention assembly comprising the coupling 24 can be lowered from the vessel with a guide line passing through each guide sleeve to position the assembly as shown. The coupling and blowout barriers can be controlled remotely from the vessel by pressurized fluid from lines 37, 38 and 39 which lead to the vessel through pipeline 40. Optionally, steel ropes running along the riser can be used for manoeuvring. With the wellhead in place on the seabed, the riser can be lowered to connect the vessel to the wellhead. At its lower end, this riser is releasably connected to the wellhead by a coupling 4 5 and at its upper end connected to the vessel in a manner that will be described below. The riser includes a ball joint 48 near its lower end to reduce the torsional stress that is transferred to the wellhead when the vessel moves laterally from its position above the well under the action of wind, tides, waves and currents. The heavy coupling 45 hangs below the universal ball joint 48. The guide arm 46 and 47 are arranged along a line which offsets the vertical center line of the ball 48, so that the connection with the coupling 45 is secured and is independent of the inclined position of the riser. ;If the exhaust damper assembly is to be lowered into place at the same time as the riser, the guide arms 35 and 36 can be looped. ;The most essential part of the riser line consists of a series of elongated, tubular parts 51, which are connected via the couplings 52 to extend from the telescopic joint 50 to the ball joint 48. Drilling fluid of high specific gravity is fed to the well from a pump on the vessel. The drilling fluid is led through a flexible hose 55 down through a passage in the axis of the drill pipe and out at the drill tip 56 at the bottom of the borehole. The drilling fluid is returned to the supply by passing upwards, around the outside of the wellbore, through the well casing pipes 28 and 27, through the wellhead 20 and then up through the riser. The drilling fluid is returned to the mud system on the vessel through the pipe 57 which is flexibly connected to the riser near its upper end. ;As mentioned above, it has been determined that the density of the drilling fluid tends to cause the riser to bend. An analysis of the phenomenon reveals that the axial force resulting from fluid pressure in a cylindrical tube has exactly the same effect on lateral deflection, or buckling, which is equal to the axial pressure force in the tube wall. This can be demonstrated by solving the differential equation that is usually used when calculating the bending and buckling of a beam as a result of axial loads, whereby it has been demonstrated that the bending effect is the same whether a given axial force is applied in the internal liquid or in the pipe wall. The following symbol systems will be used for this derivation: ;X is the distance along the axis of the beam in cm from the nearest support, A X is the length in cm of a small extension of the beam, Y is the lateral deflection of the beam in cm, A9 is a small angle along the arc of a slightly curved beam in radians, q is lateral force per length unit of the beam in kg/cm, F is axial compressive force in kg and R is the radius of the arc of the bent beam in cm. ; which can be found in textbooks, e.g. Timoshenko, Strength of Materials, 2nd ed. Vol. 1, p. 135 (1940). ;The fundamental deflection equation is:; ; which is also shown in Timoshenko, p. 137. On fig. 3 is 80 the unbent position of the axis of the beam part 81. The axis has been bent to the position 82 under the axial compressive forces F. ;A e The vertical component of the forces F is 2F sin(-y-) which for small angles is FAG. Since q is defined as the lateral force, the length unit of the beam is ; Consequently, if equations (1), (2) and (4) are combined, we get Integrating this equation twice and assuming hinged ends (moment = 0 at each end), we get ; This is the well-known differential equation for calculating the axial bending force for a beam (see Timoshenko, Vol 2, p. 25). ;It is noted that this derivation contains no assumption that the beam is massive, and if it is a tubular conduit, the derivation fits equally well whether the axial force is in the internal fluid or in the conduit wall. It can therefore be concluded that it is the algebraic sum of the axial forces exerted on the internal liquid and the pipe wall that must be taken into account when calculating the bending of the pipe. Buckling can therefore occur with a high fluid pressure, even if the axial force in the conduit wall is tensile, if the compressive force in the fluid exceeds the tensile force in the conduit wall, so that the resulting axial force is a compressive force. A less analytical approach has sometimes been helpful in showing that axial forces applied to a liquid contained in a pipe tend to bend the pipe. In the connection, reference is made to the example in fig. 4 which shows a longitudinal cross-section through a length of a tubular steel conduit 60 filled with a liquid 61. The conduit is extremely long compared to its diameter, so that it appears as a long, slender column. The portion of its length is omitted to simplify the drawing. The ends of the tube 60 are sealed by sliding pistons 62 and 63 which can move freely axially in the tube 60. Each piston comprises a journal bearing 6<4 on its outer end. A clamping part 65 comprising one screw part 6 6 is shaped to exert pressure between the clamping part's stationary side 67 and the screw's movable end surface 68. The pressure is transferred via the pistons 62 and 63 to the liquid 61 which is practically incompressible. The effect is therefore similar to that of placing a load on a massive column. A sufficient. large force applied to the bearing 64 by tightening the screw 66 will cause the tube 60 to bend from its original straight position. The bending of the pipe is indicated by a. It is clear that when the ratio between the diameter and length of the pipe 60 becomes larger, less force is required to bend the pipe as it acts like a long column. It can therefore be seen that a compressive force applied to a liquid enclosed in a long, tubular part causes bending and buckling of the tubular part in the same way as compressive forces acting on a massive, long column. Referring to fig. 3, the value of the lateral component Ax of axial force F — K as developed in equation (3) above can be obtained by integrating the lateral component of liquid pressure over the length Ax of the column. As the radial outer arc length is greater than the radial inner arc length in fig. 3, the net force will be radially outward. In a similar way, fluid pressure at the outside of the pipe will produce a net radial internal pressure. ;The net effective axial compressive force for consideration of lateral bending, and buckling, at any section of a pipe e.g. as shown in fig. 3 is then: ; where A-, is the internal cross-sectional area of the pipe in cm^, A„ is the external cross-sectional area of the pipe in cm, P-^ is the internal fluid pressure in kg/cm^, Pjer is the external fluid pressure in kg/cm^ and S is the average compressive stress in the pipe wall cross-section in kg/cm . By applying this equation (7) to the riser according to fig. 1 and 2, the riser is regarded as a long, tubular column which is not laterally supported between its ends. ? 2 will be zero at the water surface and increase linearly with water depth to a maximum at the seabed. The drilling fluid pressure P-^ will be essentially constant at the top of the riser due to pump pressure and friction in the return line 57 and will increase linearly with depth to a maximum at the bottom of the well. The average compressive stress S over any cross-section of the riser wall will include the net pressure in the riser from all sources, such as vessel movement, equipment resting on the riser and its own weight. From these values, the total axial compression force in any cross-section of the riser can be calculated using equation (7). The above analysis has been repeatedly proven in practice, in case of riser failure, where the effect of the drilling fluid has not been taken into account. Experiments have also been carried out with a model of a ladder on a small scale. In these experiments, a long steel tube of small diameter was supported only at its upper end (to remove any compressive stress due to the weight of the tube itself) and filled with mercury. The mercury was supported by a plug at the lower end and the plug was slidable axially in the tube. Under these conditions, the load of mercury that was pressed onto the pipe was similar to that of the drilling fluid on a riser. The deflection of the pipe under such loading was found to be in full agreement with the above analysis. Practical application of the analysis to a riser when drilling underwater requires consideration of the conditions to which the riser is exposed. As mentioned above, the wave and current forces, as well as the forces arising from the movement of the vessel, are continuously varying within large limits. While the value of these forces can be calculated and determined experimentally, any such determination is necessarily only an approximation due to the natural volatility and complex nature of these forces. It is therefore desirable to add a safety factor in the form of an additional voltage. Another practical point is that the riser line during drilling operations in deep water is extremely long compared to its cross-sectional moment of inertia, so that in reality it must be regarded as having no column stiffness. Even without side-directed surrounding forces, it will therefore not withstand any significant total axial compressive force over a significant part of its length without undesired large bending and eventual failure of the construction. Although the riser, in the absence of side-directed surrounding forces, could theoretically withstand a certain axial compressive force over relatively short increments in its length, it is preferred for practical reasons and to ensure reliable operation, that the total axial compressive pressure F in the equation ( 7) is equal to zero or preferably negative, i.e. tension instead of pressure in the entire length of the riser; then over-tensioning or extra tensile force is applied to limit bending as a result of the surrounding forces. ;It may, when the riser is used in underwater drilling, be appropriate to express equation (7) as follows: the net axial pressure force acting on each cross-section is equal to the weight in water of the column of drilling fluid above the said cross-section plus the weight in water of the riser column over the same cross-section, with the addition of any other pressure forces that are applied to the riser directly over this cross-section. This relationship is based on the assumption that the pressure of the drilling fluid is zero at the top of the column and that its pressure increases linearly with depth in relation to its weight. While this simplification of the equation is not entirely accurate in all cases, this form is generally useful in providing a practical determination of the forces involved in a riser used in underwater drilling. ;A further force that can cause the riser to bend during drilling and well workover operations is due to the compressive stress caused by materials, such as well casing, being fed axially through the riser. If the casing is tied against the inner wall of the riser, so that its weight is carried by the riser, the compressive stress S in the riser will increase. If the well casing is instead supported from below, such as against the sides of the wellbore, the casing will produce compressive stress in its own walls. The well casing, if it is of great length, will actually have no column stiffness. The transverse force of the curved casing will therefore be transferred to the wall of the riser. A drill pipe under axial pressure will have a similar effect. In order to plan for the worst conditions that can arise, it is desirable to include these forces in the plan. This can then be taken into account by revising equation (7) to: ; ; where Ag is the internal cross-sectional area of the well casing or drill pipe in cm, A^ is the external cross-sectional area of the well casing or drill pipe in cm, P3 is the pressure of the liquid in the space between the inner wall of the riser and the outer wall of the well casing or drill pipe in kg/cm<2>, P^ is the pressure of the fluid in the well casing or drill pipe in kg/cm , and S2 is the average pressure stress in the well casing or drill pipe in kg/cm<2>. ;The other symbols are the same as in equation (7). Other varying conditions can be compensated for by varying the principle equation (7) in accordance with the above explanation. The comprehensive formula can conveniently be determined as the total axial compressive force which tends to bend or break the riser at any cross-section, is equal to the algebraic sum of all the axial forces acting on the walls of the riser at this cross-section, and all the axial forces acting on all materials inside the riser at this cross-section with deduction of the product of the pressure of the seawater outside this cross-section times the external area of the riser. As previously explained, it is not desirable for a sharp angle to occur at the ball joint which is arranged at the lower end of the riser. When the vessel is moved laterally from a position above the wellhead, the weight of the materials contained in the riser accentuates this angle because the weight induces a moment about the ball joint. This angle can be regulated by overdraft that is supplied to the riser.; The relationship between the amount of overdraft and the angle at any point along the riser can be determined by the equation; ; where E is the riser's modulus of elasticity in kg/cm<2>, I is the moment of inertia of the riser's cross-section in cm<*>, X is the vertical distance from the lower end of the riser in cm, Y is the riser's displacement from the vertical in cm, ^ is the tangent of the angle between the riser and the vertical, q is the lateral load in kg/cm^ length, W is the vertical component of the stress change in kg/cm of the riser length and F is the vertical component of the net axial force as determined by equation (7) or (8 ).

Da fartøyets sidevegelse er liten i forhold til stigeledningens lengde, er den aksiale komponent av den vertikale kraft F praktisk talt lik den vertikale kraft F og kan forutsettes å være den samme. As the vessel's lateral movement is small in relation to the length of the riser, the axial component of the vertical force F is practically equal to the vertical force F and can be assumed to be the same.

Som et spesifikt eksempel på anvendelsen av den ovennevnte analyse på en stigeledning skal det forutsettes at operasjonene skal utføres i en dybde av 18 3 m raed en ledning med ytre diameter 34 cm og veggtykkelse .9,5 mm som stigeledning og en borevæske som veier 1,922 kg/liter, er det eneste materiale i stigeledningen. As a specific example of the application of the above analysis to a riser, it shall be assumed that the operations will be carried out at a depth of 18 3 m with a line with an outer diameter of 34 cm and a wall thickness of .9.5 mm as a riser and a drilling fluid weighing 1.922 kg/litre, is the only material in the riser.

Den maksimale kraft F fra ligning (7) vil oppstå ved den nedre ende av stigeledningen og vil vasre tilnærmet lik vekten i vann av hele stigeledningssøylen (11300 kg) pluss vekten i vann av hele volumet av borevæske som inneholdes i stigeledningen (132 50 kg), hvilket gir en total kraft F på 24560 kg. En oppadrettet kraft som overstiger denne verdi, er derfor nødvendig. The maximum force F from equation (7) will occur at the lower end of the riser and will be approximately equal to the weight in water of the entire riser column (11300 kg) plus the weight in water of the entire volume of drilling fluid contained in the riser (132 50 kg) , which gives a total force F of 24560 kg. An upward force that exceeds this value is therefore necessary.

Hvis operasjonene skal foregå fra et flytende fartøy som kan være forskjøvet sideveis fra stillingen over brønnhodet, f.eks. en avstand på 7,3 m, og forutsatt normale strømkrefter, kan stigeledningens vinkel ved kuleleddet begrenses til 4° ved en over-trekk-kraft på 9216 kg (ligning 9). Denne over-trekk-kraft er en oppadrettet kraft i tillegg til de 24560 kg som kreves for å redusere F til null. Ytterligere trekk-kraft kan tilføres som en sikkerhetsfaktor og/eller av hensyn til friksjonen i det teleskopiske ledd. If the operations are to take place from a floating vessel that can be displaced laterally from its position above the wellhead, e.g. a distance of 7.3 m, and assuming normal current forces, the angle of the riser at the ball joint can be limited to 4° at an over-pull force of 9216 kg (equation 9). This over-drag force is an upward force in addition to the 24560 kg required to reduce F to zero. Additional pulling force can be added as a safety factor and/or to account for the friction in the telescopic joint.

I betraktning av størrelsen av den oppådrettede kraft som påtrykkes.stigeledningen for å oppnå det ovenfor beskrevne resul-tat , er en motvirkende nedadgående kraft nødvendig for å hindre stigeledningen i å bli trukket opp av vannet. Vekten i vann av stigeledningen motvirker den oppadvirkende kraft, men er ikke tilstrekkelig til å motvirke den fullstendig. Det kan regnes med at brønnhodet og det forbundne utstyr enten helt eller delvis motvirker den oppadgående kraft, enten ved sin vekt eller ved vekter som tilføres brønnhodet eller ved at 'brønnhodet eller brønnforings-røret som henger ned fra samme, forankres til bunnen. En annen måte til å skaffe en del av eller hele den nedadrettede kraft er ved å forbinde en stor vektmasse eller motvekt med den nedre ende av stigeledningen. Considering the magnitude of the upward force exerted on the riser to achieve the result described above, a counteracting downward force is necessary to prevent the riser from being pulled up by the water. The weight in water of the riser counteracts the upward force, but is not sufficient to counteract it completely. It can be assumed that the wellhead and the connected equipment either completely or partially counteract the upward force, either by its weight or by weights that are added to the wellhead or by the wellhead or the well casing pipe hanging down from it being anchored to the bottom. Another way to provide some or all of the downward force is by connecting a large mass or counterweight to the lower end of the riser.

Ved påtrykning av den oppadvirkende kraft av den størrel-se som kreves for å vedlikeholde den nødvendige spenning i stigeledningsveggen, oppstår mange problemer. Kraften må praktisk talt være konstant, selv mens fartøyet beveger seg vertikalt i forhold til havbunnen med stor hastighet. Det er ikke ønskelig å forbinde de nedsenkede partier av stigeledningen med omfangsrike mekanismer, både fordi det er vanskelig å behandle dem og fordi det økede areal vil bli utsatt for bølge- og strømkrefter. When applying the upward force of the magnitude required to maintain the necessary tension in the riser wall, many problems arise. The force must be practically constant, even while the vessel is moving vertically relative to the seabed at high speed. It is not desirable to connect the submerged parts of the riser with bulky mechanisms, both because it is difficult to treat them and because the increased area will be exposed to wave and current forces.

Et annet meget vanskelig problem er sikkerhetsfaren for personer og utstyr i nærheten hvis der oppstår svikt av stigeledningen. Hvis den således brekkes av ved et punkt mellom stedet hvor den oppådrettede kraft påtrykkes, og det sted hvor den nedadrettede kraft påtrykkes, kan den oppådrettede kraft aksellerere det øvre bruddstykke av stigeledningen med stor hastighet opp av van net.. Av denne grunn er det vesentlig at den oppådrettede kraft hurtig hlir avledet eller spredt ved svikt i stigeledningen. Another very difficult problem is the safety hazard for people and nearby equipment if the ladder cable fails. If it thus breaks off at a point between the place where the upward force is applied and the place where the downward force is applied, the upward force can accelerate the upper broken part of the riser with great speed up out of the water. For this reason, it is essential that the upward force is quickly diverted or dispersed in the event of a failure in the riser.

For å overvinne disse problemer anvendes der ved anordningen ifølge oppfinnelsen væsketrykk for å tilveiebringe den oppadvirkende kraft. Ved en foretrukket utførelse tilføres trykkvæske til en stempel- og sylinderkombinasjon som er inkorporert i stigeledningen og danner en del av denne. Denne stempel- og sylin-derkombinas jon tjener også som et teleskopledd som tillater forlengelse og forkortelse av stigeledningen når fartøyet beveges i forhold til havbunnen. In order to overcome these problems, liquid pressure is used in the device according to the invention to provide the upward force. In a preferred embodiment, pressure fluid is supplied to a piston and cylinder combination which is incorporated into the riser and forms part of it. This piston and cylinder combination also serves as a telescoping joint that allows extension and shortening of the riser when the vessel is moved in relation to the seabed.

Kombinasjonen teleskopisk ledd og strammer, generelt betegnet 50 på fig. 1 og 2, skal beskrives med spesiell henvisning til fig. 5. The combination telescopic joint and tensioner, generally designated 50 in fig. 1 and 2, shall be described with special reference to fig. 5.

Den øvre del av stigeledningen omfatter en rørformet vippenippel 101 som er forbundet med fartøyet under det dreibare bort 7 på en måte som skal beskrives senere. En flens 10 3 er stivt forbundet med den nedre ende av nippelen 101 og er avstivet til denne ved delene 104. En rørformet del 10 5 strekker seg under nippelen 101 i linje med denne for å danne en kontinuerlig ledning. Flensen 106 ved den øvre ende av den rørformede del 105 er på eg-net måte forbundet med flensen 10 3, f.eks. ved bolter 10 2. The upper part of the riser comprises a tubular tilting nipple 101 which is connected to the vessel below the swivel away 7 in a manner to be described later. A flange 10 3 is rigidly connected to the lower end of the nipple 101 and is braced to it by the parts 104. A tubular part 10 5 extends below the nipple 101 in line with it to form a continuous line. The flange 106 at the upper end of the tubular part 105 is connected in a suitable way to the flange 10 3, e.g. by bolts 10 2.

Den øverste 51a av de rørformede ledningsdeler 51 omfatter et parti 107 med forstørret diameter ved sin øvre ende over overgangen 115. Dette parti 107 opptar den rørformede del 105 i teleskopisk forhold. Da delen 105 vil bevege seg med fartøyet mens det forstørrede parti 107 er aksialt fast i forhold til havbunnen, bevirker overlappingen mellom delene 105 og 107 at de vil danne en kontinuerlig ledning ved alle stillinger av fartøyet i forhold til brønnhodet innenfor valgte bestemte grenser. The uppermost 51a of the tubular conduit parts 51 comprises a part 107 of enlarged diameter at its upper end above the transition 115. This part 107 occupies the tubular part 105 in telescopic relation. As the part 105 will move with the vessel while the enlarged part 107 is axially fixed in relation to the seabed, the overlap between the parts 105 and 107 means that they will form a continuous line at all positions of the vessel in relation to the wellhead within chosen specific limits.

Sylinderen 108 omslutter den rørformede del 105 og den overlappede del av 107 og er ved sin øvre ende forbundet med flensen 106 som således tjener som en kappe for å tette den øvre ende av rommet mellom den rørformede del 105 og sylinderen 108, hvis nedre ende er tettet ved en kappe 119. Ringpakninger 120 og 121 sørger for en glidende tetning mellom det øvre parti 107 med forstørret diameter og kappen 119. Et ringformet stempel 116 er forbundet med den øvre ende av partiet 107 og omslutter aksialt glidende delen 105. Ringpakninger 117 og 118 sørger for glidende tetning mellom stemplet 116 og sylinderen 108. The cylinder 108 encloses the tubular part 105 and the overlapped part of 107 and is connected at its upper end to the flange 106 which thus serves as a jacket to seal the upper end of the space between the tubular part 105 and the cylinder 108, the lower end of which is sealed by a jacket 119. O-rings 120 and 121 provide a sliding seal between the enlarged diameter upper portion 107 and the jacket 119. An annular piston 116 is connected to the upper end of the portion 107 and encloses the axially sliding portion 105. O-rings 117 and 118 provides a sliding seal between the piston 116 and the cylinder 108.

Høytrykksfluddum (væske eller gass) tilføres sylinderen 10 8 nær dennes nedre ende gjennom ledningen 12 3 fra en kilde på borefartøyet.. Dette høytrykksfluidum virker på stemplets 116 underside for å påtrykke en oppadrettet kraft på den øvre ende av stigeledningens nedre del. Størrelsen av denne kraft kan varieres ved innstilling av trykket av det fluidum som tilføres fra kilden. En sådan innstilling kan foretas ved hjelp av en hvilken som helst kjent anordning og skal derfor ikke beskrives i detalj. Når bore-fartøyet 1 beveges i forhold til brønnhodet 20, vil sylinderen 108 og den rørformede del 105 bevege seg aksialt i forhold til stemplet 116. Trykket av væsken som tilføres sylinderen gjennom ledningen 123, reguleres således at trykket vedlikeholdes tilnærmet konstant på tross av sådan relativbevegelse, og den oppadvirkende kraft på den øvre ende av stigeledningen vil derfor bli forholdsvis konstant. High-pressure fluid (liquid or gas) is supplied to the cylinder 10 8 near its lower end through line 12 3 from a source on the drilling vessel. This high-pressure fluid acts on the underside of the piston 116 to exert an upward force on the upper end of the lower part of the riser. The magnitude of this force can be varied by adjusting the pressure of the fluid supplied from the source. Such a setting can be made using any known device and shall therefore not be described in detail. When the drilling vessel 1 is moved in relation to the wellhead 20, the cylinder 108 and the tubular part 105 will move axially in relation to the piston 116. The pressure of the liquid supplied to the cylinder through the line 123 is regulated so that the pressure is maintained approximately constant despite such relative movement, and the upward force on the upper end of the riser will therefore be relatively constant.

For å holde baktrykket over det ringformede stempel 116 forholdsvis konstant når stemplet beveges i forhold til sylinderen 108, tjener perforeringer 122 i den rørformede del 105 som venti-lasjonsåpninger. Disse perforeringer1 tillater borevæske som ledes gjennom stigeledningen, å passere gjennom perforeringene inn i partiet av sylinderen over stemplet 116 når stemplet beveges nedad i forhold til sylinderen og tillater borevæske å passere ut av dette rom når stemplet føres oppad i forhold til sylinderen 108. Perforeringene 122 er fortrinnsvis tilstrekkelig store til å til-late spon som kan være suspendert i borevæsken, å strømme lett ut av rommet over stemplet 116 i stedet for å samle seg i dette. In order to keep the back pressure over the annular piston 116 relatively constant when the piston is moved relative to the cylinder 108, perforations 122 in the tubular part 105 serve as ventilation openings. These perforations 1 allow drilling fluid passed through the riser to pass through the perforations into the portion of the cylinder above the piston 116 when the piston is moved downward relative to the cylinder and allow drilling fluid to pass out of this space when the piston is moved upward relative to the cylinder 108. The perforations 122 are preferably sufficiently large to allow chips which may be suspended in the drilling fluid to flow readily out of the space above the piston 116 rather than collect therein.

Den ytre overflate av partiet 107 er forbundet med stoppere 125 og 126 som begrenser nedadbevegelsen av stemplet 116 i forhold til sylinderen 108 mens stoppere 135 og 136 forbundet med sylinderen 108 begrenser oppadbevegelsen. The outer surface of the portion 107 is connected to stoppers 125 and 126 which limit the downward movement of the piston 116 in relation to the cylinder 108 while stoppers 135 and 136 connected to the cylinder 108 limit the upward movement.

I tilfelle av svikt av stigeledningen ved et punkt over brønnhodet, men under spenningsanordningen, vil stemplet 116 stige under virkningen av høytrykksvæsken inntil det når den øvre grense av sitt slag. Ved dette punkt vil den relative bevegelse mellom den øvre og nedre del av stigeledningen være stanset og stigeledningen vil være opphengt under borefartøyet. Den oppådrettede kraft som utøves på stemplet 116 av høytrykksvæsken vil bli over-ført til sylinderen 108 hvor den vil bli motvirket ved den like og motsatt rettede, nedadgående kraft som utøves på kappen 119 av væsken. Den oppadvirkende kraft motvirkes derfor øyeblikkelig ved In the event of failure of the riser at a point above the wellhead but below the tension device, the piston 116 will rise under the action of the high pressure fluid until it reaches the upper limit of its stroke. At this point, the relative movement between the upper and lower part of the riser will be stopped and the riser will be suspended below the drilling vessel. The upward force exerted on the piston 116 by the high-pressure fluid will be transferred to the cylinder 108 where it will be counteracted by the equally and oppositely directed, downward force exerted on the jacket 119 by the fluid. The upward force is therefore immediately counteracted by

svikt av stigeledningen og ingen fare oppstår.failure of the riser and no danger occurs.

Den motvirkende nedadgående trekk-kraft ved den nedre ende av stigeledningen kan tilveiebringes ved selve brønnhodet og forbundet utstyr, som vist på fig. 2. Alternativt kan en konsen-trert motvekt 155 henges opp på stigeledningen ved stive vinkel-plater 156 og 157, se fig. 2a. Motvekten er opphengt rundt kuleleddet 48 således at vektens tyngdepunktsenter ikke ligger høyere enn kuleleddets omdreiningssenter. Når stigeledningen beveges i forhold til vertikalen, utøver motvekten 15 5 ikke noe motsatt moment om kuleleddet 48. The counteracting downward pulling force at the lower end of the riser can be provided by the wellhead itself and associated equipment, as shown in fig. 2. Alternatively, a concentrated counterweight 155 can be suspended on the riser by rigid angle plates 156 and 157, see fig. 2a. The counterweight is suspended around the ball joint 48 so that the weight's center of gravity is not higher than the ball joint's center of rotation. When the riser is moved in relation to the vertical, the counterweight 15 5 does not exert any opposite torque on the ball joint 48.

En endret form for strammeren ifølge oppfinnelsen er vist på fig. 8, hvor den rørformede del 105 ikke er perforert. Sylinderen 108 omfatter et utløp 130 nær sin øvre ende som danner ventilasjonsåpning for sylinderens øvre del til atmosfæren. Ringene 131 og 132 i stemplet 116 skaffer en glidende tetning mellom stemplets indre rom og den rørformede dels 105 utvendige overflate. Eventuelt kan en tetning være anordnet mellom den rørformede del 105 og partiet 107 med utvidet diameter ved den nedre ende av delen 105. A modified form of the tensioner according to the invention is shown in fig. 8, where the tubular part 105 is not perforated. The cylinder 108 comprises an outlet 130 near its upper end which forms a ventilation opening for the upper part of the cylinder to the atmosphere. The rings 131 and 132 in the piston 116 provide a sliding seal between the inner space of the piston and the outer surface of the tubular part 105. Optionally, a seal can be arranged between the tubular part 105 and the part 107 with an enlarged diameter at the lower end of the part 105.

Hvis en gass benyttes i stedet for en væske som høy-trykksf luidum, er det å foretrekke å anordne et oljebad 134 i den nedre ende av sylinderen for å smøre kontakten mellom partiet 10 7 og ringene 120 og 121. If a gas is used instead of a liquid such as high-pressure fluid, it is preferable to arrange an oil bath 134 at the lower end of the cylinder to lubricate the contact between the part 107 and the rings 120 and 121.

Det er undertiden ønskelig å begrense den hastighet med hvilken stemplet 116 kan beveges i forhold til sylinderen 10 8. It is sometimes desirable to limit the speed at which the piston 116 can be moved relative to the cylinder 108.

På den måte vil i tilfelle svikt av stigeledningen stemplets 116 slag mot stopperne 135 og 136 reduseres. Hvis væske brukes som høytrykksfluidum vil den maksimale hastighet, med hvilken væsken kan passere gjennom ledningen 12 3, i tilstrekkelig grad begrense stemplets 116 bevegelseshastighet i forhold til sylinderen 108. Ekstra begrensning kan oppnås ved en passende dimensjonert åpning, hvis så ønskes. Hvis der anvendes gass, kan dempning tilveiebringes enten ved en riktig dimensjonering av perforeringene 122 ved den på fig. 5 viste utførelse for å motvirke relativ stempelbeveg-else over en viss hastighet, eller der kan anbringes et munnstykke i utløpet 130 ved utførelsen ifølge fig. 8. Utløpet 130 kan da enten være forbundet med en væskekilde eller i visse tilfelle være innrettet til å være nedsenket under vannoverflaten. In that way, in the event of a failure of the riser, the stroke of the piston 116 against the stops 135 and 136 will be reduced. If liquid is used as the high-pressure fluid, the maximum speed at which the liquid can pass through the line 123 will sufficiently limit the speed of movement of the piston 116 relative to the cylinder 108. Additional limitation can be achieved by a suitably sized opening, if desired. If gas is used, damping can be provided either by a correct dimensioning of the perforations 122 at the one in fig. 5, in order to counteract relative piston movement above a certain speed, or a nozzle can be placed in the outlet 130 in the embodiment according to fig. 8. The outlet 130 can then either be connected to a liquid source or in certain cases be arranged to be submerged below the water surface.

Anordningen for å forbinde stigeledningens øvre ende med det flytende fartøy skal beskrives under henvisning til fig. 5, 6 The device for connecting the upper end of the riser with the floating vessel shall be described with reference to fig. 5, 6

og 7.and 7.

Dreiebordet 7 er understøttet av glidebjeiker 138 som hviler på hovedbæreplattformen 6. Denne omfatter langsgående hoved-bjelker 141 og korte tverrgående bjelker 142 og 143 mellom tilgrensende lengdebjelker 141 under bordet. Bjelkene 142 og 14 3 er for-sterket ved plater 144 hhv. 143. Den øvre ende av stigeledningen, inklusive den øvre rørformede del 101, forløper til et punkt litt under det roterende bord og er tilnærmet sentrert mellom de langsgående og tverrgående bjelker. Det er ønskelig at den øvre ende av stigeledningen er understøttet av den ovenfor beskrevne konstruksjon ved et sted nær det roterende bord, således at vippenippelens 101 boring ikke vil beveges fra stillingen under bordet 7 når far-tøyet 1 vipper og ruller i forhold til stigeledningens øvre ende. The rotary table 7 is supported by sliding beams 138 which rest on the main support platform 6. This comprises longitudinal main beams 141 and short transverse beams 142 and 143 between adjacent longitudinal beams 141 under the table. The beams 142 and 14 3 are reinforced by plates 144 respectively. 143. The upper end of the riser, including the upper tubular portion 101, extends to a point slightly below the rotary table and is approximately centered between the longitudinal and transverse beams. It is desirable that the upper end of the riser is supported by the above-described construction at a place near the rotating table, so that the tilting nipple 101 bore will not be moved from the position under the table 7 when the vessel 1 tilts and rolls in relation to the upper of the riser end.

Vippenippelen 101 omfatter ved sin øvre ende en spesiell krave 139, hvis indre overflate er traktformet, som vist ved 140, for å lette passeringen av borstreng og andre materialer inne i stigeledningens øvre ende, særlig når plattformen danner en vinkel med horisontalen som følge av at fartøyet vipper og ruller. Stigeledningens øvre ende er understøttet av plattformen 6 ved en kardanopphengning med to innbyrdes perpendikulære dreieakser for å til-late universell.vihkélbevegelee av fartøyet i forhold til stigeledningens øvre ende. The rocker nipple 101 comprises at its upper end a special collar 139, the inner surface of which is funnel-shaped, as shown at 140, to facilitate the passage of drill string and other materials inside the riser's upper end, particularly when the platform forms an angle with the horizontal as a result of the vessel pitches and rolls. The upper end of the riser is supported by the platform 6 by a gimbal suspension with two mutually perpendicular pivot axes to allow universal movement of the vessel in relation to the upper end of the riser.

En av kardanopphengningens dreieakser omfatter to hule spindler 158 som er dreibart lagret i forhold til stigeledningen i One of the gimbal suspension's pivot axes comprises two hollow spindles 158 which are rotatably stored in relation to the riser in

hvert sitt av to lågere 157. Hvert lager er innesluttet i et av to lagerhus 150 som er forbundet med den spesielle krave 139 for å ra-ge nedad på diametralt motstående sider av vippenippelen 101. Spin-delens 158 akse skjærer stigeledningens akse i rett vinkel. each of two bearings 157. Each bearing is enclosed in one of two bearing housings 150 which are connected by the special collar 139 to project downwards on diametrically opposite sides of the rocker nipple 101. The axis of the spin part 158 intersects the axis of the riser at a right angle .

En forlenget plate 154 er forbundet med hver spindel 158 ved yttersiden av det forbundne hus 150. Hver plate 154 dreier med sin forbundne spindel i et plan parallelt med stigeledningens akse. En forlenget plate 155 er forbundet med hver spindel 158 for å dreie med denne ved innersiden av det forbundne hus 150. En feste-bolt 156 tjener til å forbinde hver spindel 158 med sine respektive forbundne plater 154 og 15 5. Hver av platene 154 er også forbundet med sin forenede plate 155 ved små tverrplater 159 og 160.- På den måte er platene 154 og 155 montert for dreiebevegelse om en akse i rett vinkel til ledningsdelens 101 akse i et plan parallelt med hovedbjelkene 141. An extended plate 154 is connected to each spindle 158 at the outside of the connected housing 150. Each plate 154 rotates with its connected spindle in a plane parallel to the axis of the riser. An extended plate 155 is connected to each spindle 158 for rotation with it at the inner side of the connected housing 150. A fastening bolt 156 serves to connect each spindle 158 to its respective connected plates 154 and 155. Each of the plates 154 is also connected to its united plate 155 by small transverse plates 159 and 160.- In that way the plates 154 and 155 are mounted for turning movement about an axis at right angles to the axis of the wire part 101 in a plane parallel to the main beams 141.

Mellom platene 1S5 er dei'nær hver ende av disse med mel-lomrom forbundet to parallelle plater 161 og 162 og opp mellom disse plater rager et lager 165 i et lagerhus 166. Platene 161 og 162 ved hver ende av platene 155 er dreibart forbundet med lagerhuset ved en stoppebolt 168, en hul spindel 169 og lagret 165. Hvert lagerhus 166 er festet i forhold til fartøyet ved platen 175 som hviler på bæredelene 18 0 som på sin side ei'forbundet med bjelkenes 141 flenser. Delene 176, 177, 178 og platene 181 forsterker konstruksjonen. Platen 175 har'en åpning 179, gjennom hvilken den rør-formede del 101 er ført. Between the plates 1S5, two parallel plates 161 and 162 are connected near each end of these with a space, and up between these plates a bearing 165 projects in a bearing housing 166. The plates 161 and 162 at each end of the plates 155 are rotatably connected with the bearing housing by a stop bolt 168, a hollow spindle 169 and bearing 165. Each bearing housing 166 is fixed in relation to the vessel by the plate 175 which rests on the support parts 180 which in turn are not connected to the flanges 141 of the beams. The parts 176, 177, 178 and the plates 181 reinforce the construction. The plate 175 has an opening 179, through which the tubular part 101 is guided.

Spindlenes 169 akser ligger i linje med hinannen og i rett vinkel til spindlenes 158 akse. Når'således fartøyet vipper og ruller, bærer'kardanopphengningen den øvre ende av stigeledningen, men tillater fartøyet å bevege seg i vinkel i forhold til samme om to innbyrdes tverrgående akser. Begge akser ligger fortrinnsvis i samme plan, således at begge kan anbringes i den høyest mulige stilling i forhold til stigeledningens øvre ende i forhold til den sentrale passasje gjennom dreiebordet når skipet vipper og ruller. The axes of the spindles 169 lie in line with each other and at right angles to the axis of the spindles 158. When the vessel thus pitches and rolls, the gimbal suspension supports the upper end of the riser, but allows the vessel to move at an angle relative to the same about two mutually transverse axes. Both axes are preferably in the same plane, so that both can be placed in the highest possible position in relation to the upper end of the riser in relation to the central passage through the turntable when the ship tilts and rolls.

Lagrene 16 5 er fortrinnsvis trykklagre, da trekk-kraften fra stigeledningen til tider har en komponent langs boltene 16 8, eller trykklagre kan være anordnet mellom platene 161 og bjelkene 142 og 143. Lagrene 157 kan ogaå være trykklagre, skjønt det er liten'sannsynlighet for at de skal bli utsatt for annet enn rett-vinklet belastning. The bearings 16 5 are preferably thrust bearings, as the pulling force from the riser sometimes has a component along the bolts 16 8, or thrust bearings can be arranged between the plates 161 and the beams 142 and 143. The bearings 157 can also be thrust bearings, although this is unlikely in order for them to be exposed to other than right-angled loads.

Den spesielle krave 139 på stigeledningen er avfaset ved 183, således at den ikke slår an mot bjelkenes 141 øvre flenser. The special collar 139 on the riser is chamfered at 183, so that it does not strike the upper flanges of the beams 141.

Et alternativt arrangement for å forbinde stigeledningens øvre ende med det flytende fartøy er vist på fig. 8. Her forløper adskilte tverrgående bjelker 250 mellom tilgrensende lengdebjelker av bæreplattformen 6. En horisontal plate 2 51 er ført radialt innad fra bjelkene 2 50 og 141 og ender i en sfærisk lagerflate 2 52. Platen 2 51 er stivt forbundet med og avstivet fra konstruksjons-bjelkene ved plater, såsom 249. An alternative arrangement for connecting the upper end of the riser with the floating vessel is shown in fig. 8. Here separate transverse beams 250 run between adjacent longitudinal beams of the support platform 6. A horizontal plate 2 51 is led radially inward from the beams 2 50 and 141 and ends in a spherical bearing surface 2 52. The plate 2 51 is rigidly connected to and braced from structural - the beams at slabs, such as 249.

I den sfæriske lagerflate 2 52 hviler glidbart en halv-kuleformet del 253. Den rørformede del 101 er forbundet med delen 253 og passende avstaget ved plater 256. Halvkuledelen 253 og lag eret 252 tjener til å understøtte stigeledningen og samtidig til-late fartøyet å bevege seg i vinkel i forhold til stigeledningen på lignende måte som kardanopphengningen ifølge fig. 5-7. A hemispherical part 253 rests slidably in the spherical bearing surface 252. The tubular part 101 is connected to the part 253 and suitably braced by plates 256. The hemispherical part 253 and the layer eret 252 serve to support the ladder line and at the same time allow the vessel to move itself at an angle in relation to the riser in a similar way to the gimbal suspension according to fig. 5-7.

Det er innlysende at strammeren ifølge fig. 5 kan benyttes i kombinasjon med topplagringsanordningen som ifølge fig. 8 og omvendt. It is obvious that the tensioner according to fig. 5 can be used in combination with the top storage device which according to fig. 8 and vice versa.

Claims

1. Device for drilling equipment for underwater drilling, comprising a pipeline (101, 50, 51, 52) consisting of a lower pipe section (107, 51a, 51, 52) which is telescopically connected to an upper pipe section (101, 105), of which the lower pipe section projects into the water and is attached axially to the seabed (45, 24, 27), and the upper end (101) of the upper pipe section by means of devices (150 and following, 250 and following) is attached to a floating platform (a ship) for axial movement in relation to the lower pipe section, characterized by a liquid pressure device (12 3, 108,

116) which is operatively connected between the lower and upper tube sections to exert an adjustable, substantially constant, upwardly directed, axial force on the upper part of the lower tube section as the upper tube section moves axially relative to the lower section within selected, determined limits.

2. Device according to claim 1, characterized in that the liquid pressure device comprises a piston (116) and a cylinder (108) which allows the upper pipe section to move axially in relation to the lower pipe section when the platform (ship) (1, 4, 6) moves relative to the seabed within the selected, determined limits, and a device (123) for supplying fluid under a substantially constant, preselected pressure to the cylinder to maintain the upwardly directed, axial force practically constant at an adjustable, preselected value as the ship moves relative to the seabed.

3. Device according to claim 2, where the pipeline (101, 50, 51, 52) connects a floating platform (ship) (1) with a well drill to carry drilling fluid and drilling tools between the ship and the well drilling rig, characterized by that the upper end of the lower pipe section and the lower end of the upper pipe section overlap each other telescopically, that an annular piston (116) is formed on one of the telescopic ends (107) and a cylinder (108) surrounds the piston and forms the other of the telescopic ends and is of such a length that it allows a sufficient axial extension and shortening of the pipeline to adapt to the ship's movement in relation to the wellbore within the chosen limits, that the pressure fluid supplied to the cylinder through the device (12 3) under an adjustable, practically constant pressure is separated from the drilling fluid, and that the magnitude of the upward force produced by the pressurized fluid can be adjusted to exceed the weight in water of the pipeline and the weight in water of the materials contained in the pipeline.

4. Device according to one of the preceding claims, characterized in that the upper end (10) of the pipeline is connected to the ship at the underside of a turntable (7) on the platform by means of a gimbal suspension comprising a first pair of plates (154, 155 ) which is connected to the pipeline near its upper end for rotation in two parallel planes on diametrically opposite sides of the pipeline about a first axis (158) which intersects the longitudinal axis of the upper end of the pipeline at right angles, another pair of plates (161, 162) which are connected between the first pair of plates to form a rectangle around the upper end of the pipeline, and devices (165, 169) connecting the second pair of plates to the ship for rotation about another axis (169) intersecting the first axis (158) at right angles at the intersection between the first axis and the pipeline's longitudinal axis.