NO133155B

NO133155B -

Info

Publication number: NO133155B
Application number: NO4597/70A
Authority: NO
Inventors: D K Manes; D L Farley; G Q Wray
Original assignee: Halliburton Co
Priority date: 1969-12-08
Filing date: 1970-12-01
Publication date: 1975-12-08
Also published as: AU509594B2; ZA707850B; NO133155C; DK144015C; NL7017089A; DK144015B; JPS5011841B1; US3646995A; NL170450C; GB1326916A; NL170450B; AU2479777A

Description

Denne oppfinnelse vedrører en anordning for testing This invention relates to a device for testing

av fralandsbrønner fra en flytende arbeidskonstruksjon. of offshore wells from a floating working structure.

Når der bores etter olje i oljeførende formasjoner er det ofte nødvendig å anbringe utstyr av forskjellig art på bun-nen av borehullet eller i nærheten av dette, hvilket utstyr da må drives henholdsvis styres eller betjenes fra et fra arbeids-stasjonen fjernt beliggende sted, f.eks. fra en flytende arbeidskonstruksjon når det dreier seg om boreoperasjoner på havets bunn. Utstyret kan f.eks. omfatte et apparat for måling av fluidumtrykket i formasjonen, et apparat for overføring av fluidumprøver fra formasjonen til overflaten, et verktøy for gjennomskjæring av borehullets foring for å skape forbindelse mellom en rørstreng, såsom en prøvestreng, og selve formasjonen, redskap til tetting av en passende seksjon av borehullet osv. Mens man under arbeide på land kan utføre de nødvendige operasjoner forholdsvis lett, blir driften ute i havet mer komplisert på grunn av værforhold, sjøens bevegelse, såsom strømvirkning og bølgevirkning, og lignende forhold. Redskapet er vanligvis opp-heng ti :en bærestreng som er ført gjennom brønnhodet og opp til den flytende arbeidskonstruksjon. Bærestrengen kan omfatte flere seksjoner og mellom disse innsatte ledd, f.eks. ekspansjons-ledd, ledd som omfatter sikkerhetsventiler, seksjoner med vekt-rør osv., og betjeningen av redskapet skjer ved aksial bevegelse av bærestrengen i forhold til borehullet og brønnhodet. Redska-pets organer kan eventuelt også påvirkes ved hjelp av trykkfluidum som tilføres gjennom brønnhodet. When drilling for oil in oil-bearing formations, it is often necessary to place equipment of various kinds at the bottom of the borehole or near it, which equipment must then be operated or controlled or operated from a location remote from the workstation, e.g. .ex. from a floating work structure when it comes to drilling operations on the seabed. The equipment can e.g. include a device for measuring the fluid pressure in the formation, a device for transferring fluid samples from the formation to the surface, a tool for cutting through the borehole casing to create a connection between a pipe string, such as a test string, and the formation itself, a tool for sealing a suitable section of the borehole, etc. While working on land you can carry out the necessary operations relatively easily, operations out at sea become more complicated due to weather conditions, the movement of the sea, such as current and wave action, and similar conditions. The tool is usually suspended from a support string which is passed through the wellhead and up to the floating working structure. The carrier string can comprise several sections and between these inserted joints, e.g. expansion joints, joints that include safety valves, sections with weight pipes, etc., and the operation of the tool takes place by axial movement of the carrying string in relation to the borehole and the wellhead. The tool's organs can possibly also be influenced by means of pressure fluid which is supplied through the wellhead.

I US-PS 3 378 072 er der f.eks. beskrevet en anordning for gjennomhulling av borehullets foring ved hjelp av en klippe-innretning som drives gjennom bærestrengen som forløper opp til et arbeidsfartøy. For å dempe bølgebevegelsens innvirkning på redskapet er bærestrengen utstyrt med en teleskopskjøt som ihvert fall til en viss grad kan oppta den relative bevegelse mellom den del av strengen som er forankret i fartøyet og den del som bærer redskapet i borehullet. Klipperedskapets kniver bringes i inngrep med foringen ved å bevege bærestrengen aksialt. Fra US-PS 3 457 991 er det tidligere kjent å utstyre en olje-brønn med mer eller mindre radialt bevegelige organer som ikke bare tjener til å .tette mellomrommet mellom en borestreng eller bærestreng og brønnens boring, men også kan tjene til å holde f.eks. bærestrengen eller produksjonsstrengen i en bestemt aksial stilling. De nevnte holde- og tetteorganer er hydrauliske innretninger som påvirkes av trykkfluidum fra en styrt fluidum-kilde på den flytende arbeidskonstruksjon. In US-PS 3 378 072 there is e.g. described a device for piercing through the borehole's lining by means of a cutting device which is driven through the carrier string which runs up to a work vessel. In order to reduce the impact of the wave movement on the tool, the support string is equipped with a telescopic joint which can at least to a certain extent accommodate the relative movement between the part of the string that is anchored in the vessel and the part that carries the tool in the borehole. The blades of the cutting tool are brought into engagement with the liner by moving the carrier string axially. From US-PS 3 457 991 it is previously known to equip an oil well with more or less radially movable members which not only serve to seal the space between a drill string or carrier string and the bore of the well, but can also serve to hold .ex. the carrier string or the production string in a certain axial position. The aforementioned holding and sealing means are hydraulic devices which are affected by pressure fluid from a controlled fluid source on the floating work structure.

Som nevnt angår oppfinnelsen en anordning for testing av fralandsbrønner. En anordning av denne type er beskrevet i US-PS 3 358 755 og tjener til å skaffe prøver av brønnfluidum eller formasjonsfluidum, hvor fluidet stenges inne i en ringformet sone og overføres derfra gjennom brønnboringen til overflaten for undersøkelse. For opptagning av prøven og videreføring av samme benyttes en prøveventil med hensiktsmessig utførelse og som betjenes ved aksial forskyvning av bærestrengen. Strengens nedre del er utstyrt med en pakkeinnretning som tjener til forankring av strengens nedre parti i borehullet og som også kan tjene til avstengning (tetning) av et parti av borehullet i forhold til de resterende partier. Anordningen omfatter en tele-skopskjøt som tillater begrenset innbyrdes aksial bevegelse av bærestrengens seksjoner, samt hydrauliske dempeinnretninger for reduksjon av aksiale slagpåkjenninger under drift. Oppfinnelsen er stort sett rettet på en anordning av den i det sistnevnte US patent omtalte type, men spesielt for testing av fralands-brønner fra en flytende arbeidskonstruksjon og er nærmere bestemt av den art som har en prøvestreng som omfatter en prøve-ventil, en nedre teleskopskjøt og en pakker som rager ned i brønnen og en bærestreng for prøvestrengen som forløper oppover gjennom et nedsenket brønnhode til arbeidskonstruksjonen, hvor den nedre ende av prøvestrengen ved hjelp av pakkeren kan for-ank_res løsbart i brønnen i en forutbestemt dybde under brønn-hodet, og prøveventilen påvirkes for å sperre henholdsvis tillate passasje av brønnfluidumstrømmen gjennom prøvestrengen ved at bærestrengen beveges aksialt. Da prøveanordningen drives og styres fra et flytende fartøy som stadig beveger seg oppover og nedover etter som det følger sjøens overflatebevegelser, er det nødvendig å utføre testanordningen således at prøveventilen og det øvrige utstyr beskyttes best mulig mot bølgevirkningene, men dog slik at anordningen kan funksjonere riktig til enhver tid. Ettersom alt testutstyret styres henholdsvis betjenes ved at bærestrengen beveges aksialt frem og tilbake i brønnboringen, må strengbevegelsen som skyldes bølgevirkningen, isoleres fra utstyret som bæres av strengen hvis man skal unngå opptagning av ukontrollerte prøver og hindre at utstyret ødelegges eller be-skadiges. Selv om bruken av en teleskopskjøt tillater strengens øvre parti å bevege seg i forhold til strengens nedre parti som er løsbart forankret i borehullets bunnparti for å oppnå den nevnte beskyttende virkning, må man ta i betraktning at det i en sådan anordning er nødvendig med en fullstendig sammentrekning av teleskopskjøten hvis prøveutstyret skal kunne drives etter hensikten. En sådan fullstendig sammentrekning bevirker imidlertid at den nevnte beskyttende virkning oppheves. En av hen-siktene med oppfinnelsen er derfor å skaffe en anordning av den ovenfor nevnte art som på effektiv måte beskytter prøvestrengen mot bølgevirkningen og allikevel tillater prøveanordningen å virke på en ytterst pålitelig måte. Dette oppnås ifølge oppfinnelsen ved at prøvestrengen videre omfatter en øvre teleskop-skjøt, en sikkerhetsventil som stenger for brønnfluidumstrømmen -når den øvre teleskopskjøt i det vesentlige er skjøvet helt sammen og åpner når denne er i det minste delvis forlenget, en vektkrageanordning (drill coilar assembly) for påvirkning av prøveventilen, samt en første ansats på bærestrengen for under-støttelse av strengen i brønnhodet i en første stilling, i hvilken sikkerhetsventilen er. lukket, en annen ansats for understøt-telse av strengen i en annen stilling, i hvilken begge ventiler er åpne, og en tredje ansats for understøttelse av strengen i en tredje stilling, i hvilken prøveventilen er lukket. As mentioned, the invention relates to a device for testing offshore wells. A device of this type is described in US-PS 3,358,755 and serves to obtain samples of well fluid or formation fluid, where the fluid is enclosed in an annular zone and transferred from there through the wellbore to the surface for examination. For taking up the sample and continuing the same, a sample valve with an appropriate design is used and is operated by axial displacement of the carrier string. The lower part of the string is equipped with a packing device which serves to anchor the lower part of the string in the borehole and which can also serve to shut off (seal) a part of the borehole in relation to the remaining parts. The device comprises a telescopic joint which allows limited mutual axial movement of the carrying string sections, as well as hydraulic dampening devices for reducing axial impact stresses during operation. The invention is largely directed to a device of the type mentioned in the latter US patent, but especially for testing offshore wells from a floating working structure and is more specifically of the type that has a test string comprising a test valve, a lower telescopic joint and a packer that projects down into the well and a support string for the sample string that extends upwards through a submerged wellhead to the working structure, where the lower end of the sample string can be releasably anchored in the well with the help of the packer at a predetermined depth below the wellhead, and the sample valve is actuated to block or allow passage of the well fluid flow through the sample string by moving the carrier string axially. As the test device is operated and controlled from a floating vessel that constantly moves up and down as it follows the surface movements of the sea, it is necessary to perform the test device in such a way that the test valve and the other equipment are protected as best as possible against the effects of waves, but still so that the device can function correctly always. As all the test equipment is controlled or operated by the carrying string being moved axially back and forth in the wellbore, the string movement caused by the wave action must be isolated from the equipment carried by the string if uncontrolled samples are to be avoided and the equipment is to be prevented from being destroyed or damaged. Although the use of a telescoping joint allows the upper part of the string to move relative to the lower part of the string which is releasably anchored in the bottom part of the borehole to achieve the aforementioned protective effect, it must be taken into account that in such an arrangement a complete contraction of the telescopic joint if the test equipment is to be operated as intended. However, such a complete contraction causes the said protective effect to be cancelled. One of the purposes of the invention is therefore to provide a device of the above-mentioned type which effectively protects the test string against the wave action and still allows the test device to work in an extremely reliable manner. This is achieved according to the invention by the test string further comprising an upper telescopic joint, a safety valve that shuts off the well fluid flow - when the upper telescopic joint is essentially pushed completely together and opens when it is at least partially extended, a weight collar device (drill coiler assembly ) for influencing the test valve, as well as a first abutment on the carrier string for supporting the string in the wellhead in a first position, in which the safety valve is. closed, another abutment for supporting the string in another position, in which both valves are open, and a third abutment for supporting the string in a third position, in which the test valve is closed.

En foretrukket utførelse av oppfinnelsen skal beskrives nedenfor under henvisning til tegningene, hvis fig. 1 viser noe skjematisk og delvis i snitt et vertikalt sideriss av en kombinasjon av et flytende fartøy, et neddykket brønnhode og en teste- eller prøvestreng, fig. 2 viser et forstørret, vertikalt sideriss delvis i snitt av brønnhodet på fig. 1, fig. 3A - 3E viser i den angitte rekkefølge et forstørret, vertikalt sideriss delvis i snitt av prøvestrengen på fig. 1, og fig. 4 viser et forstørret, mer detaljert sideriss delvis i snitt av en sikkerhetsventil eller strømpassasjeregulerende komponent som inne-holdes i den øvre del av prøvestrengen som vist på fig. 3A og viser sikkerhetsventilen i stengt stilling; fig. 5 viser et skjematisk riss av plasseringen av prøvestrengens komponenter når fluidumstrømning fra brønnen tillates, fig. 5A viser et for-størret riss i snitt av prøveventilen og de forlengbare led-ningsdeler av kombinasjonen på fig. 5, fig. 6 viser skjematisk ordningen av prøvestrengkomponentene når prøvestrengens strøm-passasje er stengt i det øyemed å ta innestengte trykkmålinger, fig. 6A viser et forstørret, vertikalt snitt av prøveventilen og forlengbare ledningspartier av kombinasjonen på fig. 6, fig. 7 viser skjematisk prøvestrengen når sikkerhetsventilen på fig. 4 er stengt, og fig. 7A viser et forstørret, vertikalt snitt av prøveventilen og forlengbare ledningspartier av monteringen på fig. 7. A preferred embodiment of the invention will be described below with reference to the drawings, if fig. 1 shows somewhat schematically and partially in section a vertical side view of a combination of a floating vessel, a submerged wellhead and a test or sample string, fig. 2 shows an enlarged, vertical side view partly in section of the wellhead in fig. 1, fig. 3A - 3E show, in the indicated order, an enlarged, vertical side view, partially in section, of the sample string of fig. 1, and fig. 4 shows an enlarged, more detailed side view, partially in section, of a safety valve or current passage regulating component which is contained in the upper part of the test string as shown in fig. 3A and shows the safety valve in the closed position; fig. 5 shows a schematic view of the location of the test string components when fluid flow from the well is permitted, fig. 5A shows an enlarged cross-sectional view of the test valve and the extendable line parts of the combination of fig. 5, fig. 6 schematically shows the arrangement of the test string components when the test string current passage is closed in order to take confined pressure measurements, fig. 6A shows an enlarged vertical section of the test valve and extendable conduit portions of the combination of FIG. 6, fig. 7 schematically shows the test string when the safety valve in fig. 4 is closed, and fig. 7A shows an enlarged vertical section of the test valve and extendable conduit portions of the assembly of FIG. 7.

De samlede komponenter av den foretrukne utførelse av oppfinnelsen er vist på fig. 1, hvor systemets hovedkomponenter omfatter: et flytende fartøy 1, et neddykket brønnhode 2, om-givende vannmengde 3, bunnformasjoner 4, en brønnboringsforing The overall components of the preferred embodiment of the invention are shown in fig. 1, where the main components of the system include: a floating vessel 1, a submerged wellhead 2, surrounding water volume 3, bottom formations 4, a wellbore casing

5, en prøvesone 6, en prøvestreng 7, prøvestrengens bæreledning 8, en støtteledning i brønnhodet 9, prøvestrengens 10 støtteor-ganer, en forlengbar ledning eller glideskjøt 11, en sikkerhetsventil 12, vektrør 13 som definerer en tyngdereagerende ventildrivende anordning, en formasjonsprøvende kontrollventil 14, en forlengbar type ledningsskjøt 15, en trykkregistreringsanord-ning 16 for brønnprøvning, et slagverktøy 17, et sikkerhetsledd 18, pakker 19, en brønnforingsperforering 20 som skaffer adgang til prøvesonen, et stigerør 21 fra brønnhodet til fartøyet og en derrik 22. 5, a test zone 6, a test string 7, the test string carrier line 8, a support line in the wellhead 9, the test string 10 support members, an extendable line or sliding joint 11, a safety valve 12, weight tube 13 defining a gravity-reacting valve driving device, a formation testing control valve 14 , an extendable type of cable joint 15, a pressure recording device 16 for well testing, a percussion tool 17, a safety link 18, packs 19, a well casing perforation 20 which provides access to the test zone, a riser 21 from the wellhead to the vessel and a derrick 22.

Systemets hovedkomponenter er vist generelt i sine innbyrdes stillingsforhold på fig. 1. The system's main components are shown in general in their relative positions in fig. 1.

Som vist forløper brønnforingen 5 fra det nedsenkede brønnhode 2 ned gjennom bunnformasjonen 4 til sonen 6 som skal testes og er utstyrt med perforeringer 20 mellom foringens 5 indre og prøvestedet 6. Stigerøret 21 er ført oppad til far-tøyet 1 på vanlig måte for å tilveiebringe en fra vannet isolert bane til brønnboringen, og stigerørets øvre ende vil på vanlig måte være anordnet for teleskopisk bevegelse i forhold til fartøyet 1 for å tilpasse seg bølgevirkning, hvilken også kan bli tilpasset ved en glideskjøt eller teleskopskjøt anordnet i stigerøret 21 på en nå kjent måte. As shown, the well casing 5 extends from the submerged wellhead 2 down through the bottom formation 4 to the zone 6 to be tested and is equipped with perforations 20 between the interior of the casing 5 and the test site 6. The riser 21 is led upwards to the vessel 1 in the usual way to provide a path isolated from the water to the well bore, and the upper end of the riser will normally be arranged for telescopic movement in relation to the vessel 1 in order to adapt to wave action, which can also be adapted by a sliding joint or telescopic joint arranged in the riser 21 on a now known manner.

Fartøyet kan være et hvilket som helst av et antall flytende fartøyer som benyttes i borings- eller brønnserviceøyemed. For å ta sikte på å minske bølgevirkningsproblemene kan fartøyet 1 være av den halvt nedsenkbare type. The vessel can be any of a number of floating vessels used for drilling or well service purposes. In order to aim to reduce the wave action problems, the vessel 1 can be of the semi-submersible type.

En teste- eller prøvestreng 7 omfatter bæreledningen A test or trial string 7 comprises the carrier line

8 som forløper oppad til fartøyets betjeningsdekk. Bæreledningen 8 er vanligvis sammensatt av ved gjenger innbyrdes forbundne seksjoner. Skjønt det ikke er vist på fig. 1, vil den hele prø-vestreng 7, innbefattet ledningen 8, bli montert og senket gjennom stigerøret 21 ned i brønnforingen 5 ved hjelp av vanlige 8 which extends upwards to the vessel's operating deck. The carrier line 8 is usually composed of sections interconnected by threads. Although not shown in fig. 1, the entire sample string 7, including the line 8, will be mounted and lowered through the riser 21 into the well casing 5 using normal

heiseinnretninger eventuelt forbundet med en derrik 22, som vist på fig. 1. lifting devices possibly connected with a derrick 22, as shown in fig. 1.

Den på fig. 1 viste prøvestreng omfatter i nedadgående rekkefølge den øvre ledningsdel 8, en rekke støtteorganer 10, en første forlengbar ledningsanordning 11, dvs. en eller flere ,glide- eller teleskopskjøter, sikkerhetsventilen 12, flere bor-krager 13 som definerer for tyngde reagerende ventildrivende anordninger, prøveventilen 14, den annen forlengbare ledningsanordning 15, slagverktøyet 17, sikkerhetsskjøten 18 og pakkeren 19. Sistnevnte tjener til løsbar forankring av den nederste ende av prøvestrengen 7 i brønnforingen. Støtteorganene 10 ut-gjør en mekanisme for å bære lasten av ledningsstrengen 8 i det nedsenkede brønnhode 2 for å tillate bølgevirkningen å forårsake opp og ned bevegelse av fartøyet 1 i forhold til ledningen 8, mens denne er frakoblet gripeanordninger, såsom vanlige strengfestende elementer. Med ledningen 8 understøttet i brønn-hodet 2 ved et av motlagrene 10 muliggjør de forlengbare ledningsanordninger 11 og 15 riktig drift av den første og annen strømkontrollerende ventil 12 hhv. 14 som er inkorporert i prø-vestrengen 7. The one in fig. 1 shown test string comprises, in descending order, the upper conduit part 8, a number of support members 10, a first extendable conduit device 11, i.e. one or more sliding or telescopic joints, the safety valve 12, several drill collars 13 which define weight-reacting valve driving devices, the test valve 14, the second extendable line device 15, the impact tool 17, the safety joint 18 and the packer 19. The latter serves to releasably anchor the lower end of the test string 7 in the well casing. The support members 10 constitute a mechanism for carrying the load of the wire string 8 in the submerged wellhead 2 to allow the wave action to cause up and down movement of the vessel 1 in relation to the wire 8, while this is disconnected from gripping devices, such as conventional string fastening elements. With the line 8 supported in the wellhead 2 by one of the counter bearings 10, the extendable line devices 11 and 15 enable the correct operation of the first and second flow controlling valve 12, respectively. 14 which is incorporated in the test string 7.

Dersom frakobling av pakningen 19 skulle vise seg vanskelig, kan en operatør sette ledningen 8 fast i derrikkens 22 heiseinnretning og på kjent måte utsette pakkeren for rystestøt eller slag med støtverktøyet 17. Skulle en sådan slagvirkning vise seg å være utilfredsstillende eller skulle det av noen grunn være ønskelig eller nødvendig å frigjøre prøvestrengen fra pakkeren 19, kan sikringsleddet 18 påvirkes for å tillate pakkeren 19 å bli tilbake i brønnboringen, mens resten av prøve-strengen trekkes eller heises opp gjennom brønnboringen ved hrjelp av heiseinnretningen ombord i fartøyet 1. If disconnection of the packing 19 should prove difficult, an operator can fasten the cable 8 in the lifting device of the derrick 22 and subject the packer to shaking shocks or impacts with the impact tool 17 in a known manner. Should such an impact prove to be unsatisfactory or should for some reason should it be desirable or necessary to release the sample string from the packer 19, the securing link 18 can be influenced to allow the packer 19 to remain in the wellbore, while the rest of the sample string is pulled or hoisted up through the wellbore with the help of the hoisting device on board the vessel 1.

Under normale teste- eller prøveoperasjoner vil hoved-prøveventilen 14 bli manøvrert mellom stengt og åpen stilling for å få "innestengte" og "strømmende" prøvebetingelser. Under den innestengte strømbetingelse vil en indre passasje opp gjennom hele prøvestrengen 7 bli stengt ved stedet for prøveventilen 14, og med passasjen stengt på denne måte vil måleapparatet 16 måle det i formasjonen 6 .innestengte trykk. Med ventilen 14 ført i åpen stilling vil strømning foregå gjennom den indre passasje av strengen og måleapparatet 16 vil registrere strømtryk-ket. During normal test or test operations, the main test valve 14 will be maneuvered between closed and open positions to obtain "closed" and "flowing" test conditions. Under the trapped current condition, an internal passage up through the entire test string 7 will be closed at the location of the test valve 14, and with the passage closed in this way, the measuring device 16 will measure the trapped pressure in the formation 6. With the valve 14 in the open position, flow will take place through the inner passage of the string and the measuring device 16 will register the flow pressure.

Forlengelsesleddene 11 og 15 gjør det mulig å isolere bølgevirkningen fra ventilen 14 og pakningen 19 under ventilens 14 manøvrering. Denne ventil omfatter fortrinnsvis et prøveopp-tagende kammer som kan bringes til å fange en prøve av forma-sjonens fluidum ved et ringformet prøvekammer når ventilen 14 føres til stengt stilling. The extension joints 11 and 15 make it possible to isolate the wave action from the valve 14 and the gasket 19 during the valve 14's maneuvering. This valve preferably comprises a sample-taking chamber which can be brought to capture a sample of the formation's fluid by an annular sample chamber when the valve 14 is moved to the closed position.

Prøvestrengen 7 kan økes ved en sirkulasjons- eller omføringsventil som etter valg kan manøvreres fra fartøyet 1 og som kan være avpasset til å muliggjøre reversert sirkulasjon og gjenvinning av brønnfluider i prøvestrengen og kan på konvensjonell måte være inkorporert f.eks. i strengen 7 mellom bor-kragene 13 og prøveventilen 14. The sample string 7 can be increased by a circulation or diversion valve which can be operated from the vessel 1 as desired and which can be adapted to enable reverse circulation and recovery of well fluids in the sample string and can be conventionally incorporated, e.g. in the string 7 between the drill collars 13 and the test valve 14.

Etter at systemets hovedkomponenter nå er blitt beskrevet under henvisning til fig. 1, skal visse detaljerte kon-struksjons- og driftskarakteristikker av disse komponenter omtales under henvisning til fig. 2, 3A - 3E og 4. After the main components of the system have now been described with reference to fig. 1, certain detailed construction and operating characteristics of these components shall be discussed with reference to fig. 2, 3A - 3E and 4.

Neddykket brønnhode 2 Submerged wellhead 2

Brønnhodet ifølge fig. 2 omfatter en hoveddel 201 som rager oppad fra en basis eller forankringsplate 202 og som omfatter en rekke hydraulisk drevne trykkstempler 203, 204 og 205 som kan tilveiebringe konvensjonell utblåsingshindrende kontroll med de forskjellige stempler individuelt virksomme i forbindelse med forskjellig størrelse av rørformede bore-eller brønnettersynsstrenger. Skjønt disse stempler eller ut-blåsingshindre kan bringes til å ligge tettende an mot rør-strengens ytre omkrets, kan andre trykkstempler, ikke vist, være anordnet for å avgrense en tetning som forløper på tvers over hele brønnhodets indre passasje 206. The wellhead according to fig. 2 comprises a main part 201 which projects upwards from a base or anchor plate 202 and which comprises a number of hydraulically driven pressure pistons 203, 204 and 205 which can provide conventional blowout prevention control with the different pistons individually operative in connection with different sizes of tubular drill or well inspection strings . Although these pistons or blowout barriers can be brought into sealing contact with the outer circumference of the tubing string, other pressure pistons, not shown, can be arranged to define a seal that extends across the entire wellhead inner passage 206.

Det øvre trykkstempelsett 205 , når det er valgt ført innad som vist på fig. 2, og en ringformet avsats 207 ved hodets underdel 202 utgjør prøvestrengens bæreanordninger. Bæreanordningen som er definert ved den generelt ringformede avsats frembragt ved de stengte trykkstempler 205 kan bringes til å bære rørstrengens parti 8 under prøveoperasjonene ved å ligge i bæreanlegg mot et av motlagrene 10. The upper pressure piston set 205, when it has been selected led inwards as shown in fig. 2, and an annular ledge 207 at the lower part 202 of the head constitute the test string's support devices. The support device which is defined by the generally annular ledge produced by the closed pressure pistons 205 can be made to support the section 8 of the pipe string during the test operations by lying in a support system against one of the counter bearings 10.

Stigerøret 21 kan på konvensjonell måte være løsbart forbundet med det øvre parti 208 av brønnhodet ved en fjern-styrt sperreanordning. En eller flere forlengede føringer 209 fører oppad fra basisdelen 202 til fartøyet. En føringsarm 210 er ført til hver føringskabel eller -del 209 og griper glidende om denne med en føringskrave 211. Med dette arrangement kan stigerøret 21 føres langs føringene 209 ned til brønnhodet og festes til partiet 208 ved manøvrering av sperreanordningen. Ved hjelp av føringene 209 kan stigerøret 21 fjernes og igjen monteres etter ønske. The riser 21 can be releasably connected to the upper part 208 of the wellhead in a conventional manner by a remote-controlled blocking device. One or more extended guides 209 lead upwards from the base part 202 to the vessel. A guide arm 210 is led to each guide cable or part 209 and grips slidingly around this with a guide collar 211. With this arrangement, the riser 21 can be guided along the guides 209 down to the wellhead and attached to the part 208 by maneuvering the locking device. With the help of the guides 209, the riser 21 can be removed and reassembled as desired.

Som vist på fig. 2 omfatter ledningsanordningen 8 som er rettet nedad fra fartøyet 1, en kontrollerende anordning 801 for brønnstrømmen. Denne anordning omfatter fortrinnsvis en hydraulisk drevet ventilanordning som fremstilles og forhandles av Otis Engineering Corporation og som av fabrikantene er beteg-net som et avtagbart undervanns testtre. Anordningen som kan sperres i stilling ved utblåsingshindere eller trykkstempler 205 som generelt vist på fig. 2, er utstyrt med innvendig forlangede stilling for å definere en ringformet tetning mellom brønnhodedelen 201 og prøvestrengen 7. Som et sikkerhetstrekk kan således prøvestrengen anbringes som vist på fig. 2 for å tillate at brønnen kan stenges inne. Med brønnen innestengt på denne måte kan den øvre del 804 av ledningen 8 etter valg fri-gjøres fra sikkerhetsmonteringen 801 og føres til fartøyet 1. Herunder vil den bøyelige ledning 802 bli gjenvunnet med ledningsdelen 804. Enhetens 801 beskaffenhet er sådan at fjernel-sen av ledningen 802 med ledningen 804 vil stenge enhetens 801 kuleventiler. As shown in fig. 2 comprises the line device 8 which is directed downwards from the vessel 1, a controlling device 801 for the well flow. This device preferably comprises a hydraulically operated valve device which is manufactured and marketed by Otis Engineering Corporation and which is designated by the manufacturers as a removable underwater test tree. The device which can be locked in position by blowout barriers or pressure pistons 205 as generally shown in fig. 2, is equipped with an internally required position to define an annular seal between the wellhead part 201 and the test string 7. As a safety feature, the test string can thus be placed as shown in fig. 2 to allow the well to be closed in. With the well closed in this way, the upper part 804 of the line 8 can optionally be released from the safety assembly 801 and led to the vessel 1. Below, the flexible line 802 will be recovered with the line part 804. The nature of the unit 801 is such that the removal of wire 802 with wire 804 will close the unit 801 ball valves.

Øvre forlengbare skjøt 11 Upper extendable joint 11

Som tidligere beskrevet og vist på fig. 1 er en første eller øvre forlengbar skjøt 11 innskutt i prøvestrengen 7 mellom motlageret 10 og sikkerhetsventilen 12. Ved den foretrukne ut-førelse vil den forlengbare skjøtanordning 11 omfatte en eller flere teleskopskjøter. Hvis flere skjøter benyttes, vil de være inkorporert i rekke for å tilveiebringe større teleskoperende evne enn der kunne oppnås med en enkelt teleskopskjøt. As previously described and shown in fig. 1, a first or upper extendable joint 11 is inserted into the test string 7 between the counter bearing 10 and the safety valve 12. In the preferred embodiment, the extendable joint device 11 will comprise one or more telescopic joints. If several joints are used, they will be incorporated in series to provide greater telescoping capability than could be achieved with a single telescoping joint.

Fig. 3a viser en representativ teleskop- eller glide-skjøt 1101 som kan omfatte den første forlengbare ledning 11 som omfatter et øvre hode 1102, og bærer to hylsepartier 1103 og 1104. Fig. 3a shows a representative telescoping or sliding joint 1101 which may comprise the first extendable wire 11 comprising an upper head 1102, and carrying two sleeve parts 1103 and 1104.

Som det vil sees, viser fig. 3a, hvor der benyttes et antall i lengderetningen og i serie koblede glideskjøter 1101, skjematisk den nederste glideskjøt av et sådant arrangement. Det vil også bemerkes at fig. 3a skjematisk og fragmentarisk illustrerer konstruksjonen av den teleskopiske skjøt. As will be seen, fig. 3a, where a number of longitudinally and serially connected slide joints 1101 are used, schematically the bottom slide joint of such an arrangement. It will also be noted that fig. 3a schematically and fragmentarily illustrates the construction of the telescopic joint.

Sikkerhetsventil 12 Safety valve 12

Som vist på fig. 1 er en sikkerhetsventil 12 innskutt i lengderetningen mellom den forlengbare skjøt 11 og bor_krage-monteringen 13, og ventilen 12 kan drives i samsvar med glide-sk jøtens 11 teleskopbevegelse, mens pakkeren 19 innstilles for å forankre den nedre del av prøvestrengen 7 i brønnledningen 5. Konstruksjonsdetaljer av sikkerhetsventilen 12 er vist på fig. 3a og 4, hvor et hovedsakelig rørformet ventilhus 1201 ved gjenger er forbundet med teleskopskjøtens 11 hylsedel 1105. Ventil-huset 1201 bærer et hylselignende ventilsete 1202 hvilket som vist på fig. 3a og fig. 4, er radialt adskilt fra haset 1201 for å tilveiebringe en ringformet strømpassasje 1203; en eller flere radiale kanaler 1204 tilveiebringer forbindelse mellom passasjen 1203 og det indre 1205 av setet 1202. Ringformede, elastomere ventilpakninger 1206 og 1207 er montert på innersiden av setet 1202 over og under kanalen 1204. Som vist er det rørformede ventilsetes 1202 nedre ende lukket ved en tverr-gående vegg 1208. As shown in fig. 1, a safety valve 12 is inserted longitudinally between the extendable joint 11 and the drill collar assembly 13, and the valve 12 can be operated in accordance with the telescopic movement of the sliding joint 11, while the packer 19 is set to anchor the lower part of the test string 7 in the well casing 5 Construction details of the safety valve 12 are shown in fig. 3a and 4, where a mainly tubular valve housing 1201 is connected by threads to the sleeve part 1105 of the telescopic joint 11. The valve housing 1201 carries a sleeve-like valve seat 1202 which, as shown in fig. 3a and fig. 4, is radially separated from the shank 1201 to provide an annular current passage 1203; one or more radial channels 1204 provide communication between the passage 1203 and the interior 1205 of the seat 1202. Annular elastomeric valve seals 1206 and 1207 are mounted on the inside of the seat 1202 above and below the channel 1204. As shown, the lower end of the tubular valve seat 1202 is closed by a transverse wall 1208.

En åpenendet ventildel 1209 er forbundet med og bæres av hodet 1102 og kan være løsbart og skrubart forbundet med samme ved vanlige gjengede koblingsanordninger. Ifølge fig. 4 kan ventilen 1209 omfatte en rekke innbyrdes skrubart forbundne og seriekoblede komponenter. An open-ended valve part 1209 is connected to and carried by the head 1102 and can be releasably and screwably connected to the same by ordinary threaded coupling devices. According to fig. 4, the valve 1209 may comprise a number of mutually screwably connected and series-connected components.

Ifølge fig. 3a forløper ventilen 1209 koaksialt gjennom hylsen 1103 og er aksialt bevegelig på en enhetslig måte med hodet 1102 og hylsene 1103 og 1104. According to fig. 3a, valve 1209 extends coaxially through sleeve 1103 and is axially movable in a unitary manner with head 1102 and sleeves 1103 and 1104.

På fig. 3a er teleskopskjøten 1101 i helt utstrukket tilstand, dvs. hylsen 1105 er i sin nederste stilling i forhold til hylsene 1103 og 1104. Med komponentene i denne stilling befinner den nedre ende av ventildelen 1209 seg med mellomrom aksialt over pakningene 1206 og 1207, således at passasjen 1203 skaffer en fri forbindelse med glideskjøtens indre passasje 1108 ved hjelp av ventilens 1209 indre åpning 1211 og kanalen 1204. In fig. 3a, the telescopic joint 1101 is in a fully extended state, i.e. the sleeve 1105 is in its lowest position in relation to the sleeves 1103 and 1104. With the components in this position, the lower end of the valve part 1209 is axially spaced above the seals 1206 and 1207, so that the passage 1203 provides a free connection with the sliding joint inner passage 1108 by means of the valve 1209 inner opening 1211 and the channel 1204.

Fig. 4 viser sikkerhetsventilen 12 i dens stengte stilling ved glideskjøtens 11 sammentrukne stilling. Når denne sammentrekning foregår, beveger ventilen 1209 seg nedad for å gripe tettende inn med tetningene 1206 og 1207 og derved sperres kanalen 1204 for forbindelse med ventilpassasjen 1201 for å stop-pe fluidumoverføring mellom passasjene 1108 og 1203. Fig. 4 shows the safety valve 12 in its closed position with the sliding joint 11 in the contracted position. When this contraction takes place, the valve 1209 moves downwards to engage sealingly with the seals 1206 and 1207 and thereby the channel 1204 is blocked from connection with the valve passage 1201 to stop fluid transfer between the passages 1108 and 1203.

Når sikkerhetsventilen er anbragt i den passasjesten-gende stilling på fig. 4, hindres fluidumstrømning gjennom prøve-strengen 7 fra det indre av brønnledningen 5. When the safety valve is placed in the passage-closing position in fig. 4, fluid flow through the sample string 7 from the interior of the well pipe 5 is prevented.

Vektkrageanordning 13 ( Drill coilar Assembly) Weight collar device 13 (Drill coiler Assembly)

Ifølge fig. 1 er vektkrageanordningen 13 innskutt i lengderetningen mellom sikkerhetsventilen 12 og den strømkon-trollerende eller prøveventilen 14 og er ifølge fig. 3a og 3b skrubart forbundet med den øvre ende av ventilanordningen 14. According to fig. 1, the weight collar device 13 is inserted in the longitudinal direction between the safety valve 12 and the flow control or test valve 14 and is, according to fig. 3a and 3b screwably connected to the upper end of the valve device 14.

Vektkrageanordningen 13 er fremstilt av en rekke skrubart forbundne vektkrager og dens funksjon er å skaffe tilstrekkelig vekt til å drive ventilen 14 under virkningen av tyngde-kraften. Med andre ord når teleskopskjøten 11 trekkes sammen således at vekten av vektkrageanordningen 13 ikke bæres av ledningen 8, kan denne vekt virke på ventilen 14 og forårsake drift av samme. The weight collar device 13 is made of a series of screwably connected weight collars and its function is to provide sufficient weight to drive the valve 14 under the action of gravity. In other words, when the telescopic joint 11 is pulled together so that the weight of the weight collar device 13 is not carried by the line 8, this weight can act on the valve 14 and cause it to operate.

Prøveventilanordning 14 Test valve device 14

Fig. 4 viser at prøveventilanordningen 14 er innskutt i prøvestrengen 7 i lengderetningen mellom vektkrageanordningen 13, dvs. den tyngdereågerende ventildrivanordning, og den annen eller nederste forlengbare skjøt 15. Ventilanordningen 14 på fig. 3b Fig. 4 shows that the test valve device 14 is inserted into the test string 7 in the longitudinal direction between the weight collar device 13, i.e. the heavier valve drive device, and the second or bottom extendable joint 15. The valve device 14 in fig. 3b

omfatter som sine hovedkomponenter en sammenstilling 1401 bestå-ende av en kobling 1402 skrubart forbundet med borkragemonteringen 13. Sammenstillingen 1401 omfatter videre et ringformet fang- eller prøvekammer 1403 for brønnfluidum, samt en aksialt glidbar spoleventil 1404. comprises as its main components an assembly 1401 consisting of a coupling 1402 screwably connected to the drill collar assembly 13. The assembly 1401 further comprises an annular capture or sample chamber 1403 for well fluid, as well as an axially sliding spool valve 1404.

En ventilkraftoverførende forsinkelsesanordning 1405 av hydraulisk type er innført i monteringen 1401, og hensikten med denne er å hindre at ventilåpningskraft påføres nedad fra borkragemonteringen 13 til ventildelen 1404. Med denne i den på fig. 3b viste øvre stilling er fluidumforbindelsen mellom ventil-monteringspassasjen 1406 og borkragepassasjen 1301 sperret. A valve power transmitting delay device 1405 of hydraulic type is introduced in the assembly 1401, and the purpose of this is to prevent valve opening force being applied downwards from the drill collar assembly 13 to the valve part 1404. With this in the one in fig. In the upper position shown in 3b, the fluid connection between the valve mounting passage 1406 and the drill collar passage 1301 is blocked.

Under ventildelen 1404 er der anbragt en omføringsven-til 1407 som omfatter en overføringsventildel 1408, omførings-ventilkanaler 1409 og en teleskopdel 1410. Ventilmonteringen 14 omfatter i tillegg passasjer 1411, 1412 og 1413. Under the valve part 1404, there is placed a diversion valve 1407 which comprises a transfer valve part 1408, diversion valve channels 1409 and a telescopic part 1410. The valve assembly 14 also comprises passages 1411, 1412 and 1413.

Når ventildelen 1404 beveges nedad, føres også ventildelen 1407 nedad for å stenge omføringskanalene 1409. Ventilen 1407 forblir i sin nedre stilling og holder kanalene 1409 stengt inntil kompletteringen av testoperasjonen. Med ventilen 1404 When the valve part 1404 is moved down, the valve part 1407 is also moved down to close the bypass channels 1409. The valve 1407 remains in its lower position and keeps the channels 1409 closed until the completion of the test operation. With valve 1404

er i nederste stilling er passasjene 1406, 1413, 1411, 1403, 1412 og 1301 i strømforbindelse og tillater brønnfluider å strøm-me oppad gjennom prøvestrengens 7 indre passasje og dermed opp gjennom prøvekammeret 1403. is in the lowest position, the passages 1406, 1413, 1411, 1403, 1412 and 1301 are in current connection and allow well fluids to flow upwards through the inner passage of the sample string 7 and thus up through the sample chamber 1403.

Heving av ventilen 1404 i forhold til delen 1414 av monteringen 1401 bevirker stengning av denne strømpassasje, dvs. forbindelsen mellom prøvekammeret 1403 og hver av passasjene 1411 og 1412. Med disse passasjer stengt på denne måte er en prøve av brønnfluidum innelukket i kammeret 1403 og strømpas-sasjen gjennom prøvestrengens indre sperret. Elevation of the valve 1404 relative to the portion 1414 of the assembly 1401 causes closure of this flow passage, i.e. the connection between the sample chamber 1403 and each of the passages 1411 and 1412. With these passages closed in this way, a sample of well fluid is enclosed in the chamber 1403 and flow passage -sash through the test string's interior blocked.

Forsinkelsesanordningen 1405 omfatter en strømbegren-sende hindring 1415 som er understøttet av en vanligvis rørfor-met, oppadragende del 1416 av ventilen 1404 og glidbart anbragt i et kammer 1417 fylt av et hydraulisk fluidum. Med dette arrangement hindres ettergivende nedadbevegelse av ventilen 1404 The delay device 1405 comprises a current-limiting obstacle 1415 which is supported by a usually tubular, rising part 1416 of the valve 1404 and slidably arranged in a chamber 1417 filled with a hydraulic fluid. With this arrangement, compliant downward movement of the valve 1404 is prevented

i forhold til delen 1414 som avgrenser kammerets 1417 sylinder-del. Ved et passende kontrollventilarrangement hindres oppad og nedad bevegelse av ventilen 1404 ikke vesentlig av hindringen 1415. in relation to the part 1414 which delimits the cylinder part of the chamber 1417. With a suitable control valve arrangement, the upward and downward movement of the valve 1404 is not significantly impeded by the obstacle 1415.

Nedre forlengbare skjøter 15 Lower extendable joints 15

Som beskrevet under henvisning til fig. 1 omfatter prøvestrengen 7 en annen eller nedre forlengbar skjøt 15 som er innskutt under prøveventilmonteringen 14 og som teleskopisk forbinder ventilmonteringen 14 med et trykkregistrerende hus 16. As described with reference to fig. 1, the test string 7 comprises another or lower extendable joint 15 which is inserted below the test valve assembly 14 and which telescopically connects the valve assembly 14 to a pressure recording housing 16.

Forlengelsesskjøten 15 kan omfatte en eller flere teleskopskjøter. Hvis et antall teleskopskjøter brukes for å oppnå større langsgående teleskopvirkning, vil skjøtene være innbyrdes forbundet i rekke. Hver sådan teleskopskjøt i monteringen 16 kan omfatte en sådan skjøt. The extension joint 15 may comprise one or more telescopic joints. If a number of telescoping joints are used to achieve greater longitudinal telescoping action, the joints will be interconnected in series. Each such telescopic joint in the assembly 16 may comprise such a joint.

Trykkmåler 16 Pressure gauge 16

Fig. 1 viser en trykkmåler og hus 16 innskutt i prøve-strengen 7 i lengderetningen mellom støtverktøyet 17 og den forlengbare ledningsanordning 15. Ved dette arrangement og som skjematisk vist på fig. 3c er en trykkmåler 1601 montert i en strømpassasje 1602 i en generelt sylindrisk del 1603. Måleren 1601 er anordnet i fluidumkommuniserende forhold til brønnflui-dum som strømmer gjennom passasjen 1602. Fig. 1 shows a pressure gauge and housing 16 inserted into the test string 7 in the longitudinal direction between the impact tool 17 and the extendable wire device 15. In this arrangement and as schematically shown in fig. 3c is a pressure gauge 1601 mounted in a flow passage 1602 in a generally cylindrical part 1603. The gauge 1601 is arranged in fluid-communicating relationship with well fluid flowing through the passage 1602.

Støtverktøy 17 Support tool 17

Støtverktøyet 17 kan innføres i prøvestrengen 7 mellom måleren 16 og sikkerhetsskjøten 18 og gjør det mulig at ledningen 8 som følge av manipulasjoner fra det flytende fartøy 1 kan påføre oppadrettede varierende støt eller slag på pakkeren 19 i tilfelle denne skulle bli sittende fast eller bli vanskelig å løsne. The impact tool 17 can be introduced into the test string 7 between the gauge 16 and the safety joint 18 and makes it possible for the line 8, as a result of manipulations from the floating vessel 1, to apply upwardly varying shocks or blows to the packer 19 in the event that the packer 19 becomes stuck or becomes difficult to loosen.

I korthet omfatter slagverktøyet 17, som vist skjematisk på fig. 3c, en ytterdel 1701 som ved sin nedre ende er skrubart forbundet med sikkerhetsskjøten 18, se fig. 3d. Verktøyet 17 omfatter videre en indre sylindrisk del 1702 som er teleskopisk montert i ytterdelen 1701 og skaffer en sentral passasje 1703 som står i forbindelse med målermonteringens 16 passasje 1602. Forsinkelsesanordningen 1704 er understøttet av delen 1702 og kan vandre i lengderetningen gjennom et med hydraulisk væske fylt kammer 1705 avgrenset ved delen 1701. DEn gjør det mulig at plutselige støtslag kan meddeles huset 1701 i oppadgående retning i tilslutning til påtrykking av en vedlikeholdt løftekraft på ledningen 8. Ved gjentagelse eller periodisk gjentagelse av løftekraften kan huset 1701 utsettes for gjentatte oppadrettede støt som vil bli overført over sikkerhetsskjøten 18 til pakkeren 19 og tjene til å løsne eller frigjøre en fastsit-tende pakker. Briefly, the impact tool 17, as shown schematically in fig. 3c, an outer part 1701 which at its lower end is screwably connected to the safety joint 18, see fig. 3d. The tool 17 further comprises an inner cylindrical part 1702 which is telescopically mounted in the outer part 1701 and provides a central passage 1703 which is in connection with the meter assembly 16 passage 1602. The delay device 1704 is supported by the part 1702 and can travel in the longitudinal direction through a hydraulic fluid filled chamber 1705 delimited by the part 1701. It makes it possible for sudden shocks to be communicated to the housing 1701 in an upward direction in connection with the application of a maintained lifting force on the line 8. In the case of repetition or periodic repetition of the lifting force, the housing 1701 can be exposed to repeated upward shocks which will be transferred over the safety joint 18 to the packer 19 and serve to loosen or release a stuck packer.

Sikkerhetsskjøt 18 Security deed 18

Denne er innskutt i prøvestrengen 7 mellom slagverk-tøyet 17 og pakkeren 19 og omfatter et hus 1801 som er skrubart forbundet med den øvre ende av pakkeren 19, som vist skjematisk på fig. 3c, og omfatter videre en indre rørformet del 1802 som er skrubart forbundet med den nedre ende av slagverktøyets 17 del 1701. Skjøtdelen 1802 har en boring 1803 for verktøypas-sasje, som står i forbindelse med den sentrale passasje 1703 i slagverktøyet 17, og en etter ønske og skrubart frigjørbar kappe 1804 tjener til å forbinde skjøtens komponenter 18.02 og 1801 innbyrdes. This is inserted into the test string 7 between the impact tool 17 and the packer 19 and comprises a housing 1801 which is screwably connected to the upper end of the packer 19, as shown schematically in fig. 3c, and further comprises an inner tubular part 1802 which is screwably connected to the lower end of the impact tool 17 part 1701. The joint part 1802 has a bore 1803 for the tool passage, which is in connection with the central passage 1703 in the impact tool 17, and a as desired and screwably releasable cover 1804 serves to connect the joint's components 18.02 and 1801 to each other.

En kile 1805 forbinder delen 1802 med kappen 1804. A wedge 1805 connects the part 1802 to the jacket 1804.

En knast 1806 på komponenten 1802 samvirker med spor på innsi-den av delen 1801 for å tillate dreining av komponenten 1802 i forhold til komponenten 1801 i tillegg til en opp- og nedadgående bevegelse av den første komponent 1802 i forhold til kom-\ A cam 1806 on the component 1802 cooperates with grooves on the inside of the part 1801 to allow rotation of the component 1802 relative to the component 1801 in addition to an upward and downward movement of the first component 1802 relative to the

ponenten 1801. the ponent 1801.

Når komponenten 1802 er dreiet tilstrekkelig i forhold til den stasjonære komponent 1801, vil kileforbindelsen 1805 When the component 1802 is rotated sufficiently relative to the stationary component 1801, the wedge connection 1805 will

ha tjent til å forårsake tilstrekkelig dreining av kappen 1804 have served to cause sufficient turning of the mantle 1804

i forhold til komponenten 1801 for å frigjøre kappen 1804 fra denne og derved tillate aksial adskillelse av delen 1802 fra delen 1801. relative to the component 1801 to release the sheath 1804 therefrom and thereby allow axial separation of the part 1802 from the part 1801.

Pakker 19 Packages 19

Den nedre ende av prøvestrengen 7 bærer pakkeren 19 som ifølge fig. 1 er skrubart forbundet med sikkerhetsskjøtens 18 komponent 1801 over en rørformet del 1901, hvis.øvre parti er fastskrudd til sikkerhetsskjøtens del 1801. Et eller flere ringformede, elastomere pakkeelementer 1902 er anordnet utenpå delen 1901 under en skulder 1903, og en hylse 1904 er anordnet for-skyvbar utenpå delen 1901 under de elastomere elementer 1902. Hylsens 1904 nedre del 1906 er konisk, og under denne befinner der seg utenpå delens 1901 nedre parti en glider 1905 som oven-til i radiale spor bærer armer 1908 som er jevnt fordelt om gliderens 1905 omkrets og svingbart lagret i sin nedre ende. Ar-menes øvre ende er skrånet og ligger fjærende an mot hylsens 1904 koniske del 1906, idet de påvirkes av hver sin bueformede fjær 1907 festet utenpå glideren 1905, se fig. 3e. Disse fjærer 1907 er bestemt til å ligge med sitt bueformede parti an mot innersiden av brønnrøret 5 (fig. 1) og derved hindre bevegelse av glideren 1905. Når derfor delen 1901 beveges nedad vil glideren 1905 holdes fast og bringe armene 1908 til å legge seg an mot hylsens 1904 koniske parti 1906. Når delen 1901 beveges nedad i røret 5, vil pakkeelementene 1902 bli trykket sammen mellom skulderen 1903 og hylsens 1904 øvre ende og derved utvide seg radialt til tettende anlegg mot brønnrøret 5. The lower end of the sample string 7 carries the packer 19 which, according to fig. 1 is screwably connected to the component 1801 of the safety joint 18 over a tubular part 1901, the upper part of which is screwed to the safety joint part 1801. One or more annular, elastomeric packing elements 1902 are arranged outside the part 1901 under a shoulder 1903, and a sleeve 1904 is arranged slideable outside the part 1901 below the elastomeric elements 1902. The lower part 1906 of the sleeve 1904 is conical, and below this, outside the lower part of the part 1901, there is a slider 1905 which above in radial grooves carries arms 1908 which are evenly distributed around the slider 1905 girth and hinged at its lower end. The upper end of the arms is inclined and rests resiliently against the conical part 1906 of the sleeve 1904, as they are each influenced by an arc-shaped spring 1907 attached to the outside of the slider 1905, see fig. 3rd. These springs 1907 are intended to lie with their arc-shaped part against the inner side of the well pipe 5 (fig. 1) and thereby prevent movement of the slider 1905. Therefore, when the part 1901 is moved downwards, the slider 1905 will be held firmly and bring the arms 1908 to lie down against the conical part 1906 of the sleeve 1904. When the part 1901 is moved downwards in the pipe 5, the packing elements 1902 will be pressed together between the shoulder 1903 and the upper end of the sleeve 1904 and thereby expand radially to a sealing contact against the well pipe 5.

Under nedføringen av prøvestrengen 7 i brønnrøret 5 hindres en innbyrdes bevegelse av glideren 1905 utenpå delen 1901 av en J-formet sliss 1909 i gliderens 1905 innervegg og en med denne samvirkende tapp på delen 1901, hvilke sammen virker som en bajonettlås som frigjøres ved at prøvestrengen 7 dreies. Pakkeren 19 frigjøres fra inngrepet med rørets 5 vegg ved at pakkerdelen 1901 utsettes for en oppadrettet kraft. During the lowering of the test string 7 in the well pipe 5, a mutual movement of the slider 1905 outside the part 1901 is prevented by a J-shaped slot 1909 in the inner wall of the slider 1905 and a peg cooperating with this on the part 1901, which together act as a bayonet lock that is released by the test string 7 is turned. The packer 19 is released from engagement with the wall of the tube 5 by subjecting the packer part 1901 to an upward force.

Prøvestrengen 7 kan også ved sin nedre ende være utstyrt med en "avblindet" trykkmåleanordning som i tilfelle kan være forbundet med den nedre ende 1910 av den på fig. 3c viste pakker 1901 - 1909. The test string 7 can also be equipped at its lower end with an "unblinded" pressure measuring device which, if necessary, can be connected to the lower end 1910 of the one in fig. 3c showed parcels 1901 - 1909.

Sirkulasjonsventil Circulation valve

Som tidligere nevnt kan prøvestrengen 7 kompletteres med en sirkulasjonsventil anordnet mellom prøveventilen 14 og vektkrageanordningen 13. Hensikten med en sådan sirkulasjonsventil er å tillate reverssirkulasjon ovenfor prøveventilen for å føre sådant brønnfluidum opp gjennom prøvestrengen over det lukkede prøvekammer 1403. Denne sirkulasjonsventil vil i tilfelle være innskutt i prøvestrengen mellom prøveventilen 14 og vektkrageanordningen 13, dvs. mellom forbindelsen 1402 på fig. 3b og den nedreste vektkrage i anordningen 13. As previously mentioned, the sample string 7 can be completed with a circulation valve arranged between the sample valve 14 and the weight collar device 13. The purpose of such a circulation valve is to allow reverse circulation above the sample valve to lead such well fluid up through the sample string above the closed sample chamber 1403. This circulation valve will in this case be inserted in the test string between the test valve 14 and the weight collar device 13, i.e. between the connection 1402 in fig. 3b and the lowest weight collar in the device 13.

Driftsmåte Mode of operation

En testoperasjon på en fralands brønn foretatt med en anordning ifølge oppfinnelsen påbegynnes ved at den tidligere beskrevne prøvestreng 7 monteres og senkes fra fartøyet 1 ned i brønnboringens foringsrør 5. Selve testoperasjonen omfatter fundamentalt fire forskjellige faser, nemlig innstilling, strøm-ningsprøve, innstengt prøve og avstengning av brønnen. A test operation on an offshore well carried out with a device according to the invention is started by the previously described test string 7 being assembled and lowered from the vessel 1 into the wellbore's casing 5. The test operation itself fundamentally comprises four different phases, namely setting, flow test, shut-in test and shutdown of the well.

Innstilling Setting

For å fastslå komponentenes stilling og tillate kon-.trollert og lett manipulasjon av dem fra fartøyet, senker opera-tøren prøvestrengen gjennom stigerøret 21 ned i brønnforings-røret 5 inntil støtteansatsen 1001 hviler på brønnhodets bæreav-sats 207. Denne utgangsstilling vil selvfølgelig fåes med hvert av trykkstemplene 203, 203 og 205 åpne. Sistnevnte kan, hvis der under begynnelsesoperasjonen skulle oppstå en ugunstig tilstand, stenges om fordypningen 803 i avstengningsmonteringen 801. Denne stempelstengeoperasjon vil bevirke at det ringformede rom mellom monteringen 801 og brønnhodedelen 201 stenges. Den løs-bare forbindelse mellom ledningsdelen 804 og monteringen 801 kan manipuleres for å skille elementene 804 og 802 ad fra brønnhodet. In order to determine the position of the components and allow controlled and easy manipulation of them from the vessel, the operator lowers the test string through the riser 21 into the well casing 5 until the support attachment 1001 rests on the wellhead's support attachment 207. This initial position will of course be obtained with each of the pressure pistons 203, 203 and 205 open. The latter can, if an unfavorable condition occurs during the initial operation, close the recess 803 in the shut-off assembly 801. This piston closing operation will cause the annular space between the assembly 801 and the wellhead part 201 to be closed. The releasable connection between the conduit part 804 and the assembly 801 can be manipulated to separate the elements 804 and 802 ad from the wellhead.

Da kuleventilene i undervannsprøvetreet 801 normalt er stengt, unntatt når de påvirkes av trykkfluidum, vil de være stengt under denne operasjonsfase. Stengningen av kuleventilene i forbindelse med stengningen av trykkstemplene 205 om omkrets-partiet 803 på enheten 801, vil bevirke innestengning av under-vannsbrønnen. As the ball valves in the underwater test tree 801 are normally closed, except when affected by pressurized fluid, they will be closed during this phase of operation. The closing of the ball valves in connection with the closing of the pressure pistons 205 around the peripheral part 803 of the unit 801, will effect closing of the underwater well.

Forutsatt at inten uventet forhold oppstår som nødven-diggjør den beskrevne stengeoperasjon, vil operatøren heve strengen tilstrekkelig til å anbringe ansatsen 1003 over trykkstemplene 205, dvs. heve strengen fra stillingen på fig. 2 således at de forlengbare ledningsanordninger 11 og 15 trekkes helt ut. Assuming that no unexpected condition occurs which necessitates the described closing operation, the operator will raise the string sufficiently to place the abutment 1003 above the pressure pistons 205, i.e. raise the string from the position in fig. 2 so that the extendable cable devices 11 and 15 are pulled out completely.

Operatøren stenger deretter trykkstemplene 205 om den del av ledningen 8 som ligger umiddelbart under ansatsen 1103 og senker prøvestrengen inntil denne ansats legger seg an mot det av trykkstemplene 205 avgrensede ringformede sete. Dette punkt vil operatøren avmerke på omkretsen av ledningsstrengen på far-tøyet i nærheten av et glidefiremtredende, dreibart bord som på konvensjonell måte tjener som gripe- eller fastspenningsanord-ning for prøvestrengen. The operator then closes the pressure pistons 205 around the part of the line 8 that lies immediately below the projection 1103 and lowers the test string until this projection rests against the annular seat defined by the pressure pistons 205. The operator will mark this point on the circumference of the wire string on the vessel near a sliding four-step, rotatable table which, in a conventional way, serves as a gripping or clamping device for the test string.

Med røret merket på denne måte trekker operatøren igjen prøvestrengen opp, åpner trykkstemplene 205 og hever ledningsstrengen for å anbringe det tidligere påførte merke på riktig sted over dreiebordet for å tillate en etterfølgende senkning av prøvestrengen for å innstille pakkeren 19, trykke forlengelsesskjøten 15 helt sammen, delvis trykke glideskjøten 11 sammen, åpne ventilanordningen 14 og bringeansatsen 1002 til anlegg mot trykkstemplene 205. With the pipe thus marked, the operator again pulls up the sample string, opens the pressure pistons 205 and raises the wire string to place the previously applied mark in the correct place above the turntable to allow a subsequent lowering of the sample string to set the packer 19, fully compress the extension joint 15, partially press the sliding joint 11 together, open the valve device 14 and bring the abutment 1002 into contact with the pressure pistons 205.

Innstilling av pakkeren og strømprøve Setting the packer and power test

Operatøren fortsetter nå å senke prøvestrengen etter å ha overbevist seg om at ledningsanordningene 11 og 15 er truk-ket helt ut. Før senkeoperasjonen begynner, dreier operatøren prøvestrengen 7 ved bruk av dreiebordet for å frigjøre J-sliss-forbindelsen 1909 og tillater derved relativ teleskopforskyv-ning mellom pakkerens komponenter 1901 og 1905. The operator now continues to lower the test string after having satisfied himself that the wire devices 11 and 15 have been fully extended. Before the lowering operation begins, the operator rotates the sample string 7 using the turntable to release the J-slot connection 1909 thereby allowing relative telescoping between the packer components 1901 and 1905.

Senkingen av prøvestrengen etter denne dreieoperasjon vil først innlede innstillingen av pakkeren på den tidligere beskrevne måte fulgt av hel sammentrekking av forlengelsesskjøten 15. Det skal i denne forbindelse bemerkes at vekten av komponentene 18, 17 og 1901 vil være tilstrekkelig til å bevirke innstilling av pakkeren til tross for den forlengbare s jøt 15. Etter at skjøten 15 er ført helt sammen, vil videre senking av ledningen 8 tillate vekten av vektkragene 13 å komplettere inn-stillingnn av pakkeren dersom fullstendig innstilling ikke allerede er oppnådd. The lowering of the test string after this turning operation will first initiate the setting of the packer in the previously described manner followed by full contraction of the extension joint 15. It should be noted in this connection that the weight of the components 18, 17 and 1901 will be sufficient to effect the setting of the packer to despite the extendable seam 15. After the seam 15 has been completely brought together, further lowering of the wire 8 will allow the weight of the weight collars 13 to complete the setting of the packer if complete setting has not already been achieved.

Med pakkeren utvidet og i inngrep med rørets 5 vegg vil den nedre ende av prøvestrengen være forankret i brønnborin-gen over det ønskede prøvested 6 og være praktisk talt ubevegelig. Lengden av prøvestrengen mellom støtteanordningen 10 og pakkeren 19 må da være nøyaktig forutbestemt for å sikre den riktige stilling av pakkeren 19 i forhold til prøvesonen 6. With the packer extended and in engagement with the wall of the pipe 5, the lower end of the test string will be anchored in the wellbore above the desired test location 6 and will be practically immovable. The length of the test string between the support device 10 and the packer 19 must then be precisely predetermined to ensure the correct position of the packer 19 in relation to the test zone 6.

Etter at den forlengbare ledningsskjøt 15 er skjøvet sammen og pakkeren 19 er fastklemt i røret 5, vil en videre senking av ledningen 8 delvis skyve sammen den til å begynne med helt uttrukne, forlengbare ledningsskjøt 11. After the extendable cable joint 15 has been pushed together and the packer 19 is clamped in the pipe 5, a further lowering of the cable 8 will partially push together the initially fully extended, extendable cable joint 11.

På et tidspunkt under skjøtens 15 sammenskyvning, når ansatsen 1002 befinner seg over trykkstemplene 205 og ansatsen 1003 befinner seg under stemplene, stenges disse for å skaffe en avsats som stoppeanslag for den nedadgående ansats 1002. Ledningen 8 kan derpå senkes for å bringe ansatsen 1002 til anlegg mot stemplene 205. Fig. 5 viser prøvestrengen 7 og trykkstemplene 205 ved det punkt hvor stemplene er stengt og ansatsen 100 2 hviler på 'disse. I denne tilstand av komponentene er den forlengbare skjøt 15 helt sammenskjøvet, pakkeren 19 er utvidet og den øvre forlengbare skjøt 11 omkring halvt sammenskjøvet. At a time during the joint 15 pushing together, when the abutment 1002 is above the pressure pistons 205 and the abutment 1003 is below the pistons, these are closed to provide a ledge as a stop stop for the downward abutment 1002. The line 8 can then be lowered to bring the abutment 1002 to against the pistons 205. Fig. 5 shows the test string 7 and the pressure pistons 205 at the point where the pistons are closed and the abutment 100 2 rests on these. In this state of the components, the extendable joint 15 is fully collapsed, the packer 19 is extended and the upper extendable joint 11 is about half collapsed.

Fig. 5a viser skjematisk den delvise sammentrekking Fig. 5a schematically shows the partial contraction

av teleskopforbindelsens 11 komponenter 1105 og 1104 med sikker-hetsventildelen 1209 fremdeles ute av anlegg med ventilsetet 1202. Ventildelen 1404 er fremdeles i stengestilling og om-føringsventilen 1407 forblir åpen på grunn av anordningens 1405 forsinkelsesvirkning, dvs. vektkragene 13 har ennå ikke beveget ventilen 1404. of the telescopic connection 11 components 1105 and 1104 with the safety valve part 1209 still out of engagement with the valve seat 1202. The valve part 1404 is still in the closed position and the diversion valve 1407 remains open due to the delay effect of the device 1405, i.e. the weight collars 13 have not yet moved the valve 1404 .

Med ansatsen 1002 i anlegg mot trykkstemplene 205 vil hele vekten av ledningen 8 bæres av brønnhodet. With the shoulder 1002 in contact with the pressure pistons 205, the entire weight of the line 8 will be borne by the wellhead.

Da ledningsskjøten 11 er delvis skjøvet sammen vil vektkrageanordningen 13 og resten av prøvestrengen 7 som befinner seg under denne, være isolert mot virkningen av det kraft-overførende inngrep med ledningen 8. As the cable joint 11 is partially pushed together, the weight collar device 13 and the rest of the test string 7 which is located below this, will be isolated against the effect of the power-transmitting engagement with the cable 8.

Vekten av vektkragene 13 vil deretter virke over forsinkelsesanordningen 1405 og sakte føre ventildelen 1404 ned fra den på fig. 5a viste stilling til den på fig. 7c viste åpne stilling. Det vil fremgå at skjøten 11 i denne stilling vil være delvis skjøvet sammen og ansatsen 1002 understøttet på trykkstemplene 205 før anordningen 1405 har tillatt noen vesentlig bevegelse av ventildelen 1404. Senkingen av ventilen 1404 til åpen stilling vil samtidig bringe omfør£ngsventilen 1407 til å bevege seg nedad til stillingen for stengning av omføringska-nalen som vist på fig. 7a, hvilken stilling av omføringskana-lene 1409 er stengt ved teleskopforbindelsen 1410. Ventilens 14 komponenter befinner seg således nå som vist generelt på fig. 7.a for å tillate en oppadgående strøm av fluidum fra formasjonen gjennom prøvekammeret 1403. Mens denne strømnings-prøve utføres således, kan ledningen 8 være frigjort fra dreiebordet på fartøyet 1 for at virkningene av bølgebevegelsen på prøvestrengen 7 skal bli eliminert. Selv med dreiebordet frakoblet strengen 8 vil strengens 8 vekt understøttes i brønnho-det 2. The weight of the weight collars 13 will then act on the delay device 1405 and slowly lead the valve part 1404 down from the one in fig. 5a showed the position of the one in fig. 7c showed open position. It will be seen that in this position the joint 11 will be partially pushed together and the abutment 1002 supported on the pressure pistons 205 before the device 1405 has allowed any significant movement of the valve part 1404. The lowering of the valve 1404 to the open position will simultaneously cause the diversion valve 1407 to move downwards to the position for closing the diversion channel as shown in fig. 7a, which position of the diversion channels 1409 is closed at the telescopic connection 1410. The components of the valve 14 are thus now as shown generally in fig. 7.a to allow an upward flow of fluid from the formation through the test chamber 1403. While this flow test is thus carried out, the line 8 may be freed from the turntable of the vessel 1 in order that the effects of the wave motion on the test string 7 will be eliminated. Even with the turntable disconnected from the string 8, the weight of the string 8 will be supported in the wellhead 2.

Som det vil sees, ble åpningen av ventilen 14 forår-saket av vektkrageanordningens 13 vekt- eller tyngdevirkning, idet anordningen virket til å gi ventilåpningebevegelse til delen 1404 ved hjelp av den delvis sammenskjøvne forbindelse 11. As will be seen, the opening of the valve 14 was caused by the weight or gravity action of the weight collar device 13, the device acting to provide valve opening movement to the part 1404 by means of the partially pushed together connection 11.

Det vil også sees at virkningen av den hydrauliske forsinkelsesanordning gjorde det mulig for operatøren å senke den annen ansats 1002 til anlegg mot de stengte trykkstempler 205 før ventilen 14 virkelig ble åpnet ved vektkragenes 13 virkning. Som et samlet resultat ble strengens 7 åpnebevegelse av prøveventilen utført med bølgevirkningskrefter praktisk talt isolert fra prøveventilen 14 og pakkeren 19. It will also be seen that the action of the hydraulic delay device made it possible for the operator to lower the second shoulder 1002 into abutment against the closed pressure pistons 205 before the valve 14 was actually opened by the weight collars 13 action. As an overall result, the string 7 opening movement of the test valve was performed with wave action forces practically isolated from the test valve 14 and the packer 19.

Under en testoperasjon kan det være ønskelig å veksle strømningstilstandene med innestengte forhold. Vekslingen mellom innestengte og strømforhold kan utføres adskillige ganger, Bevegelsen av ventildelen 1404 mellom strømnings- og innestengte forhold oppnås ved lineær frem- eller tilbakegående bevegelse av delen 1404. During a test operation, it may be desirable to alternate the flow conditions with confined conditions. The change between closed and flow conditions can be performed several times, The movement of the valve part 1404 between flow and closed conditions is achieved by linear reciprocating movement of the part 1404.

Etter at prøveventilens strømningstilstand er blitt beskrevet, skal nå den innestengte tilstand omtales. After the flow state of the test valve has been described, the blocked state will now be discussed.

Innestengt prøve Confined sample

Den innestengte prøvetilstand tilveiebringes ved at ledningen 8 heves for å bringe ventildelen 1404 i sin stengte stilling, f.eks. som vist skjematisk på fig. 3b. Denne ventil-stengning tilveiebringes ved at ledningen 8 løftes litt opp fra heiseanordningen på fartøyet 1, hvoretter trykkstemplene 205 åpnes og ledningen 8 heves en lengde tilstrekkelig til å bringe den tredje ansats 1003 over stemplene 205 som deretter stenges og ansatsen senket til anlegg mot stemplene 205, se fig. 6. Denne senkeoperasjon vil bevirke at ledningens vekt igjen vil bli overtatt av brønnhodet 2, således at ledningen 8 kan fri-gjøres fra gripeanordningen på fartøyet 1 for å eliminere virkningene av bølgebevegelsene. The confined test condition is provided by the line 8 being raised to bring the valve part 1404 into its closed position, e.g. as shown schematically in fig. 3b. This valve closing is provided by the line 8 being lifted slightly from the lifting device on the vessel 1, after which the pressure pistons 205 are opened and the line 8 is raised a length sufficient to bring the third abutment 1003 over the pistons 205 which is then closed and the abutment lowered to rest against the pistons 205 , see fig. 6. This lowering operation will cause the weight of the line to be taken over again by the wellhead 2, so that the line 8 can be released from the gripping device on the vessel 1 to eliminate the effects of the wave movements.

Som vist på fig. 6 har ansatsene 1003 og 1002 et sådant innbyreds forhold at hevingen av ansatsen 1003 til støtte-anlegg med trykkstemplene 205 vil bevirke full uttrekking av ledningsskjøten 11, delvis forlengelse av den tidligere sammen-skjøvne ledningsskjøt 15 og stengning av ventilen 14. As shown in fig. 6, the projections 1003 and 1002 have such an interrelated relationship that the raising of the projection 1003 to the support system with the pressure pistons 205 will cause full extraction of the cable joint 11, partial extension of the previously pushed together cable joint 15 and closing of the valve 14.

Som vist på fig. 6a er således glide- eller teleskop-.skjøtens 11 komponenter 1105 og 1104 helt forlenget for å bringe ledningen 8 til å bære vektkragene 13 og overføre stengekraft til ventildelen 1404. Denne kraft bevirker at ventilen 1404 bringes tilbake til den på fig. 6a viste stengte stilling. As shown in fig. 6a, the components 1105 and 1104 of the sliding or telescopic joint 11 are thus fully extended to bring the line 8 to carry the weight collars 13 and transmit closing force to the valve part 1404. This force causes the valve 1404 to be brought back to the one in fig. 6a showed closed position.

Den økning av oppadbevegelsen som kreves for innstilling av ledningsanordningen 1003, som vist på fig. 6, medfører delvis forlengelse av forlengelsesskjøtens 15 komponenter 1501 og 1502. Denne delvise forlengelse vil isolere bølgebevegelses-krefter fra ventilen 14 og pakkeren 19 under manipuleringen av strengen 7. The increase in upward movement required for setting the wiring device 1003, as shown in FIG. 6, results in partial extension of the extension joint 15 components 1501 and 1502. This partial extension will isolate wave motion forces from the valve 14 and the packer 19 during the manipulation of the string 7.

Manipulasjonen av prøveventilen til den innestengte eller stengte ventiltilstand utføres med overføringsventilen 1407 i sin nedre stilling, i hvilken den stenger omføringskana-lene 1409. Den innestengte stilling av prøveventilen som er vist på fig. 6a, tjener også til å fange en prøve av brønnflui-dum i kammeret 1403. Ved avslutningen av en testoperasjon på-føres en løftekraft på ledningen 8 med trykkstempelanordningene 203, 204 og 205 tilbaketrukket, således at prøvestrengen heves til fartøyet 1 med ventilen 1404 i den på fig. 6a viste stengte stilling og med en innfanget prøve av brønnfluidum i prøvekamme-ret 1403. Manipulation of the pilot valve to the trapped or closed valve condition is performed with the transfer valve 1407 in its lower position, in which it closes the diverting channels 1409. The trapped position of the pilot valve shown in FIG. 6a, also serves to capture a sample of well fluid in the chamber 1403. At the end of a test operation, a lifting force is applied to the line 8 with the pressure piston devices 203, 204 and 205 retracted, so that the sample string is raised to the vessel 1 with the valve 1404 in the one in fig. 6a showed a closed position and with a captured sample of well fluid in the sample chamber 1403.

Mens prøveoperasjonene av strengen 7 er blitt generelt beskrevet, kan det være nødvendig i samsvar med en uventet tilstand eller andre driftsforhold å drive sikkerhetsventilen 12 og stenge prøveverktøyets passasje uavhengig av tilstanden og prøveventilen 14. Denne uventede avstengningsprosess skal nå beskrives under henvisning til fig. 7 og 7a. While the test operations of the string 7 have been generally described, it may be necessary in accordance with an unexpected condition or other operating conditions to operate the safety valve 12 and close the passage of the test tool regardless of the condition and the test valve 14. This unexpected shutdown process will now be described with reference to FIG. 7 and 7a.

Nødavstengningsoperasjon Emergency shutdown operation

For å bringe sikkerhetsventilen 12 til å stenge prøve-strengens 7 indre passasje, behøver operatøren bare å åpne trykkstemplene 205, anbringe disse mellom første og annen ansats 1001 ag 1002, og senke ledningsstrengen 8 for å bringe ansatsen 1001 til hvile mot.de stengte trykkstempler 205. I denne forholdsvis nederste stilling av ledningen 8 vil begge de forlengbare ledningsanordninger 11 og 15 være helt sammenskjøvet og sikkerhetsventilen 12 være stengt. To cause the safety valve 12 to close the inner passage of the test string 7, the operator need only open the pressure pistons 205, place them between the first and second abutments 1001 and 1002, and lower the wire string 8 to bring the abutment 1001 to rest against the closed pressure pistons 205. In this relatively lower position of the line 8, both the extendable line devices 11 and 15 will be completely pushed together and the safety valve 12 will be closed.

Fra ovenstående beskrivelse fremgår det at sikkerhetsventilen 12 stenges ved full sammentrekking av den forlengbare skjøt 11. Ifølge fig. 7a vil således fullstendig sammenskyvning av de skjematisk-viste-teleskopelemeriter 1105 og 1104 av den forlengbare skjøt 11 bringe sikkerhetsventilen 1209 til å tre tettende inn i sikkerhetsventilsetet 1202. Som et resultat av senkeoperasjonen vil ventildelen 1404 være ahbragt i strøm-nings- eller åpen tilstand. Den .langsgående passasje i prøve- , From the above description, it appears that the safety valve 12 is closed by full contraction of the extendable joint 11. According to fig. 7a, complete pushing together of the schematically-shown telescoping members 1105 and 1104 of the extendable joint 11 will cause the safety valve 1209 to fit snugly into the safety valve seat 1202. As a result of the lowering operation, the valve part 1404 will be brought into the flow or open state . The .longitudinal passage in the test- ,

verktøyet vil imidlertid være stengt over den åpne ventil 14 ved sikkerhetsventilen 12. however, the tool will be closed over the open valve 14 at the safety valve 12.

\ / Med komponentene som vist på fig. 7 og 7a vil det være \ ittuiig' å adskille ledningsdelen 8Q4 fra enheten 801 og tilveie- \ / With the components as shown in fig. 7 and 7a, it will be useful to separate the wiring part 8Q4 from the unit 801 and provide

bringe en ekstra stengning av prøvestrengen 7 med virkningen av kuleventilene i undervannsprøvetreet 801. Med ledningsdelen 804 og dens forbundne kontrolledning 802 fjernet fra stigerøret 21, kan eventuelle skjulte "utblåsings"-hindrende trykkstempler (ikke vist) stenges over enheten 80 for fullstendig innestengning av undervannsbrønnen. Med brønnen innestengt på denne måte kan selve stigerøret 21 løsgjøres og tas opp til fartøyet. bring about an additional closure of the test string 7 by the action of the ball valves in the subsea test tree 801. With the line member 804 and its associated control line 802 removed from the riser 21, any hidden "blowout" preventing pressure pistons (not shown) can be closed above the assembly 80 for complete containment of the subsea well . With the well closed in this way, the riser 21 itself can be detached and taken up to the vessel.

Gjenopptagelsen av prøveoperasjonene kan skje ved at stigerøret 21 igjen senkes ned langs føringsanordningen 209 og at ledningspartiet 804 og dens forbundne kontrolledning 802 igjen føres ned gjennom stigerøret til sperret inngrep med brønn-hodekomponenten 208. Denne gjenopprettelse av driftsforholdene tillater at prøveoperasjoner kan gjenopptas eller at den samlede prøvestreng kan gjenvinnes. The resumption of the test operations can take place by the riser 21 being lowered again along the guide device 209 and the line section 804 and its connected control line 802 being again led down through the riser to blocked engagement with the wellhead component 208. This restoration of the operating conditions allows that test operations can be resumed or that the total sample string can be recovered.

Sammendrag av fordelene ved og omfanget av oppfinnelsen Summary of the advantages and scope of the invention

Et hovedformål med oppfinnelsen er å skaffe en måte til understøttelse av prøvestrengen i et brønnhode for å isolere denne mot virkningen av en bølge, men tillate en for tyngde reagerende ventildrivdel å regulere driften av en prøveventil. Systemets forskjellige ventilmekanismer skaffer uvanlig effek-tive sikkerhetstrekk som tillater en operatør å forlate stedet med ventilen effektivt avstengt og gjenopprette operasjoner når så ønskes. A main object of the invention is to provide a way to support the test string in a wellhead to isolate it from the action of a wave, but allow a weight-reacting valve actuator to regulate the operation of a test valve. The system's various valve mechanisms provide unusually effective safety features that allow an operator to leave the site with the valve effectively shut off and resume operations when desired.

Selv hvis prøvestrengen skulle dele seg eller bli lekk %i prøveventilens område eller under denne, skaffer sikkerhetsventilen 12 en effektiv strenglukkemekanisme. Even if the sample string were to split or leak in the area of or below the sample valve, the safety valve 12 provides an effective string closure mechanism.

Prøveventilens 14 rene frem- og tilbake-bevegelige egenskap nedsetter graden av rotasjon under prøveoperasjonen. Den begrensede frem- og tilbakegående bevegelse som kreves for The pure reciprocating nature of the test valve 14 reduces the degree of rotation during the test operation. The limited reciprocating motion required for

å føre prøveventilen mellom åpen og stengt stilling, eliminerer eller reduserer på effektiv måte vertikal bevegelse av prøve-strengen, således at brukstiden av tetningene av brønnhodemon-teringens trykkstempler og tetningene i de forlengbare lednings-deler blir forlenget. Den samlede egenskap av apparatet er av sådan art at den til enhver tid skaffer en fullstendig kontroll og samtidig gjør det mulig at innestengte og strømningstilstan-der kan undersøkes og en prøve av brønnfluidum kan tas og føres moving the test valve between the open and closed position effectively eliminates or reduces vertical movement of the test string, so that the service life of the seals of the wellhead removal pressure pistons and the seals in the extendable line parts is extended. The overall characteristic of the device is such that it provides complete control at all times and at the same time makes it possible for trapped and flow conditions to be examined and a sample of well fluid to be taken and passed

til det flytende fartøy. to the floating vessel.

Innføringen av det forlengbare avsnitt mellom lednin- The introduction of the extendable section between lednin-

gen 8 og prøveventilen 14 tillater en operatør å manipulere strengen til strømtestingstilstand mens bølgevirkningen isole- gene 8 and test valve 14 allow an operator to manipulate the string into the current testing condition while the wave action isolates

res fra ventilen 14 og pakkeren 19. Denne isolasjon er et resul- res from the valve 14 and the packer 19. This isolation is a result

tat av den delvise sammenskyvning av det forlengbare lednings- taken of the partial pushing together of the extendable cord-

avsnitt 11 og vektkragemonteringens 13 ventilinnstillingsvirk- section 11 and the weight collar assembly's 13 valve setting effect-

ning. nothing.

Anbringelsen av den forlengbare ledning 15 mellom ven- The placement of the extendable wire 15 between the

tilen 14 og pakkeren gjør det mulig å isolere bølgevirknings- the tile 14 and the packer make it possible to isolate wave action

krefter fra pakkeren 19 og prøveventilen 14, mens denne manipu- forces from the packer 19 and the test valve 14, while this manipulation

leres til den innestengende stilling. Denne isolasjon er et resultat av den delvise sammenskyvning av glideskjøten 15, så- is read to the closing position. This isolation is a result of the partial pushing together of the sliding joint 15, so-

ledes at bølgevirkningen blir effektivt isolert fra pakkeren og ventilkomponentene når prøvestrengen manipuleres fra strømning til innestengte ;forhold. Sikkerhetsskjøten og slagverktøyet gir optimal kontroll av pakkerens gjenvinnings- eller frakob-lingsoperasjoner. is conducted that the wave action is effectively isolated from the packer and valve components when the test string is manipulated from flow to confined conditions. The safety joint and impact tool provide optimum control of the packer's recovery or disconnection operations.

Selvom oppfinnelsen er blitt beskrevet med henvisning Although the invention has been described by reference

til et spesielt arrangement av støttelagere og brønnhodebærean- to a special arrangement of support bearings and wellhead support

ordning vil det være klart at mange variasjoner kan tenkes. arrangement, it will be clear that many variations are conceivable.

Således kan der f.eks. benyttes forskjellige bærepunkter i brønn- Thus, there can e.g. different bearing points are used in well-

hodet 2 i forbindelse med forskjellige støttelagere på prøve- head 2 in connection with various support bearings on test-

strengen for å modifisere utstrekningen av den aksiale bevegel- the string to modify the extent of the axial movement

se av prøvestrengen som kreves for bestemte operasjonsøyemed. refer to the sample string required for specific operational purposes.

De særlig beskrevne komponenter av systemet kan erstattes med funksjonsmessig likeverdige komponenter av en ulik natur, og komponentene kan i visse tilfelle være arrangert i langsgående rekkefølge forskjellig fra den beskrevne. Ennvidere kan visse hovedfordeler med oppfinnelsen også oppnås uten at hele samlin- The particularly described components of the system can be replaced with functionally equivalent components of a different nature, and the components can in certain cases be arranged in a longitudinal order different from that described. Furthermore, certain main advantages of the invention can also be achieved without the entire collection

gen av komponenter som foran er beskrevet, anvendes. of the components described above are used.

Claims

1. Device for testing offshore wells from a floating working structure with a test string (7) comprising a test valve (14), a lower telescopic joint (15) and a packer

(19) which projects down into the well (5) and a support string (8) for the sample string which runs upwards through a submerged wellhead (2) to the working structure (1), where the lower end of the sample string (7) at with the help of the packer (19) can be releasably anchored in the well (5) at a predetermined depth below the wellhead (2), and the test valve (14) is actuated to block or allow passage of the well fluid flow through the test string by moving the carrier string (8) axially, characterized in that the test string (7) further comprises an upper telescopic joint (11), a safety valve (12) which shuts off the well fluid flow when the upper telescopic joint (11) is substantially pushed completely together and opens when it is at least partially extended , a weight collar device (13) (drill coiler assembly) for influencing the test valve (14), as well as a first shoulder (1001) on the carrier string (8) for supporting the string (7, 8) in the wellhead (2) in a first position, in which the safety valve (12) is closed , another abutment (1002) for undersizing the string (7, 8) in another position, in which both valves are open, and a third abutment (1003) for supporting the string (7, 8) in a third position, in which the test valve (14) is closed.

2. Device according to claim 1, characterized in that the first approach (1001), the second approach (1002) and the third approach (1003) are arranged below each other in the aforementioned order.

3. Device according to claim 1 or 2, characterized in that the safety valve (12) comprises a largely tubular valve body with a sleeve-shaped inner part (120 2 ) which also serves as a valve seat and which together with the valve body's (1201) outer tubular part forms an annular flow passage (1203) which, over at least one port (1204), is in connection with the interior of the sleeve part (1202) and which cooperates with a tubular valve body (1209) arranged for closing the said port(s) (1204) when the string (7, 8) is in its first position and for opening the gate (1204) when the string (7, 8) is in its second or third position.

4. Device according to claim 3, characterized in that the valve body (1209) is attached to the upper part (1104). of the upper telescopic joint (11) and is led centrally through the lower part (1105) of the telescopic joint (11).

5. Device according to claim 1, characterized in that the test valve (14) is arranged between the upper telescopic joint (11) and the lower telescopic joint (15) and is pre-loaded to the closed position.

6. Device according to claim 5, characterized in that the weight collar device (13) is placed between the upper telescopic joint and the test valve (14) and has sufficient weight to overcome the preload of the test valve (14) for opening it.