NO20110722A1 - Drilling apparatus and method - Google Patents
Drilling apparatus and methodInfo
- Publication number
- NO20110722A1 NO20110722A1 NO20110722A NO20110722A NO20110722A1 NO 20110722 A1 NO20110722 A1 NO 20110722A1 NO 20110722 A NO20110722 A NO 20110722A NO 20110722 A NO20110722 A NO 20110722A NO 20110722 A1 NO20110722 A1 NO 20110722A1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- drilling fluid
- entrained solids
- drilling
- solids
- subsea
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims abstract description 188
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 40
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 160
- 239000007787 solid Substances 0.000 claims abstract description 120
- 238000005086 pumping Methods 0.000 claims abstract description 20
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 238000011010 flushing procedure Methods 0.000 claims description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 5
- 239000000463 material Substances 0.000 description 16
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 8
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 6
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 5
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 4
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 4
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 4
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 4
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 4
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 3
- 239000004927 clay Substances 0.000 description 3
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 3
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 3
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 3
- 238000001914 filtration Methods 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 description 3
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 3
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 3
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 3
- LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N Ethylene glycol Chemical compound OCCO LYCAIKOWRPUZTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- -1 cuttings Substances 0.000 description 2
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 2
- 231100000317 environmental toxin Toxicity 0.000 description 2
- 230000009931 harmful effect Effects 0.000 description 2
- 230000002706 hydrostatic effect Effects 0.000 description 2
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 2
- 239000011343 solid material Substances 0.000 description 2
- 235000003934 Abelmoschus esculentus Nutrition 0.000 description 1
- 240000004507 Abelmoschus esculentus Species 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000009977 dual effect Effects 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 1
- 238000005243 fluidization Methods 0.000 description 1
- 230000005484 gravity Effects 0.000 description 1
- WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N hydroxyacetaldehyde Natural products OCC=O WGCNASOHLSPBMP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000011835 investigation Methods 0.000 description 1
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 1
- 238000005461 lubrication Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000011236 particulate material Substances 0.000 description 1
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 1
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 1
- 230000004044 response Effects 0.000 description 1
- 239000003381 stabilizer Substances 0.000 description 1
- 239000004575 stone Substances 0.000 description 1
- 230000008961 swelling Effects 0.000 description 1
- 238000011144 upstream manufacturing Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/001—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor specially adapted for underwater drilling
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/035—Well heads; Setting-up thereof specially adapted for underwater installations
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/03—Well heads; Setting-up thereof
- E21B33/04—Casing heads; Suspending casings or tubings in well heads
- E21B33/05—Cementing-heads, e.g. having provision for introducing cementing plugs
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/12—Underwater drilling
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B7/00—Special methods or apparatus for drilling
- E21B7/12—Underwater drilling
- E21B7/128—Underwater drilling from floating support with independent underwater anchored guide base
Abstract
Oppfinnelsen tilveiebringer en apparatur og en fremgangsmåte for håndtering av borefluid under en subsea boreoperasjon. Fremgangsmåten omfatter å tilveiebringe et legeme til et område for en subsea brønn og ta i mot borefluid og medbrakte faste stoffer inn i kammeret fra et brønnhull på brønnområdet. Borefluid og medbrakte fluider blir prosessert ved brønnområdet for å bryte opp de medbrakte faste stoffene, og det prosesserte borefluidet og de medbrakte faste stoffene blir fraktet opp til overflaten ved å pumpe borefluidet og de medbrakte faste stoffene gjennom en returkanal.The invention provides an apparatus and method for handling drilling fluid during a subsea drilling operation. The method comprises providing a body to a subsea well area and receiving drilling fluid and entrained solids into the chamber from a wellbore wellbore. Drilling fluid and entrained fluids are processed at the well region to break up the entrained solids, and the processed drilling fluid and entrained solids are transported to the surface by pumping the drilling fluid and entrained solids through a return channel.
Description
Boreapparatur og - fremgangsmåte Drilling equipment and - method
Den foreliggende oppfinnelsen gjelder en apparatur og en fremgangsmåte for bruk i subsea boreoperasjoner, og spesielt apparaturer og fremgangsmåter for den industrien som er engasjert i boring av subsea brønner for hydrokarbonleting og -produksjon. Aspekter ved oppfinnelsen gjelder apparaturer og fremgangsmåter som minimerer utslipp av miljøgifter til et subsea miljø under subsea boring. The present invention relates to an apparatus and a method for use in subsea drilling operations, and in particular apparatus and methods for the industry engaged in drilling subsea wells for hydrocarbon exploration and production. Aspects of the invention relate to apparatus and methods that minimize the release of environmental toxins into a subsea environment during subsea drilling.
Bakgrunn for oppfinnelsen Background for the invention
Boring på havbunnen for formål av vitenskapelige eller geotekniske undersøkelser, eller for hydrokarbonleting og -produksjon innebærer vanligvis rotasjon av en borkrone som er på enden av en borestreng (eller et borerør), og som strekker seg fra en boreplattform til en borkrone. I et typisk boresystem, som brukes til boring av dype partier i en subsea brønn, blir borefluid (referert til som boreslam) pumpet fra en boreanordning ned gjennom en borestreng og til en borkrone. Borefluidet oppfyller en rekke forskjellige funksjoner, som blant annet innbefatter å tilveiebringe hydrostatisk trykk for å kontrollere inngangen av fluider fra formasjonen og inn i brønnhullet, tilveiebringe smøring for borkronen, holde boret avkjølt under boring, og frakte partikulært materiale så som borkaks oppover og ut fra brønnen og vekk fra borkronen. I konvensjonell boring strekker borestrengen seg fra riggen til borkronen gjennom et stigerør, og blir koblet til brønnhodet via en stabel av utblåsningssikring (engelsk: «Blowout Preventer Stack»), Stigerøret kobler brønnen til riggen og danner en lukket sløyfe for borefluidet. Borefluid og borkaks som kommer opp fra brønnhullet blir ført opp i det ringromformede området som er mellom stigerøret og borerøret og tilbake til riggen for behandling, gjenbruk, lagring og / eller behandling. Drilling on the seabed for the purposes of scientific or geotechnical investigations, or for hydrocarbon exploration and production, usually involves the rotation of a drill bit which is at the end of a drill string (or drill pipe) and which extends from a drilling platform to a drill bit. In a typical drilling system, which is used for drilling deep sections of a subsea well, drilling fluid (referred to as drilling mud) is pumped from a drilling rig down through a drill string and to a drill bit. The drilling fluid fulfills a number of different functions, which include providing hydrostatic pressure to control the entry of fluids from the formation into the wellbore, providing lubrication for the drill bit, keeping the bit cool during drilling, and transporting particulate material such as cuttings up and out of the the well and away from the bit. In conventional drilling, the drill string extends from the rig to the bit through a riser, and is connected to the wellhead via a stack of blowout preventer (English: "Blowout Preventer Stack"), The riser connects the well to the rig and forms a closed loop for the drilling fluid. Drilling fluid and cuttings that come up from the wellbore are led up into the annulus-shaped area that is between the riser and the drill pipe and back to the rig for treatment, reuse, storage and/or processing.
Figur la viser skjematisk et typisk boresystem 100, som blir brukt til å bore den øverste seksjonen 118 av brønnhullet 110, som blir kalt "topphull". Når topphullet 118 har blitt boret, blir det ikke installert noe stigerør mellom havbunnen og boreriggen 102, og siden det ikke finnes noen kanal for å returnere borefluid fra brønnen og tilbake til overflaten, blir boreslammet og borkaksen sluppet ut i subsea miljøet. Oppsett for anordninger for topphullsboring av denne typen fører til en rekke kommersielle og miljømessige utfordringer for operatørene. For det første, utslipp av borefluid og borkaks som kommer fra brønnen og inn i miljøet medfører forurensning. Borefluidene kan for eksempel være vannbaserte, oljebaserte eller syntetiske, men som alle vil kunne ha i seg forbindelser som kan være skadelig for det marine livet og tilstanden i subsea miljøet. I tillegg vil borkaksen i seg selv kunne være forurenset med hydrokarboner eller annet materiale som kommer fra formasjonen, og deres tilstedeværelse i det marine miljøet er ikke ønskelig. De mulige skadevirkninger på miljøet er stadig i fokus for å Figure la schematically shows a typical drilling system 100, which is used to drill the upper section 118 of the well hole 110, which is called "top hole". When the top hole 118 has been drilled, no riser is installed between the seabed and the drilling rig 102, and since there is no channel to return drilling fluid from the well back to the surface, the drilling mud and cuttings are released into the subsea environment. Setting up tophole drilling rigs of this type presents a number of commercial and environmental challenges for operators. Firstly, discharge of drilling fluid and cuttings from the well into the environment causes pollution. The drilling fluids can, for example, be water-based, oil-based or synthetic, but all of which can contain compounds that can be harmful to marine life and the condition of the subsea environment. In addition, the drilling cuttings themselves could be contaminated with hydrocarbons or other material coming from the formation, and their presence in the marine environment is not desirable. The possible harmful effects on the environment are constantly in focus to
regulere den industrien som er enegasjert i hydrokarbonleting og -produksjon. Over hele verden blir boreoperatørene utfordret av de som utarbeider reglene for å kunne forbedre miljøinnsatsen ved offshore boreoperasjoner. I mange tilfeller vil en lisens for å bore en subsea brønn være avhengig av å kunne vise til svært lave eller null utslipp av materialer til havet. For det andre vil typiske topphullsboreoperasjoner kunne kreve store volumer av borefluid, som er dyre å produsere og dessuten vanskelig å frakte til offshore lokasjoner. Det er derfor ønskelig å kunne gjenvinne borefluidet for behandling og gjenbruk der det er hensiktsmessig. regulate the industry that is exclusively engaged in hydrocarbon exploration and production. All over the world, the drilling operators are challenged by those who draw up the rules to be able to improve the environmental efforts of offshore drilling operations. In many cases, a license to drill a subsea well will depend on being able to demonstrate very low or zero emissions of materials to the sea. Secondly, typical tophole drilling operations may require large volumes of drilling fluid, which are expensive to produce and also difficult to transport to offshore locations. It is therefore desirable to be able to recover the drilling fluid for treatment and reuse where appropriate.
Selv om disse utfordringene er tydelige ved topphulls boreoperasjoner, vil boreoperatører også søke etter å utvikle boresystemer som er fullstendig uten stigerør, av ulike operasjonelle og kommersielle grunner, der hele brønnen vil bli boret uten stigerør. I slike boresystemer som er uten stigerør, blir de problemene som er beskrevet ovenfor forsterket, ettersom større mengder borefluid da vil bli sluppet ut i sjøen. Although these challenges are evident in tophole drilling operations, drilling operators will also seek to develop drilling systems that are completely riserless, for various operational and commercial reasons, where the entire well will be drilled without a riser. In such drilling systems that do not have risers, the problems described above are intensified, as larger quantities of drilling fluid will then be released into the sea.
Figur IB er det en skjematisk fremstilling av en kjent teknikk med et system for slamretur uten stigerør, som innbefatter en mottaksenhet for borefluid 122, en returlinje 124 og en pumpe 126. Borefluidet blir her pumpet opp fra mottaksenheten til en lagrings- eller en behandlingsenhet på overflaten. Figure IB is a schematic representation of a known technique with a system for mud return without a riser, which includes a receiving unit for drilling fluid 122, a return line 124 and a pump 126. Here, the drilling fluid is pumped up from the receiving unit to a storage or a treatment unit on the surface.
Et eksempel er beskrevet i US 4 149 603, og innbefatter en synkebrønn for slam, som har blitt koblet til et neddykket brønnhode og som støtter en mengde slam over brønnhodet. En toppåpning tillater at et borerør kan gå inn i synkebrønnen og passere gjennom synkebrønnen og inn i brønnen. Sjøvann vil da kunne være i stand til å gå inn i et øvre parti av synkebrønnen gjennom toppåpningen, men bare så langt som til den øvre overflaten av slammet. En slange, som er atskilt fira borestrengen, blir brukt til å frakte slam opp til overflaten. Et pumpemiddel blir brukt til å pumpe slam gjennom slangen og tilbake til overflaten, hvor pumpen blir driftet i avhengighet av det registrerte nivået av slam og borkaks som er støttet innenfor synkebrønnen. An example is described in US 4,149,603, and includes a mud sump, which has been connected to a submerged wellhead and which supports a quantity of mud above the wellhead. A top opening allows a drill pipe to enter the sinkhole and pass through the sinkhole and into the well. Seawater will then be able to enter an upper part of the sinkhole through the top opening, but only as far as the upper surface of the sludge. A hose, which is separated from the drill string, is used to transport mud up to the surface. A pumping means is used to pump mud through the tubing and back to the surface, where the pump is operated depending on the recorded level of mud and cuttings supported within the sinkhole.
Systemet som er beskrevet i EP 1 694 941 Bl og NO 318 767 Bl sies å forbedre det systemet som er vist i US 4 149 603 ved å innbefatte et filter for filtrering av dispergert materiale, så som svellende leire eller steiner fra boreslammet. Filtre i returstrømmen for slamlinjene har også blitt beskrevet i US 4 410 425 og US 4 599 172. Bruk av filtre for faste materialer vil kunne gi mindre problemer i slamretursystemet, men skaper et subsidiært problem med hensyn til hva som må gjøres med de faste materialene. Systemet i EP 1 694 941 har blitt utformet for å kunne gjenvinne 80 % til 90 % av borefluidet, der de store partiklene ikke vil være i stand til å passere filteret som tillates å gi overløp gjennom den åpne toppen på utstyret og ut til sjøen. The system described in EP 1 694 941 B1 and NO 318 767 B1 is said to improve upon the system shown in US 4 149 603 by including a filter for filtering dispersed material such as swelling clay or rocks from the drilling mud. Filters in the return flow of the sludge lines have also been described in US 4,410,425 and US 4,599,172. The use of filters for solids may cause less problems in the sludge return system, but creates a subsidiary problem with regard to what must be done with the solids . The system in EP 1 694 941 has been designed to be able to recover 80% to 90% of the drilling fluid, where the large particles will not be able to pass the filter which is allowed to overflow through the open top of the equipment and out to sea.
W099/15758 beskriver en apparatur og fremgangsmåte for boring, der det brukes en pumpe til å returnere borefluidet til overflaten gjennom en egen linje. Dokumentet erkjenner at det oppstår problemer ved passering av fluid som har medbrakte faste stoffer gjennom ventiler og pumper på retursegmentet for kretsen, og adresserer disse problemene ved bruk av et arrangement av gravitasjonsmatede filtre som er utformet for å kunne slippe ut på havbunnen. W099/15758 describes an apparatus and method for drilling, where a pump is used to return the drilling fluid to the surface through a separate line. The document recognizes that problems arise when passing fluid carrying solids through valves and pumps on the return segment of the circuit, and addresses these problems by using an arrangement of gravity-fed filters designed to discharge to the seabed.
Det er generelt et behov for å kunne forbedre miljøinnsatsen i offshore boreoperasjoner og redusere avfallet fra borefluid. De ovenfor beskrevne systemer av tidligere teknikk adresserer ikke på en tilstrekkelig måte det temaet som vedrører miljøgifter og forurensninger som blir slippet ut i et subsea miljø. Slike konfigurasjoner er derfor begrenset til lav- eller nullutslipps boreoperasjoner i deres anvendelser. There is generally a need to be able to improve the environmental effort in offshore drilling operations and reduce the waste from drilling fluid. The above-described prior art systems do not adequately address the issue of environmental toxins and pollutants that are released into a subsea environment. Such configurations are therefore limited to low or zero emission drilling operations in their applications.
Det er en målsetting med oppfinnelsen å kunne tilveiebringe en apparatur og / eller en fremgangsmåte for en boreoperasjon som fjerner eller i det minst begrenser ett eller flere av de ulempene som er ved de tidligere foreslåtte systemene. It is a goal of the invention to be able to provide an apparatus and/or a method for a drilling operation which removes or at least limits one or more of the disadvantages of the previously proposed systems.
Det er videre et mål i minst en utførelsesform av oppfinnelsen for å tilveiebringe en subsea boreapparatur og -fremgangsmåte, som er egnet for bruk i topphull og / eller for boreoperasjoner uten stigerør, og som har en forbedret håndtering av faste materialer og som gir mindre utslipp av borefluider og / eller borkaks til miljøet. Det er et mål i minst en utførelsesform av oppfinnelsen å tilveiebringe et boresystem som har vesentlig null utslipp av borefluider og / eller borkaks til miljøet. It is further an object in at least one embodiment of the invention to provide a subsea drilling apparatus and method, which is suitable for use in topholes and/or for drilling operations without a riser, and which has an improved handling of solid materials and which produces less emissions of drilling fluids and/or cuttings to the environment. It is a goal in at least one embodiment of the invention to provide a drilling system that has substantially zero emissions of drilling fluids and/or drilling cuttings into the environment.
Andre mål og formål med oppfinnelsen vil komme frem ved å lese gjennom den følgende beskrivelsen. Other aims and objects of the invention will become apparent by reading through the following description.
O ppsummering av oppfinnelsen Summary of the invention
Ifølge et første aspekt av oppfinnelsen blir det tilveiebrakt en fremgangsmåte for å håndtere fluider ved en subsea boring, der fremgangsmåten består av: å tilveiebringe et legeme ved et subsea brønnområde, hvor legemet definerer et kammer for å samle opp borefluid og medbrakte faste stoffer; According to a first aspect of the invention, a method is provided for handling fluids at a subsea drilling, where the method consists of: providing a body at a subsea well area, where the body defines a chamber to collect drilling fluid and entrained solids;
å ta i mot borefluid og medbrakte faste stoffer inn i kammeret fira et brønnhull på det området hvor subsea brønnen befinner seg; to receive drilling fluid and entrained solids into the chamber of a wellbore in the area where the subsea well is located;
å behandle borefluid og medbrakte faste stoffer på brannområdet for å bryte opp de medbrakte faste stoffene; treating drilling fluid and entrained solids in the fire area to break up the entrained solids;
å frakte prosessert borefluid og medbrakte faset stoffer opp til overflaten ved å pumpe borefluidet og de medbrakte faste stoffene gjennom en returkanal. to transport processed drilling fluid and entrained phased substances up to the surface by pumping the drilling fluid and the entrained solids through a return channel.
Innenfor konteksten av den forliggende oppfinnelsen bør begrepet "medbrakte faste stoffer" kunne bli tolket bredt til å bety hvilke som helst faste materialer som er til stede i eller som blir blandet sammen med borefluidet, og innbefatter borkaks, steiner, kampesteiner, leire og andre stive materialer fra borehullet og / eller formasjonen. Within the context of the present invention, the term "entrained solids" should be interpreted broadly to mean any solid materials present in or mixed with the drilling fluid, including cuttings, rocks, boulders, clays and other solids materials from the borehole and/or formation.
Fortrinnsvis omfatter prosesseringen av borefluidet og de medbrakte faste stoffene anvendelse av en mekanisk kraft på de medbrakte faste stoffene, som vil kunne omfatte en kraft fra en mekanisk kutter. Fortrinnsvis omfatter prosesseringen av borefluidet og de medbraket faste stoffene å kutte opp, bryte opp eller fluidisere de medbrakte faste stoffene med en roterende kutter. Den roterende kutteren vil kunne danne en seksjon av en kutterpumpe. Borefluidet og de medbrakte faste stoffene vil kunne bli prosessert ved, i eller ved siden av et fluidutløp for apparaturen. Preferably, the processing of the drilling fluid and the entrained solids includes the application of a mechanical force on the entrained solids, which could include a force from a mechanical cutter. Preferably, the processing of the drilling fluid and the entrained solids comprises cutting up, breaking up or fluidizing the entrained solids with a rotary cutter. The rotary cutter will be able to form a section of a cutter pump. The drilling fluid and the entrained solids will be able to be processed at, in or next to a fluid outlet for the equipment.
Fremgangsmåten vil også kunne omfatte pumping av det prosesserte borefluidet og de medbrakte faste stoffene med en pumpe som befinner seg ved brannområdet, og som vil kunne være plassert på, i, eller tilgrensende legemet, og vil kunne omfatte pumping av borefluidet og de medbrakte faste stoffene til en subsea pumpeenhet som befinner seg på et sted som er fjernet fra apparaturen. The procedure could also include pumping the processed drilling fluid and the entrained solids with a pump located at the fire area, which could be located on, in, or adjacent to the body, and could include pumping the drilling fluid and the entrained solids to a subsea pumping unit located in a location removed from the apparatus.
Fremgangsmåten vil kunne omfatte leding av strømmen med borefluidet og / eller de medbrakte faste stoffene til et fluidutløp eller et middel for å behandle borefluidet eller de medbrakte faste stoffene. Fremgangsmåten vil kunne omfatte aktuering av et strømningsretningsmiddel for å flytte den mellom en første, inoperativ tilbaketrukket posisjon og en andre operativ posisjon hvor det faste stoffet som er medbrakt av borefluidet blir ledet mot minst ett utløp av legemet eller et middel for prosessering av borefluidet eller de medbrakte faste stoffene. The method could include directing the flow with the drilling fluid and/or the entrained solids to a fluid outlet or a means for treating the drilling fluid or the entrained solids. The method could comprise actuation of a flow directing means to move it between a first, inoperative retracted position and a second operative position where the solid matter carried by the drilling fluid is directed towards at least one outlet of the body or a means for processing the drilling fluid or the entrained solids.
Det strømningsledende elementet vil kunne være et arrangement av rør og / eller ventiler, som vil kunne bli kontrollert fra et sted som er langt borte fra apparaturen. Alternativt, eller i tillegg, vil de strømningsledende midlene kunne omfatte en avbøyningsplate. The flow-conducting element could be an arrangement of pipes and/or valves, which could be controlled from a place far away from the apparatus. Alternatively, or in addition, the flow-conducting means could comprise a deflection plate.
Fremgangsmåten vil kunne omfatte en første driftsmodus, der borefluidet og de medbrakte faste stoffene vil kunne passere gjennom et utløp fra apparaturen, og en andre driftsmodus, der borefluidet og de medbrakte faste stoffene blir prosessert for å bli brutt opp eller for å få mindre størrelse på de medbrakte faste stoffene. The method could include a first operating mode, where the drilling fluid and the entrained solids will be able to pass through an outlet from the apparatus, and a second operating mode, where the drilling fluid and the entrained solids are processed to be broken up or to reduce the size of the entrained solids.
Fortrinnsvis omfatter fremgangsmåten å lede borefluidene og de medbrakte faste stoffene til et første utløp under en første driftsmodus, og lede borefluidene og de medbrakte faste stoffene mot et andre utløp under en andre driftsmodus, der det andre utløpet omfatter midler for behandling av borefluidene og de medbrakte faste stoffene. Preferably, the method comprises directing the drilling fluids and the entrained solids to a first outlet during a first operating mode, and directing the drilling fluids and the entrained solids towards a second outlet during a second operating mode, where the second outlet comprises means for treating the drilling fluids and the entrained the solids.
I henhold til et andre aspekt ved den forliggende oppfinnelsen er det tilveiebrakt en fremgangsmåte for å bore en subsea brønn, der fremgangsmåten omfattes av: å tilveiebringe et legeme til et område med subsea brønn, der legemet har et langsgående gjennomgående hull og som definerer et kammer for innsamling av borefluid og medbrakte faste stoffer; According to a second aspect of the present invention, there is provided a method for drilling a subsea well, where the method comprises: providing a body to an area of the subsea well, where the body has a longitudinal through hole and which defines a chamber for collecting drilling fluid and entrained solids;
å tilveiebringe en borestreng som strekker seg fra en boreplattform på havbunnen to provide a drill string extending from a drilling platform on the seabed
gjennom vannsøylen, slik at minst en del av borestrengen blir eksponert for subsea miljøet; through the water column, so that at least part of the drill string is exposed to the subsea environment;
å passere borestrengen gjennom legemet; passing the drill string through the body;
å bore en brønnseksjon samtidig med at det blir pumpet borefluid gjennom borestrengen og samle opp borefluid og medbrakte faste stoffer inn i kammeret; drilling a well section while pumping drilling fluid through the drill string and collecting drilling fluid and entrained solids into the chamber;
å prosessere borefluidet og de medbrakte faste stoffer på brannområdet for å bryte opp de medbrakte faste stoffene; processing the drilling fluid and entrained solids in the fire area to break up the entrained solids;
å frakte det prosesserte borefluidet og de medbrakte faste stoffene til overflaten ved å pumpe borefluidet og de medbrakte faste stoffene gjennom en returkanal. transporting the processed drilling fluid and the entrained solids to the surface by pumping the drilling fluid and the entrained solids through a return channel.
Utførelsesformer av det andre aspektet ved oppfinnelsen vil kunne omfattes av de foretrukne eller de valgfrie særtrekkene i det første aspektet ved oppfinnelsen og vice versa. Embodiments of the second aspect of the invention may be encompassed by the preferred or the optional features of the first aspect of the invention and vice versa.
Ifølge et tredje aspekt ved oppfinnelsen er det tilveiebrakt en apparatur for håndtering av fluider ved en subsea boring, der apparaturen omfattes av: et legeme ved et område for en subsea brønn, der legemet definerer et kammer for innsamling av borefluid og medbrakte faste stoffer fra et brønnhull ved området for subsea brønnen; According to a third aspect of the invention, there is provided an apparatus for handling fluids in a subsea drilling, where the apparatus is comprised of: a body at an area for a subsea well, where the body defines a chamber for collecting drilling fluid and entrained solids from a wellbore at the area of the subsea well;
midler for prosessering av borefluidet og de medbrakte faste stoffene på brannområdet for å bryte opp de medbrakte faste stoffene; means for processing the drilling fluid and the entrained solids in the fire area to break up the entrained solids;
minst ett utløp til legemet som er konfigurert for å bli koblet til en returkanal for å frakte det prosesserte borefluidet og de medbrakte faste stoffene opp til overflaten. at least one outlet to the body configured to be connected to a return conduit to carry the processed drilling fluid and entrained solids up to the surface.
Legemet vil kunne definere et langsgående gjennomgående hull som har en første øvre ende som er konfigurert for å kunne ta i mot en borestreng, og en andre nedre ende som er konfigurert for å kunne ta i mot borefluid og medbrakte faste stoffer fra brønnen. Kammeret vil derfor i det minste delvis kunne være definert av det gjennomgående hullet. The body will be able to define a longitudinal through hole which has a first upper end which is configured to be able to receive a drill string, and a second lower end which is configured to be able to receive drilling fluid and entrained solids from the well. The chamber will therefore be at least partially defined by the through hole.
Midlene for prosessering av borefluidet og de medbrakte faste stoffene vil kunne omfattes av en enhet som anvender en mekanisk kraft på de medbrakte faste stoffene, og / eller vil kunne omfattes av en mekanisk kutter. Fortrinnsvis omfatter enheten en roterende kutter. Den roterende kutteren vil kunne danne en del av en kutterpumpe. Midlene for prosessering vil kunne bli plassert på, i, eller ved et fluidutløp for apparaturen. The means for processing the drilling fluid and the entrained solids may be comprised of a unit that applies a mechanical force to the entrained solids, and/or may be comprised of a mechanical cutter. Preferably, the device comprises a rotary cutter. The rotary cutter will be able to form part of a cutter pump. The means for processing will be able to be placed on, in, or at a fluid outlet for the apparatus.
Midlene for prosessering av borefluidet og de medbrakte faste stoffene vil kunne innbefatte et arrangement for fluidspyling. Fortrinnsvis omfatter arrangementet for fluidspylingen en eller flere dyser som har blitt anordnet for å lede fluid radielt innover i apparaturen. Arrangementet for fluidspylingen vil kunne ta i mot et fluid, som blir valgt ut fra: vann (for eksempel sjøvann), boreslam, fluider som blir renset med kjemikalier, eller en kombinasjon av de som er nevnt ovenfor. The means for processing the drilling fluid and the entrained solids may include an arrangement for fluid flushing. Preferably, the arrangement for the fluid flushing comprises one or more nozzles which have been arranged to guide fluid radially into the apparatus. The arrangement for the fluid flushing will be able to receive a fluid, which is selected from: water (for example seawater), drilling mud, fluids that are cleaned with chemicals, or a combination of those mentioned above.
Apparaturen vil kunne omfatte en eller flere pumper. Pumpene vil kunne omfatte minst en lavtrykks roterende pumpe, som vil kunne være en kutterpumpe som har minst en roterende kutter inkludert i seg. The equipment may include one or more pumps. The pumps will be able to comprise at least one low-pressure rotary pump, which will be a cutter pump that has at least one rotary cutter included in it.
Midlene for prosessering vil kunne være konfigurert for å kunne bryte opp de medbrakte faste stoffene til en størrelse som er liten nok til at alle faste partikler, inkludert stein og borkaks, kan bli ført gjennom returledningen (inkludert ventiler og subsea pumper) for å bli fraktet til det stedet som er langt borte. Pumpen, kanalen og returledningen vil derfor kunne bli valgt ut for å ta til seg det største av de faste stoffene som blir medbrakt i etter-behandlingen av borefluidet, slik at det ikke er nødvendig med noen midler for å filtrere. The means for processing may be configured to break up the entrained solids to a size small enough that all solids, including rock and cuttings, can be passed through the return line (including valves and subsea pumps) to be transported to that place that is far away. The pump, the channel and the return line will therefore be able to be selected to absorb the largest of the solids that are brought along in the post-treatment of the drilling fluid, so that no means of filtering are necessary.
Apparaturen vil kunne bli konfigurert til å bli koblet til et subsea brønnhode. Alternativt vil apparaturen kunne bli konfigurert til å bli montert på havbunnen, for eksempel via en basis med pigger. The equipment will be able to be configured to be connected to a subsea wellhead. Alternatively, the apparatus could be configured to be mounted on the seabed, for example via a base with spikes.
Apparaturen vil kunne omfatte et strømningsledende element som har blitt anordnet i legemet, og som vil kunne være bevegelig mellom en første, inoperativ, tilbaketrukket posisjon, og en andre operativ posisjon, der de medbrakte faste stoffene som er i borefluidet blir ledet mot det minst ene utløpet til legemet. The apparatus may comprise a flow-conducting element which has been arranged in the body, and which may be movable between a first, inoperative, retracted position, and a second operative position, where the entrained solids that are in the drilling fluid are directed towards at least one outlet to the body.
Fortrinnsvis omfatter apparaturen en avbøyningsplate. Preferably, the apparatus comprises a deflection plate.
Det strømningsledende elementet er spesielt nyttig for avledning eller avbøyning av stive materialer, så som leire-type materialer i borefluide,t som ellers vil kunne ha en tendens til å bevege seg vertikalt gjennom apparaturen i retning av borerøret. The flow-conducting element is particularly useful for diverting or deflecting rigid materials, such as clay-type materials in the drilling fluid, which would otherwise tend to move vertically through the apparatus in the direction of the drill pipe.
Utførelsesformer av det tredje aspektet ved oppfinnelsen vil kunne omfattes av de foretrukne eller valgfrie særtrekkene av de første eller andre aspektene ved oppfinnelsen og vice versa. Embodiments of the third aspect of the invention may be encompassed by the preferred or optional features of the first or second aspects of the invention and vice versa.
Ifølge et fjerde aspekt ved oppfinnelsen vil det bli tilveiebrakt en apparatur for håndtering av fluider ved en subsea boring, der apparaturen omfattes av: et legeme som har blitt konfigurert til å bli plassert på et område for en subsea brønn, der legemet definerer et kammer for innsamling av borefluid og medbrakte faste stoffer fra et brønnhull på det området hvor brønnen befinner seg; According to a fourth aspect of the invention, there will be provided an apparatus for handling fluids at a subsea well, where the apparatus is comprised of: a body that has been configured to be placed in an area for a subsea well, where the body defines a chamber for collection of drilling fluid and entrained solids from a wellbore in the area where the well is located;
et utløp til legemet som er konfigurert for å bli koblet til en returkanal for å frakte borefluid og medbrakte faste stoffer til overflaten, og an outlet to the body configured to be connected to a return conduit to carry drilling fluid and entrained solids to the surface, and
et strømningsledende element som er anordnet i legemet, og det strømningsledende elementet er bevegelig mellom en første, inoperativ, tilbaketrukket posisjon og en andre operativ posisjon der faste stoffer som har blitt medbrakt i borefluidet blir ledet mot det minst ene utløpet til legemet. a flow-conducting element which is arranged in the body, and the flow-conducting element is movable between a first, inoperative, retracted position and a second operative position where solids which have been entrained in the drilling fluid are directed towards the at least one outlet of the body.
Fortrinnsvis omfatter apparaturen en avbøyningsplate. Preferably, the apparatus comprises a deflection plate.
Det strømningsledende elementet er spesielt nyttig for avbøyning eller avledning av stive materialer, så som leire-type materialer i borefluidet som ellers vil kunne ha en tendens til å bevege seg vertikalt gjennom apparaturen i retning av borestrengen. The flow conducting element is particularly useful for deflecting or diverting rigid materials, such as clay-type materials in the drilling fluid that would otherwise tend to move vertically through the apparatus in the direction of the drill string.
Apparaturen vil kunne omfattes av midler for prosessering av borefluid og medbrakte faste stoffer i brønnområdet for å bryte opp de medbrakte faste stoffene. The equipment could include means for processing drilling fluid and entrained solids in the well area to break up the entrained solids.
Utførelsesformer av det fjerde aspekt ved oppfinnelsen vil kunne omfatte de foretrukne eller de valgfrie særtrekkene som er i første til tredje aspekter av oppfinnelsen og vice versa. Embodiments of the fourth aspect of the invention may include the preferred or optional features that are in the first to third aspects of the invention and vice versa.
Ifølge et femte aspekt ved den forliggende oppfinnelsen er det tilveiebrakt en fremgangsmåte for håndtering av fluid ved en subsea boring, der fremgangsmåten According to a fifth aspect of the present invention, there is provided a method for handling fluid in a subsea drilling, where the method
omfattes av: covered by:
å tilveiebringe et legeme til område for en subsea brønn, der legemet definerer et kammer for innsamling av borefluid og medbrakte fast stoff, og som omfattes av et strømningsledende element; providing a body for the area of a subsea well, where the body defines a chamber for collecting drilling fluid and entrained solids, and which is comprised by a flow conducting element;
å ta i mot borefluid og medbrakte faste stoffer inn i kammeret fra et brønnhull på området for subsea brønnen, og to receive drilling fluid and entrained solids into the chamber from a wellbore in the area of the subsea well, and
å aktuere det strømningsledende elementet for å bevege det mellom en første, inoperativ, tilbaketrukket posisjon og en andre operativ posisjon, der de faste stoffene som er medbrakt av borefluidet blir ledet mot minst ett utløp til legemet. actuating the flow conducting element to move it between a first, inoperative, retracted position and a second operative position, wherein the solids entrained by the drilling fluid are directed toward at least one outlet to the body.
Fortrinnsvis omfatter fremgangsmåten å frakte borefluid og medbrakte faste stoffer til overflaten ved å pumpe borefluid og de medbrakte faste stoffene gjennom en returkanal. Fremgangsmåten vil kunne omfattes av prosessering av borefluidet og medbrakte faste stoffer på området for subsea brønnen for å bryte opp det medbrakte faste stoffet, før borefluid og medbrakte fast stoff blir fraktet. Preferably, the method comprises transporting drilling fluid and entrained solids to the surface by pumping drilling fluid and the entrained solids through a return channel. The procedure could include processing the drilling fluid and entrained solids in the area of the subsea well to break up the entrained solids, before the drilling fluid and entrained solids are transported.
Utførelsesformer av det femte aspektet ved oppfinnelsen vil kunne omfatte de foretrukne eller valgfrie særtrekkene som er i første til fjerde aspekter av oppfinnelsen og vice versa. Embodiments of the fifth aspect of the invention may include the preferred or optional features that are in the first to fourth aspects of the invention and vice versa.
Kort beskrivelse av tegninger Brief description of drawings
Aspekter og fordeler ved den forliggende oppfinnelsen vil bli innlysende ved å lese den følgende detaljerte beskrivelsen av de foretrukne utførelsesformene og ved henvisning til de tegningene som følger, der: Figur IA er en skjematisk fremstilling av en kjent teknikk for et subsea boresystem for en topphulls brønnseksjon; Figur IB er en skjematisk fremstilling av en kjent teknikk for et subsea boresystem for boring uten stigerør med en returkanal for borefluidet; Figur 2 er en skjematisk fremstilling av et subsea boresystem i samsvar med en første utførelsesform av oppfinnelsen; Figurer 3A, 3B og 3C er henholdsvis snittede, topp og isometrisk avkuttede riss gjennom en apparatur som blir brukt i systemet av Figur 2; Figur 4A er et snittet riss gjennom en apparatur i samsvar med en alternativ utførelsesform av oppfinnelsen; Figur 4B er et topp riss av apparaturen av figur 4A; Figur 4C er et topp riss av apparaturen av Figur 4B i en operativ tilstand (med ledetrakten fjernet for å få klarhet med de interne komponentene); Figur 5 er et skjematisk langsgående snitt gjennom en apparatur i samsvar med en ytterligere alternativ utførelsesform ved oppfinnelsen. Aspects and advantages of the present invention will become apparent by reading the following detailed description of the preferred embodiments and by reference to the drawings that follow, in which: Figure IA is a schematic representation of a known technique for a subsea drilling system for a tophole well section ; Figure IB is a schematic representation of a known technique for a subsea drilling system for drilling without a riser with a return channel for the drilling fluid; Figure 2 is a schematic representation of a subsea drilling system in accordance with a first embodiment of the invention; Figures 3A, 3B and 3C are cross-sectional, top and isometric cut-away views, respectively, through an apparatus used in the system of Figure 2; Figure 4A is a sectional view through an apparatus in accordance with an alternative embodiment of the invention; Figure 4B is a top view of the apparatus of Figure 4A; Figure 4C is a top view of the apparatus of Figure 4B in an operational state (with the baffle removed for clarity of the internal components); Figure 5 is a schematic longitudinal section through an apparatus in accordance with a further alternative embodiment of the invention.
Detaljert beskrivelse Detailed description
Som beskrevet ovenfor, viser Figur IA og IB boresystemer i henhold til den tidligere teknikken, og danner ikke en del av den forliggende oppfinnelsen. As described above, Figures IA and IB show drilling systems according to the prior art, and do not form part of the present invention.
Figur 2 viser et skjematisk system i henhold til en første utførelsesform av oppfinnelsen, som oftest betegnet med 200. Systemet 200 omfatter en apparatur 202 som har blitt anordnet på et brønnhode 204 på havbunnen 205. En borestreng 206 strekker seg fra en borerigg 208 gjennom vannsøylen til apparaturen 202, og gjennom apparaturen 202 og inn i brønnen (ikke vist). En subsea slange 210 forbinder apparaturen 202 til en subsea Figure 2 shows a schematic system according to a first embodiment of the invention, which is most often denoted by 200. The system 200 comprises an apparatus 202 which has been arranged on a wellhead 204 on the seabed 205. A drill string 206 extends from a drilling rig 208 through the water column to the apparatus 202, and through the apparatus 202 and into the well (not shown). A subsea hose 210 connects the apparatus 202 to a subsea
pumpeenhet 212, og en kanal 214 gir en returlinje fira subsea pumpen 212 til overflaten. Reguleringslinjene 218 kobler subsea pumpeenheten 212 sammen med apparaturen 202. pump unit 212, and a channel 214 provides a return line for the subsea pump 212 to the surface. The regulation lines 218 connect the subsea pump unit 212 together with the apparatus 202.
Figur 2A til 2C viser skjematisk apparaturen 202, som har blitt anordnet på brønnhodet 204 og blitt penetrert av borestrengen 206. Apparaturen 202 består av et legeme 220 som definerer et langsgående gjennomgående hull 222 gjennom apparaturen. En første, øvre ende 224 av apparaturen har en åpning 226 som tar i mot borestrengen 206. En annen, nedre ende 228 av legemet 220 har en koplingsenhet som kopler legemet 220 til Figures 2A to 2C schematically show the apparatus 202, which has been arranged on the wellhead 204 and has been penetrated by the drill string 206. The apparatus 202 consists of a body 220 which defines a longitudinal through hole 222 through the apparatus. A first, upper end 224 of the apparatus has an opening 226 that receives the drill string 206. Another, lower end 228 of the body 220 has a coupling unit that connects the body 220 to
brønnhodet 204 ved hjelp av et «drop-on» inngrep. the wellhead 204 using a "drop-on" intervention.
Legemet har en rekke fluidutløp 228 (i dette tilfellet tre fluidutløp 228a, 228b, 228c) som har blitt plassert mellom første og andre ende, og har blitt vesentlig anordnet radialt på legemet 220. Utløpene 228 tillater passasje av væske radielt utover fra et kammer som er definert av legemet 220, og som vil bli nærmere beskrevet nedenfor. The body has a series of fluid outlets 228 (in this case three fluid outlets 228a, 228b, 228c) which have been placed between the first and second ends, and have been arranged substantially radially on the body 220. The outlets 228 allow the passage of fluid radially outward from a chamber which is defined by the body 220, and which will be described in more detail below.
Apparaturen omfatter også en ramme 230, som støtter pumper 232 som har blitt plassert på hvert av de respektive utløpene 228a og 228b. Innløpene til pumpene 232 danner sub-kammere 234 som strekker seg radialt utover fra det største kammeret på periferisk atskilte steder (i dette tilfellet diametralt motsatte). Plassert innenfor hvert sub-kammer 234 er en kuttermekanisme 236, som i dette tilfellet er en roterende kutter som har blitt plassert på pumpens akse. Kuttermekanismen 236 blir aktivert sammen med pumpens drivmekanisme for mekanisk å kunne bryte opp og / eller fluidisere gumbo og andre faste stoffer som er inneholdt i fluidreturen. The apparatus also includes a frame 230, which supports pumps 232 which have been placed on each of the respective outlets 228a and 228b. The inlets of the pumps 232 form sub-chambers 234 which extend radially outward from the largest chamber at circumferentially spaced locations (in this case, diametrically opposite). Located within each sub-chamber 234 is a cutter mechanism 236, which in this case is a rotary cutter that has been placed on the axis of the pump. The cutter mechanism 236 is activated together with the pump's drive mechanism to be able to mechanically break up and/or fluidize the gumbo and other solids contained in the fluid return.
Utløpene 237 fra hver av pumpene 232 blir koblet inn i utløpet 228c, som igjen blir koblet til subsea slangen 210.1 denne utførelsesformen har akslingene i pumpene 232 og utløpene 228a, 228b blitt noe skråstilt oppover (i en retning som beveger seg vekk fra legemet) for å forhindre at fluider og faste stoffer blir akkumulert i utløpene på sub-kammeret på oppstrømssiden av pumpene. The outlets 237 from each of the pumps 232 are connected into the outlet 228c, which in turn is connected to the subsea hose 210. In this embodiment, the shafts in the pumps 232 and the outlets 228a, 228b have been slightly inclined upwards (in a direction that moves away from the body) for to prevent fluids and solids from accumulating in the outlets of the sub-chamber on the upstream side of the pumps.
Hver pumpe er en lavtrykkspumpe som er i stand til å generere et trykk på opp til ca 30m mlc (meter væskesøyle eller 'trykk'). Formålet med pumpene 232 (i tillegg til deres funksjon av å bryte opp eller fluidisere) er å gjøre at borefluid og medbrakte faste stoffer får anledning til å strømme ut av kammeret og langsmed slangen 214 til subsea pumpeenheten 212. Pumpene vil kunne være i stand til å generere et positivt trykk, som er tilstrekkelig til å kunne blåse opp slangen 214 mot det hydrostatiske trykket, og sikre at borefluid og medbrakte faste stoffer passerer hoved subsea pumpeenheten 212. Hoved subsea pumpeenheten 212 har som funksjon å pumpe blandingen av borefluid og faste stoffer opp til overflaten, og vil kunne være i stand til å generere et trykk på omtrent 400 mlc. Each pump is a low-pressure pump capable of generating a pressure of up to approximately 30m mlc (meters of liquid column or 'pressure'). The purpose of the pumps 232 (in addition to their function of breaking up or fluidizing) is to cause drilling fluid and entrained solids to flow out of the chamber and along the hose 214 to the subsea pump unit 212. The pumps will be able to to generate a positive pressure, which is sufficient to be able to inflate the hose 214 against the hydrostatic pressure, and ensure that drilling fluid and entrained solids pass the main subsea pump unit 212. The main subsea pump unit 212 has the function of pumping the mixture of drilling fluid and solids up to the surface, and will be able to generate a pressure of approximately 400 mlc.
Drift av systemet vil nå bli beskrevet med henvisning til Figurer 2 til 3. Under boring blir borestrengen 206 rotert mens borefluid blir pumpet ned i midten av borestrengen, gjennom borkronen (ikke avbildet) og oppover i det ringromformede området som er mellom borehullsveggen og borestrengen. Borefluid blir samlet i kammeret som er definert av legemet og innbefatter medbrakte faste stoffer, for eksempel borkaks, steiner, steiner, leire og andre stive materialer fra borehullet og / eller formasjonen. De medbrakte faste stoffene går ikke lett gjennom resten av retursystemene uten å ha blitt behandlet først, og systemet 200 vil kunne være i stand til å behandle blandingen av borefluidet og de medbrakte faste stoffene ved brannområdet for apparaturen. Kutterpumpene 232 blir aktivert for å kunne bryte opp og / eller fluidisere de medbrakte faste stoffene, som deretter blir pumpet gjennom subsea slangen 214 til subsea pumpeenheten 212. Subsea pumpen 212 genererer et tilstrekkelig trykk til å kunne pumpe blandingen av det prosesserte borefluidet og borkaksen opp til overflaten, hvor den blir behandlet eller lagret for gjenbruk eller sikker avhending. Pumpeenheten 212 og pumpene 232 (når aktivert) vil sammen styre fluidnivået i legemet 220, og hindrer det i å flømme over i det omkringliggende havet og hindre sjøvann i å komme inn i fluidutløpene. Operation of the system will now be described with reference to Figures 2 to 3. During drilling, the drill string 206 is rotated while drilling fluid is pumped down the center of the drill string, through the drill bit (not shown) and up into the annular space that is between the borehole wall and the drill string. Drilling fluid is collected in the chamber defined by the body and includes entrained solids, such as cuttings, rocks, stones, clay and other rigid materials from the borehole and/or formation. The entrained solids do not easily pass through the rest of the return systems without being treated first, and the system 200 will be able to treat the mixture of the drilling fluid and the entrained solids at the fire area of the apparatus. The cutter pumps 232 are activated to be able to break up and/or fluidize the entrained solids, which are then pumped through the subsea hose 214 to the subsea pump unit 212. The subsea pump 212 generates a sufficient pressure to be able to pump the mixture of the processed drilling fluid and the cuttings up to the surface, where it is treated or stored for reuse or safe disposal. The pump unit 212 and the pumps 232 (when activated) will together control the fluid level in the body 220, preventing it from overflowing into the surrounding sea and preventing seawater from entering the fluid outlets.
Ved å prosessere borefluidet og de medbrakte faste stoffene ved brannområdet, og i apparaturen som er plassert på brønnhodet, er det mulig å la mer (og helst alt) av returmateriale passere fra boreoperasjonen gjennom subsea pumpeenheten og pumpe returmaterialene opp til overflaten. Dette reduserer de problemene som er knyttet til utslipp av boreavfall til havbunnen og unngår de ulempene som er ved filtrering, mens man samtidig får redusert skader på pumpeenheten, ventiler i retursystemet, og på selve fluidreturledningen. By processing the drilling fluid and the entrained solids at the fire area, and in the equipment placed on the wellhead, it is possible to let more (and preferably all) of the return material pass from the drilling operation through the subsea pumping unit and pump the return materials up to the surface. This reduces the problems associated with the discharge of drilling waste to the seabed and avoids the disadvantages of filtration, while at the same time reducing damage to the pump unit, valves in the return system and to the fluid return line itself.
Systemet 200 vil kunne være i stand til å bli driftet i dobbeltmodus. Når borefluidet inneholder et lite volum av medbrakte faste stoffer, eller dersom de medbrakte faste stoffene er finfordelte og lette å håndtere, vil det ikke være nødvendig å operere pumper 232.1 stedet vil et arrangement av rør og ventiler kunne lede strømningen til kanalen 228c (som ikke har en tilsvarende pumpe) ut fra legemet 220 og inn i slangen 214. Når borefluidet inneholder et større volum av medbrakte faste stoffer, eller dersom de faste stoffene er store eller stive nok til å kunne skape problemer i subsea pumpeenheten 212 eller andre deler av retursystem, så vil pumpene bli aktivert og ventilene vil kunne bli styrt for å forhindre fluid i å strømme ut fra utløpet 228c, med all strømmen ledet ut gjennom pumpene 232 og utløpene 228a og 228b. Tilstedeværelsen av faste stoffer blir registrert ved endringer i sugetrykket i området for sub kammeret 234 ved innløpene for pumpene 232. Faste stoffer som ikke på en lett måte vil kunne bli pumpet til overflaten danner en delvis blokkering av utløpene for kammeret, hvilket fører til et økt sugetrykk i sub kammere 234. Disse endringene i sugetrykk blir oppdaget av trykksensorer (vises ikke) som er plassert i sub kammere, og som gir trykkdata til overflaten via kontrollinjene. Ventilene er regulerbare via reguleringslinjer til subsea pumpeenheten (og til slutt fra overflaten), men vil også kunne være i stand til å foreta manuelle operasjoner. En fordel med den beskrevne konfigurasjonen er at det alltid er et fluidutløp som er tilgjengelig, selv om pumpene skulle svikte, der fluid vil kunne bli sirkulert. En annen fordel er at utløpet 228c tilveiebringer et inngangssted for å kunne spyle fluid gjennom systemet, for eksempel for å kunne rengjøre pumpene. En fordel med en drift i dobbeltmodus er at pumpene 232 kun trenger å bli driftet når dette er nødvendig for å få en riktig virkemåte og / eller få en beskyttelse av subsea pumpen 212 og returledningssystemet, etter som det generelt vil kunne være gunstig å ikke ytterligere fluidisere blanding av et borefluid og medbrakte faste stoffer som allerede er pumpbar. For eksempel vil ytterligere eller overdreven fluidisering av en pumpbar blanding av et fluid og faste stoffer forårsake problemer ved senere behandlingen av boreretur for å separere faste stoffer fra borefluidet; der konvensjonelle separatorer av rister-type vil kunne være ute av stand til å fjerne de svært finfordelte partiklene fra blandingen. The system 200 will be able to be operated in dual mode. When the drilling fluid contains a small volume of entrained solids, or if the entrained solids are finely divided and easy to handle, it will not be necessary to operate pumps 232.1 instead, an arrangement of pipes and valves will be able to direct the flow to channel 228c (which is not has a corresponding pump) out from the body 220 and into the hose 214. When the drilling fluid contains a larger volume of entrained solids, or if the solids are large or stiff enough to cause problems in the subsea pump unit 212 or other parts of the return system , then the pumps will be activated and the valves will be able to be controlled to prevent fluid from flowing out of the outlet 228c, with all the flow directed out through the pumps 232 and the outlets 228a and 228b. The presence of solids is registered by changes in the suction pressure in the area of the sub-chamber 234 at the inlets of the pumps 232. Solids that cannot be easily pumped to the surface form a partial blockage of the outlets for the chamber, which leads to an increased suction pressure in sub chambers 234. These changes in suction pressure are detected by pressure sensors (not shown) which are placed in sub chambers, and which provide pressure data to the surface via the control lines. The valves are adjustable via control lines to the subsea pump unit (and eventually from the surface), but will also be capable of manual operations. An advantage of the described configuration is that there is always a fluid outlet available, even if the pumps should fail, where fluid can be circulated. Another advantage is that the outlet 228c provides an entry point to be able to flush fluid through the system, for example to be able to clean the pumps. An advantage of a dual-mode operation is that the pumps 232 only need to be operated when this is necessary to obtain a correct operation and / or obtain a protection of the subsea pump 212 and the return line system, after which it would generally be advantageous not to further fluidize mixture of a drilling fluid and entrained solids that is already pumpable. For example, further or excessive fluidization of a pumpable mixture of a fluid and solids will cause problems in later processing of drill return to separate solids from the drilling fluid; where conventional shaker-type separators will be unable to remove the very finely divided particles from the mixture.
Figurer 4A til 4C viser en apparatur i henhold til en ytterligere alternativ utførelsesform av oppfinnelsen, som oftest betegnet med 400, som er tilsvarende apparaturen 202 og som vil kunne bli forstått ut fra figurer 2 og 3 og den tilhørende beskrivelsen. Apparaturen har et legeme 402 med en øvre ende som ligger en ledetrakt 408. En lavere ende blir montert på et brønnhode 403. Imidlertid skiller apparaturen 400 seg fra apparaturen 202 ved at den innbefatter et enkelt utløp 428, som definerer et sub kammer 434, og hvor det er plassert en pumpe 432. Pumpen er en kutterpumpe, som er tilsvarende pumpen 232, og som innbefatter en kuttemekanisme for å bryte opp og / eller fluidisere faste stoffer som er medbrakt i borefluidreturen. Apparaturen 400 innbefatter også et strømningsledende element i form av en avbøyningsplate 410. Avbøyningsplaten 410 er montert i legemet 402 av apparaturen på en dreietapp, og er bevegelig mellom en inoperativ posisjon, der den er satt inn i en utsparing på den innvendige veggen av legemet (Figur 4B), og en operativ posisjon, der den strekker seg ut i samsvar med det gjennomgående hullet 412 som har blitt definert av legemet (figur 4A og 4C). Samtidig med at den er i sin operative posisjon, slik som er vist i figur 4B, blir avbøyningsplaten trukket tilbake for å tilveiebringe vesentlig fullstendig eller fullstendig boretilgang for det gjennomgående hullet 412. Dette tillater for passasje av boreutstyr (herunder krager, koplinger, stabilisatorer og borkroner) gjennom apparaturen og inn i brønnen. I den operative posisjon, som er vist i figur 4A og 4C, virker avbøyningsplaten slik at den leder borefluider, og spesielt medbrakte faste stoffer mot utløpet 428 og pumper 432, for prosessering og pumping til returlinjen. Figures 4A to 4C show an apparatus according to a further alternative embodiment of the invention, which is most often denoted by 400, which corresponds to the apparatus 202 and which will be understood from figures 2 and 3 and the associated description. The apparatus has a body 402 with an upper end housing a guide funnel 408. A lower end is mounted on a wellhead 403. However, the apparatus 400 differs from the apparatus 202 in that it includes a single outlet 428, which defines a sub chamber 434, and where a pump 432 is placed. The pump is a cutter pump, which is similar to the pump 232, and which includes a cutting mechanism to break up and / or fluidize solids that are carried in the drilling fluid return. The apparatus 400 also includes a flow-conducting element in the form of a deflection plate 410. The deflection plate 410 is mounted in the body 402 of the apparatus on a pivot, and is movable between an inoperative position, where it is inserted into a recess on the inner wall of the body ( Figure 4B), and an operative position, where it extends in accordance with the through hole 412 that has been defined by the body (Figures 4A and 4C). While in its operative position, as shown in Figure 4B, the deflector plate is retracted to provide substantially complete or complete drilling access for the through hole 412. This allows for the passage of drilling equipment (including collars, couplings, stabilizers and drill bits) through the equipment and into the well. In the operative position, shown in Figures 4A and 4C, the deflector plate acts to direct drilling fluids, and particularly entrained solids, towards outlet 428 and pumps 432, for processing and pumping to the return line.
Avbøyningsplaten vil kunne bli flyttet til sin operative posisjon etter at store komponenter av boreutstyret har passert gjennom apparaturen, eller vil alternativt kunne bli driftet som respons på registrering av faste stoffer i strømmen av returfluid (som igjen er ved registrering av endringer i sugetrykk i området for innløpet til pumpen). The deflection plate will be able to be moved to its operative position after large components of the drilling equipment have passed through the apparatus, or alternatively will be able to be operated in response to the detection of solids in the flow of return fluid (which is in turn by detection of changes in suction pressure in the area of the inlet to the pump).
Figur 5 er et langsgående snitt gjennom en apparatur i henhold til et ytterligere alternativt aspekt ved oppfinnelsen, generelt vist som 500. Denne utførelsesformen er tilsvarende den for apparaturen 400 og vil kunne bli forstått ut fra Figurer 2 til 4 og den tilhørende beskrivelsen. Apparaturen har et legeme 502 med en øvre ende, hvor det har blitt plassert en ledetrakt 508. Et enkelt utløp 528 er tilveiebrakt, og definerer et sub kammer 534 hvor det er plassert en kutterpumpe 532. En kobling 503 tillater at apparaturen vil kunne bli koblet til et brønnhode (ikke vist). Figure 5 is a longitudinal section through an apparatus according to a further alternative aspect of the invention, generally shown as 500. This embodiment is similar to that of the apparatus 400 and will be understood from Figures 2 to 4 and the associated description. The apparatus has a body 502 with an upper end, where a guide funnel 508 has been placed. A single outlet 528 is provided, defining a sub chamber 534 where a cutter pump 532 is placed. A coupling 503 allows the apparatus to be connected to a wellhead (not shown).
Apparaturen 500 omfatter også en mekanisme for å bryte opp stive materialer så som leirematerialer eller oljebaserte fluider og materialer som passerer gjennom den nedre seksjonen av apparaturen. I denne utførelsesformen, er mekanismen en spylering 510, som er knyttet til tilførsel av rent boreslam fra overflaten eller fra en subsea lagertank. En pumpe (ikke vist) injiserer boreslammet under trykk radielt gjennom spyleringen og innover mot midten av det gjennomgående hullet, hvilket danner en turbulent strømning og bryter opp stive materialer etter hvert som de kommer inn i apparaturen. I alternative utførelsesformer vil alternative fluidkilder kunne bli brukt som spylering, for eksempel, vil vannet kunne bli pumpet fra sjøen eller fra en slange; kjemikalier så som glykol vil kunne bli tilført for å forbedre rengjøringseffekten, eller borefluider vil kunne bli tilveiebrakt fra returlinjen 214. Spyleringen 510 vil kunne bli brukt med eller uten en Apparatus 500 also includes a mechanism for breaking up rigid materials such as clay materials or oil-based fluids and materials passing through the lower section of the apparatus. In this embodiment, the mechanism is a flush ring 510, which is associated with the supply of clean drilling mud from the surface or from a subsea storage tank. A pump (not shown) injects the drilling mud under pressure radially through the flush ring and inward toward the center of the through hole, creating a turbulent flow and breaking up rigid materials as they enter the apparatus. In alternative embodiments, alternative fluid sources could be used as flushing, for example, the water could be pumped from the sea or from a hose; chemicals such as glycol could be added to improve the cleaning effect, or drilling fluids could be supplied from the return line 214. The flushing ring 510 could be used with or without a
pumpe og / eller en kutterumpe. pump and/or a cutter butt.
De utførelsesformerne som er beskrevet ovenfor innbefatter en subsea pumpe som pumper returfluidet til overflaten, og som arbeider sammen med en lavtrykkspumpe på brønnhodet som gjør at fluid- og kaksblandingen blir ført til subsea anlegget. I alternative utførelsesformer vil en separat subsea pumpeenhet kunne utelates, der pumpen blir plassert på brannområdet og som blir integrert med kammeret som tilveiebringer tilstrekkelig trykk for å pumpe blandingen av borefluid og faste stoffer til overflaten. En slik utførelsesform vil for eksempel kunne være en fordel i applikasjoner der det er grunt vann. The embodiments described above include a subsea pump which pumps the return fluid to the surface, and which works together with a low pressure pump on the wellhead which causes the fluid and cake mixture to be taken to the subsea facility. In alternative embodiments, a separate subsea pump unit could be omitted, where the pump is placed on the fire area and is integrated with the chamber that provides sufficient pressure to pump the mixture of drilling fluid and solids to the surface. Such an embodiment could, for example, be an advantage in applications where there is shallow water.
Det vil være innlysende for en som er dyktig innen faget, at særtrekkene ved de ovenfor beskrevne utførelsesformer av oppfinnelsen vil kunne bli kombinert på andre måter enn de som er uttrykkelig beskrevet. For eksempel vil de ulike komponentene i apparaturen kunne brukes om hverandre, og de særtrekkene som er spesifikke for de bestemte systemene 200, 400 og 500 vil kunne bli innlemmet i andre systemer som har blitt beskrevet her. For eksempel, selv om de beskrevne utførelsesformene av oppfinnelsen blir montert på brønnhoder, vil det være innlysende at alle utførelsesformer av oppfinnelsen vil kunne bli tilpasset et subsea brønnhode eller en spydbasis med eller uten et skjørt som kan trenge ned i havbunnen. It will be obvious to one skilled in the art that the features of the above-described embodiments of the invention will be able to be combined in other ways than those expressly described. For example, the various components of the apparatus will be able to be used interchangeably, and the features that are specific to the particular systems 200, 400 and 500 will be able to be incorporated into other systems that have been described here. For example, even if the described embodiments of the invention are mounted on wellheads, it will be obvious that all embodiments of the invention will be able to be adapted to a subsea wellhead or a spear base with or without a skirt that can penetrate into the seabed.
Oppfinnelsen tilveiebringer en apparatur og en fremgangsmåte for håndtering av borefluid under en subsea boreoperasjon. Fremgangsmåten omfattes av å gi et legeme på et område med en subsea brønn og å ta i mot borefluid og medbrakte faste stoffer inn i kammeret fra et brønnhull ved det området som er ved brønnen. Borefluid og medbrakte fluider blir prosessert på brannområdet for å bryte opp de medbrakte faste stoffene, og det prosesserte borefluidet og de medbrakte faste stoffene blir fraktet til overflaten ved å pumpe borefluidet og de medbrakte faste stoffene gjennom en returkanal. The invention provides an apparatus and a method for handling drilling fluid during a subsea drilling operation. The method includes providing a body in an area with a subsea well and receiving drilling fluid and entrained solids into the chamber from a well hole at the area that is next to the well. Drilling fluid and entrained fluids are processed at the fire area to break up the entrained solids, and the processed drilling fluid and entrained solids are transported to the surface by pumping the drilling fluid and entrained solids through a return channel.
Den foreliggende oppfinnelsen løser behovet for å forbedre håndtering av faste stoffer ved offshore boreoperasjoner, samtidig med at det blir opprettholdt høye standarder for miljøprestasjoner og reduksjon av avfall fra borefluid. Utførelsesformer ved oppfinnelsen gjenoppretter alle eller en vesentlig del av de forurensede materialene fra en boreoperasjon, og egner seg til boreoperasjoner med null utslipp. Oppfinnelsen har særlig anvendelse for boreoperasjoner uten stigerør, så som topphulls boring og boring som er fullstendig uten stigerør. The present invention solves the need to improve handling of solids in offshore drilling operations, while maintaining high standards for environmental performance and reduction of waste from drilling fluid. Embodiments of the invention recover all or a substantial portion of the contaminated materials from a drilling operation, and are suitable for zero discharge drilling operations. The invention has particular application for drilling operations without a riser, such as top hole drilling and drilling that is completely without a riser.
Ovenstående beskrivelse av oppfinnelsen har blitt presentert for formål av illustrasjon og beskrivelse, og er ikke ment å være uttømmende eller å være begrensende for oppfinnelsen til den nøyaktige formen som er vist. De beskrevne utførelsesformer har blitt valgt ut og beskrevet for best å kunne forklare prinsippene vedi oppfinnelsen og dens praktiske anvendelser, for på denne måten kunne gjøre det mulig for andre fagfolk innen området å kunne utnytte oppfinnelsen på den beste måten i de ulike utførelsesformene, og med de ulike modifikasjonene som er egnet for den særskilte anvendelsen man kan tenke seg. Av denne grunn vil ytterligere endringer eller forbedringer kunne bli innlemmet her, uten å avvike fira omfanget av den oppfinnelsen som er ment her. The above description of the invention has been presented for purposes of illustration and description, and is not intended to be exhaustive or to limit the invention to the precise form shown. The described embodiments have been selected and described in order to best explain the principles of the invention and its practical applications, in order to enable other professionals in the field to utilize the invention in the best way in the various embodiments, and with the various modifications that are suitable for the particular application that can be imagined. For this reason, further changes or improvements may be incorporated herein without departing from the scope of the invention intended herein.
Claims (15)
Priority Applications (3)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20110722A NO339898B1 (en) | 2011-05-16 | 2011-05-16 | Method and apparatus for handling fluids during a subsea wellbore or riserless bore, as well as a method for drilling a wellbore section into a subsea well |
| GB1320059.7A GB2506030A (en) | 2011-05-16 | 2012-05-16 | Drilling apparatus and method |
| PCT/GB2012/051103 WO2012156742A2 (en) | 2011-05-16 | 2012-05-16 | Drilling apparatus and method |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20110722A NO339898B1 (en) | 2011-05-16 | 2011-05-16 | Method and apparatus for handling fluids during a subsea wellbore or riserless bore, as well as a method for drilling a wellbore section into a subsea well |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20110722A1 true NO20110722A1 (en) | 2012-11-19 |
| NO339898B1 NO339898B1 (en) | 2017-02-13 |
Family
ID=46331635
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20110722A NO339898B1 (en) | 2011-05-16 | 2011-05-16 | Method and apparatus for handling fluids during a subsea wellbore or riserless bore, as well as a method for drilling a wellbore section into a subsea well |
Country Status (3)
| Country | Link |
|---|---|
| GB (1) | GB2506030A (en) |
| NO (1) | NO339898B1 (en) |
| WO (1) | WO2012156742A2 (en) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| NO20130438A1 (en) | 2013-03-27 | 2014-09-29 | Ikm Cleandrill As | Method and apparatus for plugging and leaving operations for subsea wells |
| NL2018072B1 (en) | 2016-12-23 | 2018-07-02 | Carpdredging Ip B V | A RECTANGULAR FRAME |
Family Cites Families (12)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4149603A (en) | 1977-09-06 | 1979-04-17 | Arnold James F | Riserless mud return system |
| US4410425A (en) | 1981-06-04 | 1983-10-18 | Gardes Robert A | Flow line filter apparatus |
| US4599172A (en) | 1984-12-24 | 1986-07-08 | Gardes Robert A | Flow line filter apparatus |
| MY126556A (en) | 1997-09-25 | 2006-10-31 | Shell Int Research | Subsea drill fluid pumping and treatment system for deepwater drilling |
| US6102673A (en) * | 1998-03-27 | 2000-08-15 | Hydril Company | Subsea mud pump with reduced pulsation |
| US6325159B1 (en) * | 1998-03-27 | 2001-12-04 | Hydril Company | Offshore drilling system |
| US6527054B1 (en) * | 1999-09-14 | 2003-03-04 | Deep Vision Llc | Apparatus and method for the disposition of drilling solids during drilling of subsea oilfield wellbores |
| US20030183393A1 (en) * | 2000-09-14 | 2003-10-02 | Baker Hughes Incorporated | Apparatus and method for the disposition of drilling solids during drilling of subsea oilfield wellbores |
| DE10131159A1 (en) | 2001-06-29 | 2003-01-23 | Bock Healthcare Gmbh | Torsion device of an exoprosthetic system |
| NO20035172A (en) | 2003-11-21 | 2005-05-02 | Agr Subsea As | Device for removing and filtering drilling fluid during top hole drilling |
| US7913764B2 (en) * | 2007-08-02 | 2011-03-29 | Agr Subsea, Inc. | Return line mounted pump for riserless mud return system |
| US8157014B2 (en) * | 2008-12-12 | 2012-04-17 | Hydril Usa Manufacturing Llc | Subsea solids processing apparatuses and methods |
-
2011
- 2011-05-16 NO NO20110722A patent/NO339898B1/en unknown
-
2012
- 2012-05-16 GB GB1320059.7A patent/GB2506030A/en not_active Withdrawn
- 2012-05-16 WO PCT/GB2012/051103 patent/WO2012156742A2/en active Application Filing
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| GB2506030A (en) | 2014-03-19 |
| GB201320059D0 (en) | 2013-12-25 |
| WO2012156742A2 (en) | 2012-11-22 |
| NO339898B1 (en) | 2017-02-13 |
| WO2012156742A3 (en) | 2013-10-31 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| EP1611311B1 (en) | System and method for treating drilling mud in oil and gas well drilling applications | |
| US20060124524A1 (en) | Modular pressure control and drilling waste management apparatus for subterranean borehole operations | |
| NO339557B1 (en) | Drilling rig | |
| US20120080186A1 (en) | Apparatus and system for processing solids in subsea drilling or excavation | |
| NO325931B1 (en) | Device and method of flow aid in a pipeline | |
| NO336104B1 (en) | Wellhead assembly for accessing an annulus in a well and a method for its preparation. | |
| US20170058632A1 (en) | Riserless well systems and methods | |
| NO20110569A1 (en) | Drilling apparatus and method | |
| NO312915B1 (en) | Method and device for treating drilling fluid and cuttings | |
| CN1329622C (en) | A method and device by a displacement tool | |
| CA2704528C (en) | Vessel to condition dry drill cuttings | |
| NO319810B1 (en) | Method and apparatus for drilling an offshore wellbore | |
| NO325323B1 (en) | Wellhead assembly for injecting a fluid | |
| NO20110722A1 (en) | Drilling apparatus and method | |
| NO318767B1 (en) | Device for removing and filtering drilling fluid at top hole drilling | |
| US20200056468A1 (en) | Method and Apparatus for Processing Fluid from a Well | |
| NO328294B1 (en) | Method and apparatus for cleaning and sealing wells | |
| US20200056469A1 (en) | Method and Apparatus for Processing Fluid from a Well | |
| US20130048385A1 (en) | Dust Binding Device and Method | |
| US20210214924A1 (en) | Large Diameter Water Well Control | |
| US20210215002A1 (en) | Drillable Centering Guides Used to Drill a Large Diameter Water Well | |
| WO2023027919A1 (en) | Integrated line system for a mineral extraction system | |
| Price | Drilling Technology: Drill Cutting Remediation System (DCRS) for Subsea Top Hole Drilling | |
| KR20150136188A (en) | Degasser for mud treatment | |
| KR20170110984A (en) | Drilling facilities |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CREP | Change of representative |
Representative=s name: PROTECTOR IP AS, PILESTREDET 33, 0166 OSLO, NORGE |
|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: ENHANCED DRILLING AS, NO |