NO303880B1

NO303880B1 - Method and apparatus for cutting and removing feeding tubes

Info

Publication number: NO303880B1
Application number: NO19921068A
Authority: NO
Inventors: Thurman B Carter; Shane P Hart; Carl D Reynolds
Original assignee: Weatherford Us Inc
Priority date: 1991-03-19
Filing date: 1992-03-18
Publication date: 1998-09-14
Also published as: DE69202601T2; EP0504848A1; NO921068L; DE69202601D1; ATE123107T1; CA2062928C; EP0504848B1; CA2062928A1; NO921068D0

Abstract

An apparatus is established which facilitates the cutting and removal of well casing on a single trip into the wellbore. The apparatus is run into the wellbore on the tubing string and provides a rotatable sleeve including grapples adapted to engage the casing, and to facilitate removal of the casing. The apparatus also includes cutting assemblies coupled to the mandrel, which may be rotated so as to cut the casing, thereby facilitating removal of the casing through use of the grapples. <IMAGE>

Description

Foreliggende oppfinnelse er generelt rettet mot en anordning og en fremgangsmåte for avskjæring og fjerning av brønnforingsrør, og nærmere bestemt mot en anordning og fremgangsmåte for avskjæring av brønnforingsrør og uttrekking av røret fra borehullet ved én enkelt tur ned i hullet, i samsvar med ingressen til henholdsvis krav 1 og krav 9. The present invention is generally directed to a device and a method for cutting off and removing well casing, and more specifically to a device and method for cutting off well casing and extracting the pipe from the borehole in a single trip down the hole, in accordance with the preamble to the respective claim 1 and claim 9.

Ved olje- og gassleting og utviklingsoperasjoner er det ofte ønskelig å fjerne foringsrør som tidligere er blitt plassert i borehullet. Fjerning av foringsrør krever at foringsrørstrengen først avskjæres og at den frie ende deretter trekkes opp til overflaten, for å fjerne det avskårne parti. During oil and gas exploration and development operations, it is often desirable to remove casing that has previously been placed in the borehole. Casing removal requires that the casing string is first cut off and that the free end is then pulled up to the surface to remove the cut section.

Konvensjonelle anordninger og teknikker for uttrekking av brønn-foirngsrør, innebærer typisk bruk av flere turer for å føre skjære- og uttrekkingsutstyret ned i hullet. Ved fjernoperasjoner blir således først en foringsrørkutter nedsenket i borehullet for å avskjære foringsrøret ved ønsket dybde, hvoretter kutteren bringes tilbake til overflaten. Deretter nedsenkes et spyd i brønnen og bringes i inngrep med foringsrørets frie ende. Så snart foringsrørets frie ende er bragt i inngrep, prøver man å gjenvinne foringsrøret ved opptrekking, eller ved en kombinasjon av trekk- og slagpåvirkning, dersom et slagrør anvendes. Dersom disse forsøk på å fjerne foringsrøret er mislykket, blir spydenheten fjernet fra borehullet og kutteren igjen festet til arbeidsstrengen for avskjæring av foringsrøret ved et punkt over eller under det opprinnelige snitt. Trekke/banke-prosessen blir så gjentatt inntil foringsrøret er gjenvunnet. Conventional devices and techniques for extracting well casing typically involve the use of several trips to guide the cutting and extracting equipment down the hole. In remote operations, a casing cutter is thus first lowered into the borehole to cut off the casing at the desired depth, after which the cutter is brought back to the surface. A spear is then lowered into the well and brought into engagement with the free end of the casing. As soon as the free end of the casing is brought into engagement, an attempt is made to recover the casing by pulling it up, or by a combination of pulling and impacting, if a percussion pipe is used. If these attempts to remove the casing are unsuccessful, the spear assembly is removed from the borehole and the cutter is reattached to the work string to cut off the casing at a point above or below the original cut. The pulling/tapping process is then repeated until the casing is recovered.

Varigheten og de samlete omkostninger ved slike kjente anordninger og teknikker for opptrekking av brønn-foringsrør, utgjør en ulempe. Tidsforbruket og omkostningene er en følge av at det anvendes separate kutte- og uttrekkingsverktøy som må føres ned i hullet hver for seg. Selv når foringsrøret blir trukket opp uten behov for å fullføre et andre snitt i foringsrøret, er det nødvendig med minst to turer for en komplett avskjærings- og opptrekkingsoperasjon. Når en betydelig lengde av foringsrør er opptrukket, må betydelig riggtid anvendes til å føre verktøyene ned i hullet til skjære- stedet. Tid og omkostninger blir derfor større når flere snitt er nødvendig for å trekke opp foringsrøret. The duration and total costs of such known devices and techniques for pulling up well casing constitute a disadvantage. The time consumption and the costs are a consequence of the use of separate cutting and extraction tools which must be guided down into the hole separately. Even when the casing is pulled up without the need to complete a second cut in the casing, at least two trips are required for a complete cut-off and pull-up operation. When a significant length of casing is pulled up, considerable rigging time must be used to move the tools down the hole to the cutting location. Time and costs are therefore greater when several cuts are required to pull up the casing.

Dessuten er det blitt foreslått systemer for avskjæring og fjerning av foringsrør, hvor en gripeenhet eller et "spyd" er innrettet til å innføres inn i foringsrørets topparti, idet graden av innføring av spydet i foringsrøret begrenses ved hjelp av en anslagsring. Spydet er i slike systemer et mekanisk påvirket spyd som virker ved anvendelse av presspasning ("interference") mellom gripespydet og foringsrøret, og ved manipulering av arbeidsrørstrengen. Slike systemer har den ulempe at det er en fast avstand mellom dette anslag og skjæreelementene. Når griperen er plassert inne i foringsrøret (og dets dybde er etablert ved anslagets plassering), er det følgelig en fast dybde hvor kutteren kan plasseres. Dersom det første forsøk på å frigjøre foringsrøret ikke er vellykket, og følgelig denne type verktøy trekkes ut av hullet, og avstanden mellom gripeanslaget og skjæreelementene enten forlenges eller forkortes for å muliggjøre et annet snitt i foringsrøret ved en annen dybde. In addition, systems have been proposed for cutting off and removing casing, where a gripping unit or a "spear" is arranged to be introduced into the top part of the casing, the degree of introduction of the spear into the casing being limited by means of a stop ring. In such systems, the spear is a mechanically influenced spear that works by applying a press fit ("interference") between the gripping spear and the casing, and by manipulating the working pipe string. Such systems have the disadvantage that there is a fixed distance between this stop and the cutting elements. Consequently, when the gripper is placed inside the casing (and its depth is established by the location of the abutment), there is a fixed depth at which the cutter can be placed. If the first attempt to free the casing is not successful, and consequently this type of tool is withdrawn from the hole, and the distance between the grip stop and the cutting elements is either lengthened or shortened to enable another cut in the casing at a different depth.

GB-2.194.978 beskriver et fiskeredskap for å gjenopphente et loggeverktøy fra en brønn. Fiskeverktøyet omfatter en konisk tupp, på hvilken det er montert kiler. Når fiske verktøy et er i posisjon bevirker hydraulisk fluid at kilene beveger seg langs den koniske tuppen og, når de gjør dette, beveger de seg utover for å komme i inngrep med loggeverktøy et. Fiskeverktøyet og loggeverktøy et kan så gjenopphentes fra brønnen. GB-2,194,978 describes a fishing gear for retrieving a logging tool from a well. The fishing tool comprises a conical tip, on which wedges are mounted. When the fishing tool is in position, hydraulic fluid causes the wedges to move along the conical tip and, in doing so, move outward to engage the logging tool. The fishing tool and logging tool can then be retrieved from the well.

US-4.047.568, som danner basis for ingressen til det etterfølgende krav 1, beskriver en anordning for å kutte og gjenopphente en foringsrørstreng, og er tilpasset for å anvendes på en arbeidsrørstreng, der anordningen omfatter en gripesammenstilling tilpasset for å kunne innføres i foringsrørstrengen, idet gripesammenstillingen omfatter flere kiler som er tilpasset for å bevege seg mellom en første posisjon der kilene hovedsakelig ikke kommer i inngrep med foringen og en andre posisjon der kilene hovedsakelig kommer i inngrep med foringen, idet kilene kan beveges mellom den første og andre posisjonen ved tilnærmelsesvis ethvert sted inne i foringsrørstrengen; en dorsammenstilling som strekker seg gjennom gripesammenstillingen, der dorsammenstillingen er montert på og er roterbar i forhold til gripesammenstillingen; og operativt kan forbindes med kutte-sammenstillingen. US-4,047,568, which forms the basis of the preamble of the following claim 1, describes a device for cutting and recovering a casing string, and is adapted for use on a working casing string, the device comprising a gripper assembly adapted to be inserted into the casing string , the gripper assembly comprising a plurality of wedges adapted to move between a first position in which the wedges substantially do not engage the liner and a second position in which the wedges substantially engage the liner, the wedges being movable between the first and second positions by virtually any location within the casing string; a mandrel assembly extending through the gripper assembly, on which the mandrel assembly is mounted and is rotatable relative to the gripper assembly; and can be operatively connected to the cutting assembly.

US-3.570.578 beskriver et slagrør for å gjenopphente et rør fra en brønn. Slagrøret omfatter kileenheter som kommer i inngrep med rørets indre overflate som respons på oppoverrettet bevegelse av en dor. Slagrøret omfatter videre et ringformet hammer-stempel med et avtettet ringformet kammer deri, som inneholder luft ved hovedsakelig atmosfærisk trykk, som som respons på oppoverrettet bevegelse og rotasjonsbevegelse av doren, beveger det ringformede hammerstempelet nedover; ved frigjøring av det ringformede hammerstempelet tilveiebringes en slagkraft på røret som et resultat av det store hydrostatiske trykket på utsiden av det ringformede hammerstempelet. Prosessen kan gjentas for å lette frigjøringen av røret og fjerningen av dette fra brønn. US-3,570,578 describes a shock tube for recovering a pipe from a well. The impact tube includes wedge assemblies that engage the inner surface of the tube in response to upward movement of a mandrel. The impact tube further comprises an annular hammer piston having a sealed annular chamber therein, containing air at substantially atmospheric pressure, which, in response to upward movement and rotational movement of the mandrel, moves the annular hammer piston downward; upon release of the annular hammer piston, an impact force is provided on the pipe as a result of the large hydrostatic pressure on the outside of the annular hammer piston. The process can be repeated to facilitate the release of the pipe and its removal from the well.

EP 155 129 beskriver en anordning for å gjenopphente en rørseksjon fra en brønn. Anordningen har gripeinnretninger som er anordnet over en kutter. Oppoverbevegelse av rørstrengen bevirker at gripeinnretningen kommer i inngrep med en konisk seksjon på borestrengen for derved å bevege gripeinnretningen radielt utover for å komme i inngrep med rørets indre overflate. Kutteren omfatter kuttearmer som kan aktiviseres ved å påføre hydraulisk trykk gjennom borestrengen. Borestrengen roteres og kutter røret. Rørseksjonen kan så fjernes fra brønnen siden rørseksjonen sikkert gripes nær sin nedre ende. EP 155 129 describes a device for retrieving a pipe section from a well. The device has gripping devices which are arranged above a cutter. Upward movement of the pipe string causes the gripping device to engage with a conical section on the drill string to thereby move the gripping device radially outwards to engage the inner surface of the pipe. The cutter includes cutter arms that can be activated by applying hydraulic pressure through the drill string. The drill string is rotated and cuts the pipe. The pipe section can then be removed from the well since the pipe section is securely gripped near its lower end.

Av grunner som skal beskrives nedenfor er det funnet ønskelig at arbeidsrørstrengen bør være under strekk under kuttingen. For reasons to be described below, it has been found desirable that the working pipe string should be under tension during cutting.

Følgelig tilveiebringer foreliggende oppfinnelse en ny fremgangsmåte og anordning, hvorved foringsrør kan avskjæres og trekkes i med strengen strekkbelastet, og hvorved griperne kan plasseres ved nær sagt ethvert ønsket sted i foringsrøret, slik at det blir mulig å utføre flere forsøk på avskjæring og opptrekking av foringsrøret under en enkelt tur av arbeidsstrengen i borehullet. Accordingly, the present invention provides a new method and device, whereby casing can be cut off and pulled in with the string under tension, and whereby the grippers can be placed at almost any desired location in the casing, so that it becomes possible to carry out several attempts at cutting off and pulling up the casing during a single trip of the work string in the borehole.

En anordning for avskjæring og opphenting av en foringsrørstreng i samsvar med foreliggende oppfinnelse kjennetegnes ved de trekk som er angitt i karakteristikken til det etterfølgende krav 1. En fremgangsmåte i samsvar med oppfinnelsen kjennetegnes ved de trekk som følger av karakteristikken til krav 9. A device for cutting off and retrieving a casing string in accordance with the present invention is characterized by the features set out in the characteristic of subsequent claim 1. A method in accordance with the invention is characterized by the features that follow from the characteristic of claim 9.

Ved en særlig foretrukket utføringsform, vil gripeenheten omfatte et antall kiler som er generelt anordnet rundt enhetens omkrets, og som vil bli beveget mellom inngrepsstilling og fristilling som reaksjon på tilføring av fluidtrykk i arbeidsstrengen. I denne ene, spesielt foretrukne utføringsform, vil tilføringen av slikt fluidtrykk bevirke bevegelse av kilene i forhold til et støtteelement som har et stort sett konisk tverrsnitt, og slik bevegelse av kilene i forhold til slikt støtteelement vil bringe kilene i inngrep med foringsrøret eller fri dem fra slikt inngrep. Figur 1 viser et utvendig sideriss av anordningen ifølge foreliggende oppfinnelse. Figur 2 viser et sideriss, delvis i snitt, av kutter- og opphentingsanordningen vist i figur 1. Figur 3 er et sideriss, delvis i snitt, av den øvre spydenhet, som viser den relative stilling av J-sporet og friksjonsblokkene. In a particularly preferred embodiment, the gripper unit will comprise a number of wedges which are generally arranged around the perimeter of the unit, and which will be moved between the engaged position and the disengaged position in response to the addition of fluid pressure in the working string. In this one, particularly preferred embodiment, the application of such fluid pressure will cause movement of the wedges relative to a support element having a generally conical cross-section, and such movement of the wedges relative to such support element will bring the wedges into engagement with the casing or release them from such intervention. Figure 1 shows an external side view of the device according to the present invention. Figure 2 shows a side view, partially in section, of the cutter and pick-up device shown in Figure 1. Figure 3 is a side view, partially in section, of the upper spear unit, showing the relative position of the J-track and the friction blocks.

Figur 4 viser et detalj-sideriss av gripekilene montert på svivelkonusen. Figure 4 shows a detailed side view of the gripping wedges mounted on the swivel cone.

Figur 5 viser et detalj-sideriss av den nedre overgangsdel og slitekrage. Figure 5 shows a detailed side view of the lower transition part and wear collar.

Figur 6 viser et sideriss av doren. Figure 6 shows a side view of the mandrel.

Figur 7 viser et sideriss, delvis i snitt, av verktøyet slik det ville se ut når det ble nedsenket i borehullet forut for avskjæringsoperasjonen. Figur 8 viser et sideriss av verktøyet slik det ville se ut under avskjæringsoperasjonen. Figur 9 viser et sideriss av verktøyet slik det ville se ut under uttrekking av foringsrøret. Figur 10 viser et detalj-sideriss, delvis i snitt, av dorhylsens låseenhet når den er plassert i "lukket" stilling. Figure 7 shows a side view, partially in section, of the tool as it would appear when it was immersed in the borehole prior to the cut-off operation. Figure 8 shows a side view of the tool as it would appear during the cutting operation. Figure 9 shows a side view of the tool as it would look during extraction of the casing. Figure 10 shows a detailed side view, partially in section, of the mandrel sleeve's locking unit when it is placed in the "closed" position.

Figur 11 viser et snitt langs linjene 11-11' i figur 10. Figure 11 shows a section along the lines 11-11' in Figure 10.

Figur 12 viser et detalj-sideriss, delvis i snitt, av dorens låseenhet når den er i "inngreps"-stilling. Figure 12 shows a detail side view, partially in section, of the mandrel's locking assembly when it is in the "engaged" position.

Figur 13 er et snitt langs linjene 13-13' i figur 12. Figure 13 is a section along the lines 13-13' in Figure 12.

Figur 14 er et detalj-sidetverrsnitt av stempelrøret når det er plassert i "lukket" tilstand. Figur 15 er et detalj-sidetverrsnitt av stempelrøret når det er i en "utstrakt" stilling. Figure 14 is a detail side cross-section of the piston tube when placed in the "closed" condition. Figure 15 is a detail side cross-section of the piston tube when in an "extended" position.

Figur 16 er et ende-tverrsnitt av gripekilene sett langs linjene 16-16' på figur 7. Figure 16 is an end cross-section of the gripping wedges seen along lines 16-16' in Figure 7.

Figur 17 er et ende-tverrsnitt av gripekilene sett langs linjene 17-17' på figur 8. Figure 17 is an end cross-section of the gripping wedges seen along lines 17-17' in Figure 8.

Figur 18 er et ende-tverrsnitt av friksjonsblokkene sett langs linjene 18-18' på figur 8. Figure 18 is an end cross-section of the friction blocks seen along lines 18-18' in Figure 8.

Figur 19 er et skråriss av svivelkonusen. Figure 19 is an oblique view of the swivel cone.

Figur 20 er et detalj-sideriss av tannen som er utformet langs kilesegmentenes kontaktflate og viser hellingen til tannflatens tangensialvinkel. Figur 21 er et detalj-sideriss av kilesegmentene på figur 8 og viser hellingen til tannflatens aksial vinkel. Figure 20 is a detailed side view of the tooth which is designed along the contact surface of the wedge segments and shows the inclination to the tangential angle of the tooth surface. Figure 21 is a detail side view of the wedge segments in Figure 8 and shows the inclination of the axial angle of the tooth surface.

Under henvisning til figur 1 for nærmere beskrivelse, er det der vist et eksempel på en foringsrørkutter- og opphenterenhet 100 i samsvar med foreliggende oppfinnelse. Foringsrørkutter- og opphenterenheten 100 omfatter et hus eller en dor 1 som innbefatter et øvre endefeste IA for tilkopling til en arbeidsrørstreng 105. Et eventuelt bore-slagrør 104 er vist i en eksemplarisk utførelse mellom doren 1 og arbeidsstrengen 105. Slagrøret 104 kan være av hvilken som helst passende og konvensjonell type, som en fagmann på området lett vil kunne finne frem til. Termen "arbeidsrørstreng" som her brukt, innbefatter hvilken som helst rørstreng, uansett hvorvidt den er utformet av borerør, arbeidsrør, produksjonsrør etc., som kan anvendes for å utføre brønnoperasjoner. Idet det også henvises til figur 7 er det der vist en foringsrørkutter-og opphenterenhet 100 anordnet i foringsrøret 101. Foringsrøret 101 er konvensjonelt installert i en formasjon 102, og er festet på plass ved hjelp av sement 103. With reference to Figure 1 for a more detailed description, there is shown an example of a casing cutter and recovery unit 100 in accordance with the present invention. The casing cutter and retriever unit 100 comprises a housing or a mandrel 1 which includes an upper end attachment IA for connection to a working pipe string 105. An optional drill-percussion pipe 104 is shown in an exemplary embodiment between the mandrel 1 and the working string 105. The percussive pipe 104 can be of which any suitable and conventional type, which a person skilled in the art will be able to easily determine. The term "work pipe string" as used herein includes any pipe string, regardless of whether it is formed of drill pipe, work pipe, production pipe, etc., which can be used to perform well operations. Referring also to Figure 7, there is shown a casing cutter and recovery unit 100 arranged in the casing 101. The casing 101 is conventionally installed in a formation 102, and is fixed in place by means of cement 103.

Idet det igjen henvises til figur 1 er foringsrørkutter- og opphenterenhetens 100 dor 1 Referring again to Figure 1, the casing cutter and retriever unit 100 mandrel 1

ved hjelp av gjenger koplet til en nedre seksjon 49 som i sin tur kan være forbundet med et kutterverktøy via muffeende 49A, slik det skal beskrives nærmere nedenfor. Doren 1 avgrenser en gjennomgående boring 52 for å oppta gjennomstrømmende brønnfluid slik det skal forklares nærmere nedenfor. Det øverste parti av verktøyet omfatter en ytre skjerm eller hylse 3 som ved hjelp av gjenger er anordnet rundt doren 1. Ytterskjermen 3 virker til å gi fysisk beskyttelse av doren 1 og J-sporet 51, hvis funksjon skal beskrives nærmere nedenfor. For å hindre utilsiktet løsskruing holdes skjermen 3 på by means of threads connected to a lower section 49 which in turn can be connected to a cutter tool via socket end 49A, as will be described in more detail below. The mandrel 1 delimits a through bore 52 to receive flowing well fluid as will be explained in more detail below. The upper part of the tool comprises an outer shield or sleeve 3 which is arranged around the mandrel 1 by means of threads. The outer shield 3 acts to provide physical protection of the mandrel 1 and the J-groove 51, the function of which will be described in more detail below. To prevent accidental loosening, keep screen 3 on

plass ved hjelp av en festeinnretning 2. (Se figur 2). Skjermen 3 innbefatter en trykk-reduseringsventil 4 som dekker inngangshullet til en J-spornøkkel 6. place using a fastening device 2. (See figure 2). The screen 3 includes a pressure reducing valve 4 which covers the entrance hole of a J-slot key 6.

Et stempelrør 8 er anordnet rundt doren 1 umiddelbart under skjermen 3. Stempelrøret 8 virker til å oppta J-sporet 51 og danner et hydraulisk kammer 54, idet kammeret holdes tett ved hjelp av pakninger 10 og 11. (Se figur 2). Forurensninger hindres også fra å trenge inn i J-sporslissen 51 ved innføring av en avstrykertetning 9. Stempelrøret 8 er ved hjelp av en trykkfjær 15 spent i en lukket eller øvre stilling. A piston tube 8 is arranged around the mandrel 1 immediately below the screen 3. The piston tube 8 acts to occupy the J-groove 51 and forms a hydraulic chamber 54, the chamber being kept tight by means of gaskets 10 and 11. (See figure 2). Contamination is also prevented from penetrating the J-groove slot 51 by introducing a wiper seal 9. The piston tube 8 is tensioned in a closed or upper position by means of a pressure spring 15.

En drivhylse 14 er gjengeforbundet med stempelrøret 8 rundt doren 1 og sikret ved hjelp av låseskrue 13. Utilsiktet løsskruing av skruen 13 hindres ved hjelp av en innvendig fastholdingsring 12. Drivhylsen 14 virker til å understøtte friksjonsblokker 19 og oppta trykkfjæren 15. (Se figur 2). Drivhylsen 14 virker også som et middel til å forbinde stempelrøret 8 og flyte- eller svevehylsen 24, slik det skal forklares nærmere nedenfor. Et øvre glidelager 23, fortrinnsvis et selvsmørende glidelager, er anordnet mellom hylsen 24 og hylsen 14 for å tillate aksial og radial bevegelse mellom disse. Et nedre lager 26, helst et antifriksjonslager, er anordnet under lageret 23 mellom hylsene 24 og 14. Lageret 26 virker til å begrense svevehylsens 24 bevegelse, og virker som et nedre lager for drivhylsen 14 og svevehylsen 24. Forurensning av lagrene 23 og 26 forhindres ved hjelp av en øvre tetning 22 og nedre tetning 28. Trykkfjæren 15 er montert på en ring 16 som danner en fjernbar skulder som anvendes for overføring av fjærens 15 belastning til en utvendig låsering 17. (Se figur 2). Ringen 16 virker også til å lette monteringen av trykkfjæren 15. A drive sleeve 14 is threadedly connected to the piston tube 8 around the mandrel 1 and secured by means of a locking screw 13. Unintentional loosening of the screw 13 is prevented by means of an internal retaining ring 12. The drive sleeve 14 acts to support friction blocks 19 and accommodate the pressure spring 15. (See figure 2 ). The drive sleeve 14 also acts as a means of connecting the piston tube 8 and the floating or floating sleeve 24, as will be explained in more detail below. An upper slide bearing 23, preferably a self-lubricating slide bearing, is arranged between the sleeve 24 and the sleeve 14 to allow axial and radial movement therebetween. A lower bearing 26, preferably an anti-friction bearing, is arranged below the bearing 23 between the sleeves 24 and 14. The bearing 26 acts to limit the movement of the floating sleeve 24, and acts as a lower bearing for the drive sleeve 14 and the floating sleeve 24. Contamination of the bearings 23 and 26 is prevented by means of an upper seal 22 and lower seal 28. The compression spring 15 is mounted on a ring 16 which forms a removable shoulder which is used for transferring the load of the spring 15 to an external locking ring 17. (See figure 2). The ring 16 also acts to facilitate the installation of the compression spring 15.

En friksjonsblokk-enhet 19 er anordnet rundt drivhylsens 14 omkrets, som vist i figur 2 og 18. Friksjonsblokker 19A er spent utad via et antall ekstrusjonsfjærer 18. På denne måte vil blokkenes 19A ytre kontaktflater opprettholde kontinuerlig kontakt med innsiden av foringsrøret 101. Som følge av denne kontakt virker friksjonsblokkenheten 19 til å yte motstand når doren 1 dreies i forhold til røret 8. Denne dreiemotstand er nødvendig for å betjene J-spor 51-låsemekanismen, slik det skal forklares nærmere nedenfor. Friksjonsblokkene 19 holdes aksielt på plass ved hjelp av en friksjonsblokkholder 20 som er anordnet rundt dorens 1 omkrets. Holderen 20 holdes på plass ved hjelp av en utvendig låsering 21. Hylsen 24 er istand til å bevege seg aksielt rundt doren 1. Når hylsen 24 beveges nedad rundt doren 1, tvinger den kilene 32 til kontakt med foringsrørets 101 innvendige diameter. Svevehylsen 24 tillater også omdreining av hylsen 14 når gripekilene 32 er beliggende i inngrep med foringsrøret 100, slik det skal forklares nærmere nedenfor. A friction block unit 19 is arranged around the circumference of the drive sleeve 14, as shown in Figures 2 and 18. Friction blocks 19A are tensioned outwards via a number of extrusion springs 18. In this way, the outer contact surfaces of the blocks 19A will maintain continuous contact with the inside of the casing 101. As a result of this contact, the friction block assembly 19 acts to provide resistance when the mandrel 1 is rotated relative to the tube 8. This rotational resistance is necessary to operate the J-track 51 locking mechanism, as will be explained in more detail below. The friction blocks 19 are held axially in place by means of a friction block holder 20 which is arranged around the circumference of the mandrel 1. The holder 20 is held in place by means of an external locking ring 21. The sleeve 24 is able to move axially around the mandrel 1. When the sleeve 24 is moved downwards around the mandrel 1, it forces the wedges 32 into contact with the inner diameter of the casing 101. The floating sleeve 24 also allows rotation of the sleeve 14 when the gripping wedges 32 are located in engagement with the casing 100, as will be explained in more detail below.

Gripekilene 32 er anordnet umiddelbart under hylsen 24 som vist i figur 1. Kilene 32 består av et antall segmenter 32A som holdes på plass ved hjelp av glide-føringsskinner 35. (Se figur 16-17). Hylsen 24 er også innrettet til å holde gripekile-segmenter 32A opphengt. Glidesegmentene 32A omfatter fortrinnsvis en tunge eller et T-spor som passer inn i en komplementær tunge eller T-spor i svevehylsen 24, idet kilenes 32 generelle konstruksjon i alt vesentlig er konvensjonell. Glidesegmentene 32A omfatter fortrinnsvis tunger eller spor som passer inn i komplementære tunger eller spor i skinnene 35. Skinnene 35 hindrer omdreining av segmentene 32A i forhold til en svivelkonus 37. The gripping wedges 32 are arranged immediately below the sleeve 24 as shown in figure 1. The wedges 32 consist of a number of segments 32A which are held in place by means of sliding guide rails 35. (See figures 16-17). The sleeve 24 is also adapted to hold gripping wedge segments 32A suspended. The sliding segments 32A preferably comprise a tongue or a T-groove which fits into a complementary tongue or T-groove in the floating sleeve 24, the general construction of the wedges 32 being essentially conventional. The sliding segments 32A preferably comprise tongues or grooves that fit into complementary tongues or grooves in the rails 35. The rails 35 prevent rotation of the segments 32A in relation to a swivel cone 37.

Når gripekilene 32 påvirkes virker de til å danne inngrep med brønn-foirngsrørets innvendige boring med en tilstrekkelig kraft til å understøtte vekten av foringsrøret i tillegg til den ytterligere trekkraft som er nødvendig for å bryte foringsrøret løs fra formasjonen under opphenting. Kilene 32 beveges fysisk til kontaktinngrep med foringsrørets innvendige diameter ved hjelp av svivelkonusen 37 og svevehylsen 24. Konstruksjonsmessig er svivelkonusen 37 beliggende umiddelbart under gripekilene 32 og føringsskinnene 35 som vist i figur 1. Glideføringsskinnene 35 fastholdes på plass ved hjelp av en festeinnretning 34. When the gripping wedges 32 are actuated, they act to engage the well casing's internal bore with a force sufficient to support the weight of the casing in addition to the additional pulling force necessary to break the casing loose from the formation during recovery. The wedges 32 are physically moved into contact engagement with the inner diameter of the casing by means of the swivel cone 37 and the floating sleeve 24. In terms of construction, the swivel cone 37 is located immediately below the gripping wedges 32 and the guide rails 35 as shown in figure 1. The sliding guide rails 35 are held in place by means of a fastening device 34.

Svivelkonusen 37 omfatter et øvre, kjegleformet parti hvis utside ligger forskyvbart an mot gripesegmentenes 32A innside. (Se figur 4, 16 og 17). Dette innebærer at når segmentene 32A tvinges nedad langs skinnene 35 på grunn av hylsens 24 nedadbevegelse, blir segmentene 32A innvendig understøttet av den avsmalnende, kileformete flate som dannes av konusen 37. I en foretrukket utføringsform danner konusen 37 minst to avsmalnende flater 37A som er bedre vist i figur 19. Konusens 37 øvre koniske parti er anordnet i tilgrensning til et øvre glidelager 33, og et nedre glidelager 38. Begge lagre 33 og 38 er fortrinnsvis selvsmørende. Lagrene 33 og 38 tillater omdreining av konusen 37 i forhold til doren 1. Lagrene 33 og 38 smøres via en smøreinnretning 36 som vist i figur 2. Den øvre avstrykertetning 61 fastholdes ved hjelp av en konusforing 30 som virker til å beskytte konusens 37 smale ende og hindre inntrengning av forurensninger. En nedre avstrykertetning 39 virker til å hindre inntrengning av forurensninger i svivelkonusen 37. The swivel cone 37 comprises an upper, cone-shaped part, the outside of which rests displaceably against the inside of the gripping segments 32A. (See figures 4, 16 and 17). This means that when the segments 32A are forced downwards along the rails 35 due to the downward movement of the sleeve 24, the segments 32A are internally supported by the tapered, wedge-shaped surface formed by the cone 37. In a preferred embodiment, the cone 37 forms at least two tapered surfaces 37A which are better shown in figure 19. The upper conical part of the cone 37 is arranged adjacent to an upper sliding bearing 33, and a lower sliding bearing 38. Both bearings 33 and 38 are preferably self-lubricating. The bearings 33 and 38 allow rotation of the cone 37 in relation to the mandrel 1. The bearings 33 and 38 are lubricated via a lubrication device 36 as shown in Figure 2. The upper wiper seal 61 is retained by means of a cone liner 30 which acts to protect the narrow end of the cone 37 and prevent the ingress of pollutants. A lower wiper seal 39 acts to prevent the ingress of contaminants into the swivel cone 37.

Kilenes 32 inngrep som ovenfor omtalt er hydraulisk aktivert. Når verktøyet innføres i hullet og er beliggende ved en ønsket dybde, pumpes slam eller annet fluid gjennom dorboringen 52. Hoveddelen av denne fiuidstrøm anvendes til å operere foringsrørkutterverktøyet 56 på konvensjonell måte. Imidlertid vil mottrykk i kutterverktøyet 56 tvinge noe fluid gjennom en aktiveringsledning 53 til et hydraulikkammer 54. (Se figur 14 og 15). Fluid som strømmer inn i kammeret 54 tvinger stempelrøret 8 og hylsen 24 nedad. Hylens 24 nedadbevegelse tvinger gripekilene 32 nedad over konusen 37. Dette fører til at gripesegmentene 32A blir beveget utad i en radial retning på grunn av konusens 37 sideformete profil som tidligere beskrevet. På denne måte blir gripekilene 32 tvunget nedad inntil kilesegmentene 30A kommer i anlegg mot og "biter" inn i foringsrørets 101 innside. The wedges' 32 engagements as discussed above are hydraulically activated. When the tool is introduced into the hole and is located at a desired depth, mud or other fluid is pumped through the core bore 52. The main part of this fluid flow is used to operate the casing cutter tool 56 in a conventional manner. However, back pressure in the cutter tool 56 will force some fluid through an activation line 53 to a hydraulic chamber 54. (See Figures 14 and 15). Fluid flowing into chamber 54 forces piston tube 8 and sleeve 24 downwards. The downward movement of the howler 24 forces the gripping wedges 32 downwards over the cone 37. This causes the gripping segments 32A to be moved outwards in a radial direction due to the side-shaped profile of the cone 37 as previously described. In this way, the gripping wedges 32 are forced downwards until the wedge segments 30A come into contact with and "bite" into the inside of the casing 101.

For å bedre kontaktforholdet mellom kilene 32 og foringsrøret 101, er det ønskelig å øke kilenes 32 aksial lengde uten urimelig øking av hele verktøyets lengde. For å oppfylle disse krav har en funnet at konusen 37 bør være forsynt med flere kileflater slik at svivelkonusen 37, betraktet i sidetverrsnitt, beskriver to eller flere koniske seksjoner som fortrinnsvis danner en skråvinkel i området 4° - 30° i forhold til verktøy aksen, og helst danner en vinkel i området omtrent 4° - 8°. Dette fremgår bedre av figur 19 som viser en skråvinkel på 4°. In order to improve the contact relationship between the wedges 32 and the casing 101, it is desirable to increase the axial length of the wedges 32 without an unreasonable increase in the entire length of the tool. In order to fulfill these requirements, it has been found that the cone 37 should be provided with several wedge surfaces so that the swivel cone 37, viewed in side cross-section, describes two or more conical sections which preferably form an oblique angle in the range of 4° - 30° in relation to the tool axis, and preferably forms an angle in the range of approximately 4° - 8°. This can be seen better from figure 19, which shows a slant angle of 4°.

For ytterligere å sikre at inngrepet mellom kilene 32 og foringsrøret 101 ikke glipper, er det ønskelig å forsyne kilesegmentene 32A med tenner 60 som er utformet i vinkel i området ca. 5 - 60° i en aksialretning og 0 - 45° i en tangensial retning. Tennene 60 vil fortrinnsvis være utformet med en vinkel i området ca. 5 - 30° i aksialretningen og 5 - 30° i tangensialretningen. I en utføringsform innrettet for bruk i 24,4 cm - 21,3 kg foringsrør, har en funnet at tenner som er utformet med en vinkel på 12° i aksialretningen og 8° i tangensialretningen arbeider tilfredsstillende. Se figur 20 - 21. I en foretrukket utføringsform er tennene 60 utformet slik at de har kapasitet til ikke å glippe verken ved trekkpåvirkning eller ved omdreining enten med eller mot urviseren. Denne kapasitet oppnås på grunn av tennenes 60 geometri og deres plassering på kilesegmentene 32A. Gripesegmentene 32A er fortrinnsvis fremstilt av herdet stål, f.eks. induksjonsherdet 4140-herdet stål. Tennenes 60 overflate kan også innbefatte andre elementer for øket hardhet. To further ensure that the engagement between the wedges 32 and the casing 101 does not slip, it is desirable to provide the wedge segments 32A with teeth 60 which are designed at an angle in the area approx. 5 - 60° in an axial direction and 0 - 45° in a tangential direction. The teeth 60 will preferably be designed with an angle in the range approx. 5 - 30° in the axial direction and 5 - 30° in the tangential direction. In an embodiment designed for use in 24.4 cm - 21.3 kg casing, it has been found that teeth designed with an angle of 12° in the axial direction and 8° in the tangential direction work satisfactorily. See figures 20 - 21. In a preferred embodiment, the teeth 60 are designed so that they have the capacity not to slip either when subjected to tension or when rotated either clockwise or counter-clockwise. This capacity is achieved due to the geometry of the teeth 60 and their location on the wedge segments 32A. The gripping segments 32A are preferably made of hardened steel, e.g. induction hardened 4140 hardened steel. The surface of the teeth 60 can also include other elements for increased hardness.

Som vist på figur 1 og 2 er et øvre trykklager 40 anordnet umiddelbart under svivelkonusen 37 slik at det tillater dreiebevegelse mellom svivelkonusen 37 og den nedre overgangsdel 49. Lageret 40 hviler på en øvre lagerbane 41 som opptar jevnt fordelt belastning mellom tallerkenfjærer 42 og trykklageret 40. I en utføringsform som er for avskjæring og opphenting av 24,4 cm foringsrør, har en funnet at en konvensjonell, forspent tallerkenfjær-stabel som innbefatter 28 enkeltsegmenter er ønskelig. Slike tallerkenfjærer vil fortrinnsvis være fremstilt i henhold til D.I.N.-spesifikasjon 2093. As shown in Figures 1 and 2, an upper thrust bearing 40 is arranged immediately below the swivel cone 37 so that it allows rotary movement between the swivel cone 37 and the lower transition part 49. The bearing 40 rests on an upper bearing track 41 which absorbs evenly distributed load between plate springs 42 and the thrust bearing 40 In one embodiment for cutting and retrieving 24.4 cm casing, it has been found that a conventional, biased disc spring stack including 28 individual segments is desirable. Such disc springs will preferably be manufactured in accordance with D.I.N. specification 2093.

Tallerkenfjærene 42 virker til å kompensere for aksial bevegelse av borestrengen når doren 1 dreies rundt under strekkbelastning. Som også nærmere forklart nedenfor, er det ønskelig å rotere foringsrørkutteren 56 med en moderat til høy strekkraft påført arbeidsstrengen. En grunn til å påføre slik strekkraft på arbeidsstrengen, er å opprettholde konstant trykk og omdreiningshastighet på kutterverktøyet, uavhengig av utbøyninger i arbeidsstrengen på grunn av bølger (i tilfelle av en flytende plattform), og/eller utbøyning forårsaket av havstrømmer. Strekk på arbeidsstrengen vil i vesentlig grad minske slik utbøyning, og derved bedre kutterverktøyets 56 ytelse, samtidig som slitasje på kutteren og borestrengen blir mindre. Fjærene 42 oppfører seg som en massiv del når de utsettes for en strekkraft som er tilstrekkelig til å bringe dem i fullt sammentrykket tilstand, f.eks. > 15.900 kg, i forbindelse med den ovenfor beskrevne utføringsform hvor det anvendes 28 tallerkenfjærer i stabelen. Tallerkenfjærene 42 er aksielt anordnet over nedre lagerbane 43 på et nedre trykklager 44. Lagerbanen 43 virker til å opprette en jevnt fordelt belastning mellom fjærene 42 og nedre trykklager 44. Lageret 44 tillater omdreining av svivelkonusen 37 i forhold til den nedre overgangsdel 49. The plate springs 42 act to compensate for axial movement of the drill string when the mandrel 1 is rotated under tensile load. As also explained in more detail below, it is desirable to rotate the casing cutter 56 with a moderate to high tensile force applied to the work string. One reason for applying such tensile force to the work string is to maintain constant pressure and rotational speed of the cutter tool, regardless of deflections in the work string due to waves (in the case of a floating platform), and/or deflection caused by ocean currents. Tension on the working string will significantly reduce such deflection, thereby improving the performance of the cutter tool 56, while at the same time reducing wear on the cutter and the drill string. The springs 42 behave as a solid part when subjected to a tensile force sufficient to bring them into a fully compressed state, e.g. > 15,900 kg, in connection with the above-described design where 28 disc springs are used in the stack. The disc springs 42 are axially arranged above the lower bearing track 43 on a lower thrust bearing 44. The bearing track 43 acts to create an evenly distributed load between the springs 42 and the lower thrust bearing 44. The bearing 44 allows rotation of the swivel cone 37 in relation to the lower transition part 49.

Umiddelbart under nedre trykklager 44 er det anordnet en slitekrage 46. Kragen 46 oppviser verktøyets største utvendige diameter og tjener således som en fysisk diameter-måleinnretning som hindrer verktøyet fra å trenge inn i et foringsrør med for liten diameter. Den nedre overgangsdel 49 er gjengeforbundet med doren 1 under slitekragen 46. Overgangsdelen 49 danner en festeinnretning hvorved en foringsrørkutter e.l. kan koples til doren. En låsemutter 47 for overgangsdelen er festet til doren 1 med gjenger av motsatt dreieretning for å hindre at den nedre overgangsdel 49 utilsiktet frakoples doren 1. En innvendig låsering 48 virker til å hindre utilsiktet løsskruing av låsemutteren 47. Fluidlekkasje mellom boringen 52 og foringsrørets ringrom hindres av en tetning 45. A wear collar 46 is arranged immediately below the lower pressure bearing 44. The collar 46 exhibits the tool's largest external diameter and thus serves as a physical diameter measuring device which prevents the tool from penetrating a casing with too small a diameter. The lower transition part 49 is threadedly connected to the mandrel 1 under the wear collar 46. The transition part 49 forms a fastening device whereby a casing cutter or the like. can be connected to the mandrel. A locking nut 47 for the transition part is attached to the mandrel 1 with threads of the opposite direction of rotation to prevent the lower transition part 49 from being accidentally disconnected from the mandrel 1. An internal locking ring 48 acts to prevent accidental loosening of the locking nut 47. Fluid leakage between the bore 52 and the annulus of the casing is prevented of a seal 45.

Virkemåten til foreliggende oppfinnelse kan beskrives som følger under henvisning til figur 1 - 21 og særlig til figur 7-9. Hele spydenheten er gjengeforbundet med en standard arbeidsstreng via en muffeskjøt IA eller annen konvensjonell festeinnretning. Til hjelp ved opphentingsoperasjoner kan én eller flere slagrør (ikke vist) være tilkoplet under arbeidsstrengen og over spydet. En foringsrørkutter 56, fortrinnsvis en "A-I big inch cutter" eller marin kutter som beskrevet i US-patent nr. 3.468.373 blir så fastskrudd til overgangsenheten 49 via muffeenden 49A. Kutterverktøyet, opphenterverktøyet, slagrørene og arbeidsstrengen blir så ført ned i hullet til ønsket og forutbestemt dybde. The operation of the present invention can be described as follows with reference to figures 1 - 21 and in particular to figures 7-9. The entire spear assembly is threaded with a standard working string via a socket joint IA or other conventional fastening device. To aid in retrieval operations, one or more shock tubes (not shown) may be connected below the working string and above the spear. A casing cutter 56, preferably an "A-I big inch cutter" or marine cutter as described in US Patent No. 3,468,373 is then bolted to the transition unit 49 via the socket end 49A. The cutter tool, the pick-up tool, the percussion tubes and the work string are then guided down the hole to the desired and predetermined depth.

Det henvises nå til figur 10 - 13. Når kutter/opphenterverktøyet er blitt nedsenket til et ønsket sted i borehullet, dreies verktøyet mot venstre for løsgj øring av J-spor-kilen 6 i J-sporet 51. Relativ omdreining mellom kilen 6 og stempelrøret 8 muliggjøres på grunn av motstanden fra friksjonsblokkene 19 som friksjonsmessig ligger an mot foringsrørets 101 innside. Friksjonsblokkene 19 hindrer omdreining av stempelrøret 8 i forhold til dorens 1 omdreining. Reference is now made to figures 10 - 13. When the cutter/retrieval tool has been lowered to a desired location in the borehole, the tool is turned to the left to release the J-slot wedge 6 in the J-slot 51. Relative rotation between the wedge 6 and the piston tube 8 is made possible due to the resistance from the friction blocks 19 which frictionally abut against the inside of the casing 101. The friction blocks 19 prevent rotation of the piston tube 8 in relation to the rotation of the mandrel 1.

Ettersom kilen 6 nå er løsgj ort, kan den fritt bevege seg aksialt langs J-sporet 51. Så snart kilen 6 er blitt frigjort, igangsettes slampumper beliggende på overflateriggen eller -plattformen, for derved å skape fluidtrykk gjennom boringen 52. En betydelig mengde av dette fluid strømmer gjennom boringen 52 til kutterverktøyet 56 for derved å tvinge kutterkniver 57 i skjæreinngrep med foringsrøret. Strømningsinnsnevringer i kutterverktøyet 56 skaper imidlertid betydelig mottrykk, slik at noe fluid tvinges gjennom aktiveringsledningen 53 til hydraulikkameret 54. Dette trykk overvinner den oppadvendte kraft som skyldes trykkfjæren 15, og tvinger stempelrøret 8 og svevehylsen 24 nedad, hvorved gripekilene 32 blir tvunget ned langs føringsskinnen 35 og over svivelkonusen 37. Denne nedadbevegelse fører kilene 32 i inngrep med for-ingsrørets 101 innvendige vegg. Drivhylsens bevegelse fra et "ikke-grepet" til et "grepet" stempel fremgår av figur 14 og 15. As the wedge 6 is now freed, it can freely move axially along the J-groove 51. As soon as the wedge 6 has been freed, mud pumps located on the surface rig or platform are started, thereby creating fluid pressure through the borehole 52. A significant amount of this fluid flows through the bore 52 to the cutter tool 56 to thereby force cutter knives 57 into cutting engagement with the casing. However, flow constrictions in the cutter tool 56 create significant back pressure, so that some fluid is forced through the actuation line 53 to the hydraulic chamber 54. This pressure overcomes the upward force caused by the pressure spring 15, and forces the piston tube 8 and the floating sleeve 24 downwards, whereby the gripping wedges 32 are forced down along the guide rail 35 and over the swivel cone 37. This downward movement brings the wedges 32 into engagement with the inner wall of the casing 101. The movement of the drive sleeve from a "non-engaged" to a "engaged" piston can be seen in figures 14 and 15.

Så snart kilene 32 har grepet foringsrøret, utsettes arbeidsstrengen for en strekkraft av en størrelse som i moderat grad sammentrykker tallerkenfjærene 42 og retter ut arbeidsstrengen. Denne strekkraft virker også til å "sette" kilene 32 i foringsrøret. Selv om størrelsen av slik strekk-kraft eller overtrykk vil variere på dybden av vannet som plattformen eventuelt befinner seg i, samt plattformens beskaffenhet (flytende, stasjonær, etc.), er det ønskelig å opprettholde en gjennomsnittlig overtrekksverdi på 4500 kg på arbeidsstrengen og foringsrør-spydet. Fordelen med slikt overtrekk er tidligere omtalt i forbindelse med kutterverktøyets effektivitet og den reduserte slitasje på arbeidsstrengen. Fordeler ved overtrekk innbefatter også den positive indikering at slik som slik strekkraft frembringer når foringsrøret er blitt avskåret, for derved å minske faren for at kutterverktøyet 56 fortsatt vil bli dreiet rundt i hullet etter at foringsrøret er blitt avskåret. As soon as the wedges 32 have gripped the casing, the working string is subjected to a tensile force of a magnitude which moderately compresses the disc springs 42 and straightens the working string. This tensile force also acts to "seat" the wedges 32 in the casing. Although the magnitude of such tensile force or overpressure will vary depending on the depth of the water in which the platform may be located, as well as the nature of the platform (floating, stationary, etc.), it is desirable to maintain an average overpull value of 4,500 kg on the working string and casing - the spear. The advantage of such a cover has been previously discussed in connection with the efficiency of the cutter tool and the reduced wear on the working string. Advantages of overdrawing also include the positive indication that such tensile force produces when the casing has been cut, thereby reducing the danger that the cutter tool 56 will continue to be rotated in the hole after the casing has been cut.

Så snart en ønsket grad av overtrekk er oppnådd på arbeidsstrengen og kilene er "satt" i borehullet, roteres kutterverktøyet 56 under spydet på konvensjonell måte for å bevirke avskjæring av foringsrøret. Pumpetrykk opprettholdes under denne operasjon for å holde kutterarmer 57 i utstrakt stilling og sirkulere borekaks ut av borehullet. Avhengig av hvordan foringsrøret er blitt avskåret i borehullet, vil fullføring av avskjæringsoperasjonen (og således avskjæring av foringsrøret) vanligvis føre til at foringsrørets 101 frie ende 101A blir trukket eller lirket noen få fot opp av borehullet som følge av det overtrekk som opprettholdes på arbeidsstrengen. Dette vil åpenbart føre til et merkbart fall i strekkbelastningen på arbeidsstrengen. Dersom det ikke oppnås noen avlasting av strekkbelastningen i arbeidsstrengen, vil likevel fullføring av snittet føre til et merkbart fall i fluidtrykk. Begge tilfeller gir signal om at foringsrøret er avskåret og tiltak kan igangsettes for opphenting. Once a desired degree of overdraft is achieved on the work string and the wedges are "set" in the borehole, the cutter tool 56 is rotated under the spear in conventional fashion to effect cut-off of the casing. Pump pressure is maintained during this operation to keep cutter arms 57 in an extended position and circulate cuttings out of the borehole. Depending on how the casing has been cut in the borehole, completion of the cut-off operation (and thus cutting the casing) will usually cause the free end 101A of the casing 101 to be pulled or pryed a few feet up the borehole as a result of the overdraft maintained on the work string. This will obviously lead to a noticeable drop in the tensile load on the working string. If no relief of the tensile load is achieved in the working string, completion of the cut will nevertheless lead to a noticeable drop in fluid pressure. Both cases give a signal that the casing has been cut off and measures can be initiated for recovery.

Når det er blitt klart at foringsrøret er avskåret, avbrytes pumpetrykk og kutterens 56 omdreining stoppes. Reduksjon av pumpetrykk tillater kutterknivene 57 å gå tilbake til en foldet, avlastet stilling. Gripekilene 32 opprettholder sin inngrepsposisjon i borehullet uavhengig av pumpetrykket, ettersom de er blitt "satt" ved hjelp av strekkraften i arbeidsstrengen. Dersom foringsrørets 101A frie ende gjennomgikk oppadbevegelse som følge av overtrykket, kan denne frie ende 101A normalt tilbaketrekkes fra borehullet ved strekkraft tilført gjennom plattformblokken. Dersom foringsrøret 101A ikke innledningsvis reagerer på overtrekk, eller deretter fastkjøres, kan det bli nødvendig å "banke" foringsrøret ved hjelp av et konvensjonelt slagrør 104. Dette oppnås på konvensjonell måte ved å påføre det en strekkraft høyere enn slagrørets utløsings-sette-kraft. For å bedre slagrørenes ytelse, er det ønskelig at denne utløsnings-strekkraft overskrider den strekkraft som er nødvendig for å sammentrykke tallerkenfjærene 42 til en massiv del. When it has become clear that the casing has been cut off, pump pressure is interrupted and the rotation of the cutter 56 is stopped. Reduction of pump pressure allows the cutter blades 57 to return to a folded, relieved position. The gripper wedges 32 maintain their engagement position in the borehole regardless of the pump pressure, as they have been "set" by means of the tensile force in the working string. If the free end of the casing 101A underwent upward movement as a result of the overpressure, this free end 101A can normally be withdrawn from the borehole by tensile force supplied through the platform block. If the casing 101A does not initially respond to overdraft, or is then jammed, it may be necessary to "bang" the casing with the help of a conventional impact pipe 104. This is achieved in a conventional way by applying a tensile force higher than the impact pipe's release-setting force. In order to improve the impact tubes' performance, it is desirable that this release tensile force exceeds the tensile force necessary to compress the plate springs 42 into a solid part.

Dersom slagene på arbeidsstrengen ikke virker, kan slagrørene tilbakestilles mens verktøyet forblir i hullet. Dette oppnås ved først å senke arbeidsstrengen uten omdreining mens pumpetrykket opprettholdes for å holde gripekilene 32 i deres inngrepsstilling. Når dette skjer vil foringsrørkutterens 56 kutterarmer 57 folde seg ut i det område hvor foringsrøret er blitt avskåret inntil kutterarmene 57 kommer til hvile på foringsrørets 101B fikserte, avskårete ende. Armene 57 vil da virke til å holde arbeidsstrengen mens slagrørene tilbakestilles hvoretter bankeoperasjonen gjentas som ovenfor angitt. If the punches on the work string do not work, the punch tubes can be reset while the tool remains in the hole. This is accomplished by first lowering the working string without rotation while maintaining pump pressure to hold the gripper wedges 32 in their engaged position. When this happens, the cutter arms 57 of the casing cutter 56 will unfold in the area where the casing has been cut until the cutter arms 57 come to rest on the fixed, cut end of the casing 101B. The arms 57 will then act to hold the working string while the impact tubes are reset, after which the tapping operation is repeated as indicated above.

Dersom kombinasjonen av skaking og trekking ikke virker, kan det bli nødvendig å tilbaketrekke enheten fra boringen og foreta et andre snitt i foringsrøret. For å skjære eller kutte foringsrørets 100 på nytt, er det nødvendig først å frigjøre gripekilene 32 hvilket innebærer redusering av pumpetrykk og nedsenking av arbeidsstrengen (vanligvis noen få tommer)(l tomme =2,54 cm)). Dette setter den oppadvirkende spennkraft i fjæren 15 istand til å overvinne kraften i hydraulikkammeret 54. Enheten blir så dreiet i retning mot høyre for igjen å bringe kilen 6 i inngrep i J-sporet 51. Foringsrørkutteren 56 blir så justert til et annet skjærenivå hvoretter den ovenfor beskrevne avskjæringssekvens gjentas. If the combination of shaking and pulling does not work, it may be necessary to withdraw the unit from the borehole and make a second cut in the casing. To cut or re-cut the casing 100, it is necessary to first release the gripper wedges 32 which involves reducing pump pressure and lowering the working string (typically a few inches)(l inch =2.54 cm)). This enables the upward tensioning force in the spring 15 to overcome the force in the hydraulic chamber 54. The unit is then rotated in a clockwise direction to again engage the wedge 6 in the J-slot 51. The casing cutter 56 is then adjusted to another cutting level after which it above described cut-off sequence is repeated.

Claims

1. Device (100) for cutting off and removing a casing string (101), and which is adapted for use with a working pipe string (105), the device comprising an activatable gripper assembly adapted for insertion into the casing string (101), the gripper assembly comprising a number of wedges (32) adapted to move between a first position where the wedges (32) essentially do not engage with the casing string and a second position where the wedges essentially engage with the casing string, the wedges (32) being movable between the first and second positions on approximately any location within the casing string (101); a mandrel assembly (1) extending through the gripper assembly, wherein the mandrel assembly (1) is mounted on and is rotatable relative to the gripper assembly and can be connected to a cutting assembly (56), characterized by a spring (42) arranged between the mandrel assembly (1) and the gripper assembly, whereby, in use, the casing string (101) can be biased upwards while the casing string (101) is cut by means of the cutting assembly (56).

2. Device according to claim 1, characterized in that the wedges (32) include a number of segments (32) arranged generally along the circumference.

3. Device according to claim 2, characterized in that the segments (32) are arranged around the circumference of a cone (37) which is generally arranged coaxially with the mandrel assembly (1).

4. Device according to claim 3, characterized in that the cone angle of the cone (37) is in the range approx. 4° - 30°.

5. Device according to claim 2, 3 or 4, characterized in that the segments (32) comprise a number of teeth (60) which are arranged around the outer contact surfaces of the segments (32), which teeth (60) have tangential cutting angles seen in end cross section and axial cutting angles seen in side cross-section.

6. Device according to any one of the preceding claims, characterized in that the wedges (32) are movable between the first and the second position in response to fluid pressure.

7. Device according to claim 6, characterized in that the wedges (32) are movable between the first and the second position in response to fluid pressure in the working pipe string (105).

8. Device according to claim 7, characterized in that the wedges (32) can be returned to their first position by reducing the pressure in the working pipe string (105).

9. Method for cutting off and removing a casing string (101) from a borehole during a single trip of a working pipe string in the borehole, where the method uses a device (100) adapted for use on a working pipe string (105), the device comprising a gripping assembly adapted to is introduced into the casing string (101), where the gripping assembly comprises several wedges (32) adapted to move between a first position where the wedges (32) do not substantially engage with the casing and a second position where the wedges primarily engage with the casing, the wedges ( 32) are movable between the first and second positions at approximately any location within the casing string (110); and a mandrel assembly (1) extending through the gripper assembly, the mandrel assembly (1) being mounted on and rotatable relative to the gripper assembly; and can be connected to a cutting assembly (56), where the device comprises a spring (42), arranged between the mandrel assembly (1) and the gripper assembly, whereby, in use, the casing string (101) can be biased upwards while the casing string (101) is cut by the cutting assembly (56) , wherein the method comprises the following steps: attaching the cutting assembly (56) to the mandrel assembly (1) of the device (100); submerging the device (100) and the cutting assembly (56) in the casing string (101) until the cutting assembly (56) is at a depth where it is desired to cut the casing string (101); applying hydraulic pressure in the working tubing string (105) to activate the device's (100) gripping assembly, to force the wedges (32) into engagement with the casing string (101); characterized in that the method further comprises the following steps: applying tension to the working tubing string to tension the casing string (101) via the spring (42); rotating the working tubing string to rotate the cutting assembly (56) to cut the casing string (101); and after the casing string (101) is cut, removing the casing string (101) from the wellbore.

10. Method according to claim 9, characterized in that it comprises the following further steps: unloading the hydraulic pressure to release the wedges (32) from engagement with the casing string (101), moving the working pipe string to bring the device (100) and the cutting assembly (56) to a other desired location within the casing string (101); and applying hydraulic pressure in the working pipe string to bring the wedges (32) into engagement with the casing string (101) at said second desired location in the casing string (101).

11. Method according to claim 9 or 10, characterized by the following further steps: attaching a shock tube (104) to the working pipe string (105); and activating the shock tube (104), after cutting off the casing string (101), to expose the casing string (101) to a impact force.