NO317821B1

NO317821B1 - Wellhead assembly and method for drilling wells

Info

Publication number: NO317821B1
Application number: NO20011680A
Authority: NO
Inventors: Laurence John Ayling
Original assignee: Coupler Dev Ltd
Priority date: 1998-10-14
Filing date: 2001-04-04
Publication date: 2004-12-13
Also published as: AU759454B2; AU6220799A; BR9914774A; EP1121508B1; WO2000022278A1; CA2346880C; GB9822303D0; EP1121508A1; DE69924629D1; CA2346880A1; NO20011680D0; ATE292740T1; NO20011680L; MXPA01003767A

Description

BRØNNHODESAMMENSTILLING OG FREMGANGSMÅTE FOR BORING AV BRØNNER WELL HEAD ASSEMBLY AND PROCEDURE FOR DRILLING WELLS

Den foreliggende oppfinnelse vedrører en brønnhodesammenstil-ling og en fremgangsmåte for boring av brønner, spesielt for boring etter hydrokarboner. The present invention relates to a wellhead assembly and a method for drilling wells, in particular for drilling for hydrocarbons.

Ved boring av brønner for hydrokarboner, spesielt petroleum, roteres borestrengen for å drive borkronen, og boreslam sirkuleres for å kjøle ned, smøre og fjerne borekaks som dannes ved boring. When drilling wells for hydrocarbons, especially petroleum, the drill string is rotated to drive the drill bit, and drilling mud is circulated to cool, lubricate and remove cuttings formed during drilling.

Etter som boret trenger ned i jorden, føyes flere rørstreng-seksjoner til rørstrengen. Dette medfører stopp i boringen mens rørene føyes til. Prosessen reverseres når borestrengen fjernes, for eksempel for å skifte ut borkronen. Denne avbry-telsen i boringen betyr normalt at sirkulasjonen av boreslammet stopper og må startes opp når boringen tar til igjen, noe som i tillegg til å være tidkrevende og kostbart, kan føre til skader på veggene i brønnen som bores, og kan føre til problemer med å holde brønnen 'åpen'. As the drill penetrates the soil, more pipe string sections are added to the pipe string. This causes the drilling to stop while the pipes are added. The process is reversed when the drill string is removed, for example to replace the drill bit. This interruption in drilling normally means that the circulation of the drilling mud stops and must be restarted when drilling resumes, which, in addition to being time-consuming and expensive, can lead to damage to the walls of the well being drilled, and can lead to problems with keeping the well 'open'.

En fremgangsmåte for kontinuerlig rotasjon av borkronen under tilføying eller fjerning av rør beskrives i patentsøknad PCT 97/02815. A method for continuous rotation of the drill bit while adding or removing pipe is described in patent application PCT 97/02815.

I denne søknad er det fremskaffet en fremgangsmåte for boring av brønner, i hvilken fremgangsmåte en borkrone roteres i enden av en borestreng omfattende sammenføyde rørelementer, og boreslam sirkuleres gjennom den rørformede borestreng, og rørelementer føyes til eller fjernes fra borestrengen mens sirkulasjonen av boreslam opprettholdes. In this application, a method for drilling wells is provided, in which method a drill bit is rotated at the end of a drill string comprising joined pipe elements, and drilling mud is circulated through the tubular drill string, and pipe elements are added to or removed from the drill string while the circulation of drilling mud is maintained.

Fremgangsmåten sørger for tilførsel av boreslam ved riktig trykk i umiddelbar nærhet av rørforbindelsen som er i ferd med å brytes, slik at strømmen av boreslam som tilføres på denne måte, overlapper med strømmen av boreslam fra det toppdrevne rotasjonssystem, og etter som røret skilles fra borestrengen, stoppes strømmen av boreslam til det fraskilte rør, f.eks. ved stenging av en blindeventil eller annen sikring eller stengeinnretning, som for eksempel en sluseventil. The method provides for the supply of drilling mud at the correct pressure in the immediate vicinity of the pipe connection that is about to be broken, so that the flow of drilling mud supplied in this way overlaps with the flow of drilling mud from the top-driven rotation system, and after the pipe is separated from the drill string , the flow of drilling mud to the separated pipe is stopped, e.g. when closing a blind valve or other fuse or shut-off device, such as a sluice valve.

Det fraskilte rør kan så spyles, for eksempel med luft eller vann (dersom under vann), trykkavlastes, trekkes ut, koples fra det toppdrevne rotasjonssystem og fjernes. Virkningen av nevnte sikring er å dele rørforbindelsen i to deler, for eksempel ved å dele trykkammeret i koplingen som forbinder røret med borestrengen. Sirkulasjon av boreslam til borestrengen ved nødvendig trykk fortsetter. The separated tube can then be flushed, for example with air or water (if underwater), depressurized, pulled out, disconnected from the top-driven rotation system and removed. The effect of said fuse is to divide the pipe connection into two parts, for example by dividing the pressure chamber in the coupling that connects the pipe to the drill string. Circulation of drilling mud to the drill string at the required pressure continues.

I en foretrukket utførelse av oppfinnelsen kan et rør til-føyes ved hjelp av en klemanordning som omfatter en kopler, In a preferred embodiment of the invention, a pipe can be added by means of a clamping device comprising a coupler,

og den øvre ende av borestrengen omsluttes og gripes av nedre del av kopleren, i hvilken kopler det befinner seg en blindesikring som skiller øvre og nedre del av kopleren, idet røret så føyes til øvre del av kopleren og tettes ved hjelp av en and the upper end of the drill string is enclosed and grasped by the lower part of the coupler, in which coupler there is a blind fuse that separates the upper and lower part of the coupler, as the pipe is then added to the upper part of the coupler and sealed with the help of a

ringromssikring, og blindesikringen åpnes, og den nedre ende av røret og den øvre ende av borestrengen føyes sammen. annulus fuse, and the blind fuse is opened, and the lower end of the pipe and the upper end of the drill string are joined together.

Når den er i bruk, vil den nedre seksjon av kopleren nedenfor blindesikringen allerede omslutte den øvre ende av borestrengen før røret senkes ned, og når røret senkes ned i kopleren, vil den øvre seksjon av kopleren ovenfor blindesikringen omslutte den nedre ende av røret. When in use, the lower section of the coupler below the blind fuse will already enclose the upper end of the drill string before the pipe is lowered, and when the pipe is lowered into the coupler, the upper section of the coupler above the blind fuse will enclose the lower end of the pipe.

Røret kan føyes til borestrengen ved å feste den nedre seksjon av kopleren til den øvre ende av den roterende borestreng, mens blindesikringen i stengt stilling forhindrer utstrømning av boreslam eller borefluid. Røret senkes mer eller mindre rett ovenfra og ned i den øvre seksjon av kopleren, og det roterende rør tettes så ved hjelp av en tetning, slik at alt borefluidet holdes inne, deretter åpnes blindesikringen, og røret og borestrengen bringes i kontakt med hverandre og koples sammen, mens rørgriperne gir røret og borestrengen nødvendig dreiemoment. The pipe can be joined to the drill string by attaching the lower section of the coupler to the upper end of the rotating drill string, while the blind safety in the closed position prevents the outflow of drilling mud or drilling fluid. The pipe is lowered more or less straight from the top down into the upper section of the coupler, and the rotating pipe is then sealed with a seal, so that all the drilling fluid is kept in, then the blind fuse is opened, and the pipe and drill string are brought into contact with each other and connected together, while the pipe grippers provide the pipe and the drill string with the necessary torque.

Den nedre ende av røret og den øvre ende av borestrengen skilles fra hverandre ved hjelp av blindesikringen, slik at rørseksjonen kan tettes ved hjelp av en øvre ringromssikring, slik at det ikke forekommer noen vesentlig utstrømning av boreslam eller borefluid når blindesikringen åpnes, og røret og borestrengen kan føres sammen og bringes opp til nødvendig dreiemoment. The lower end of the pipe and the upper end of the drill string are separated from each other by means of the blind fuse, so that the pipe section can be sealed by means of an upper annulus fuse, so that no significant outflow of drilling mud or drilling fluid occurs when the blind fuse is opened, and the pipe and the drill string can be brought together and brought up to the required torque.

For å fjerne et nytt rør fra borestrengen trenger rørspolen eller slitasjestykket under det toppdrevne rotasjonssystem inn i den øvre del av trykkammeret, deretter spyles den/det ut med boreslam og trykksettes; blindeventilen åpnes og lar det toppdrevne rotasjonssystem besørge sirkulerende boreslam, og gjør det mulig å kople til spolen og dreie denne inn i borestrengen. Trykktanken kan så gjøres trykkløs, spyles med luft (eller vann dersom under vann), og borestrengen heves til neste ledd er inne i trykkammeret, med 'kile- og gripeanordning'-ventilen stengt, trykkammeret spyles med boreslam og trykksettes, og syklusen gjentas. To remove a new pipe from the drill string, the pipe spool or wear piece penetrates under the top-driven rotation system into the upper part of the pressure chamber, then it is flushed out with drilling mud and pressurized; the blind valve opens and allows the top-driven rotation system to provide circulating drilling mud, making it possible to connect the spool and turn it into the drill string. The pressure tank can then be depressurised, flushed with air (or water if underwater), and the drill string raised until the next link is inside the pressure chamber, with the 'wedge and gripper' valve closed, the pressure chamber flushed with drilling mud and pressurized, and the cycle repeated.

Kopleren inkluderer fortrinnsvis roterende kilebelter som bærer borestrengen når det toppdrevne rotasjonssystem løftes opp for å ta imot og kople til et nytt rør. The coupler preferably includes rotating V-belts that carry the drill string as the top-driven rotary system is raised to receive and couple new pipe.

Kopleren kan være en statisk kopler som er forbundet til og over brønnhodets UBIS-stakk (UBIS = utblåsingssikring), og som arbeider hånd-i-hånd med et toppdrevet rotasjonssystem eller en bevegelig kopler som håndterer rørene over den sta-tiske kopleren. The coupler can be a static coupler that is connected to and above the wellhead's UBIS stack (UBIS = blowout protection), and which works hand-in-hand with a top-driven rotation system or a movable coupler that handles the pipes above the static coupler.

Kopleren kan være en bevegelig kopler som er koplet fra brønnhodets UBIS-stakk, og som arbeider hånd-i-hånd med et toppdrevet rotasjonssystem eller en andre bevegelig kopler som håndterer rørene over denne og dermed gjør det mulig for borestrengen å bevege seg jevnt i det vertikale plan under inn- og utkjøring av borestrengen, eller gjør det mulig å fortsette boring under tilføying av en rørseksjon. The coupler can be a movable coupler that is connected from the wellhead's UBIS stack, and which works hand-in-hand with a top-driven rotation system or a second movable coupler that handles the pipes above it and thus enables the drill string to move smoothly in it vertical planes during run-in and run-out of the drill string, or make it possible to continue drilling while adding a pipe section.

Kopleren kan være en bevegelig kopler som er koplet fra brønnhodets UBIS-stakk, med én eller flere ovenforliggende identiske, bevegelige kopiere som veksler på å være den nederste kopler og dermed arbeider "hånd-over-hånd", og også muliggjør jevn bevegelse av strengen under inn- og utkjøring av borestrengen eller når boring fortsetter under tilføying av et rør til strengen. The coupler can be a movable coupler that is coupled from the wellhead's UBIS stack, with one or more identical movable copies above that alternate being the bottom coupler, thus working "hand-over-hand", and also enabling smooth movement of the string during run-in and run-out of the drill string or when drilling continues while adding a pipe to the string.

Fremgangsmåten som beskrives i patentsøknad PCT/GB97/02815 plasserer kile- og gripeanordningen enten innenfor eller utenfor koplerens trykkskrog. The method described in patent application PCT/GB97/02815 places the wedge and gripping device either inside or outside the pressure housing of the coupler.

Nærværende søker har nå kommet opp med en forbedret konstruk-sjon og fremgangsmåte for kontinuerlig boring. The present applicant has now come up with an improved construction and method for continuous drilling.

Ifølge oppfinnelsen er det fremskaffet en brønnhodesammen-stilling som omfatter en UBIS-stakk over hvilken det i rekke-følge er plassert: According to the invention, a wellhead assembly has been provided which comprises a UBIS stack above which the following are placed in sequence:

(i) en nedre ringromssikring (i) a lower annulus fuse

(ii) en nedre gripe- og kileanordning som er tilpasset til å gå i inngrep med en borestreng nede i brønnen (ii) a lower grab and wedge device adapted to engage a downhole drill string

(iii) en blindesikring (iii) a blind protection device

(iv) en øvre gripe- og kileanordning som er tilpasset til å gå i inngrep med et rør som skal føyes til borestrengen, og (iv) an upper gripper and wedge device adapted to engage a pipe to be joined to the drill string, and

(v) en øvre ringromssikring, (v) an upper annulus fuse,

i hvilken den øvre gripe- og kileanordning er i stand til å passere gjennom blindesikringen når blindesikringen befinner seg i den åpne stilling. in which the upper gripping and wedging device is capable of passing through the blind safety when the blind safety is in the open position.

Dette vises på figur 1 av de ledsagende tegninger, og opera-sjons sekvens en for tilføying av et rør til strengen er vist på figur 2. This is shown in Figure 1 of the accompanying drawings, and the sequence of operations for adding a tube to the string is shown in Figure 2.

Gripeanordningene er midlene ved hjelp av hvilke rørene gripes kraftig nok til å overføre en rotasjonskraft eller et dreiemoment ved hjelp av friksjonsflater som er formet slik at de passer til ytterflatene på borerørskoplingen eller rø-rakselen, eller ved hjelp av motordrevne valser, hvor begge fremgangsmåter er vanlige i tradisjonelle rørkoplingsmaski-ner. The gripping devices are the means by which the tubing is gripped powerfully enough to transmit a rotational force or torque by means of friction surfaces shaped to fit the outer surfaces of the drill pipe coupling or pipe shaft, or by means of motor-driven rollers, both methods being common in traditional pipe coupling machines.

Kilebeltene er midlene ved hjelp av hvilke det utøves en aksialkraft mot røret for å forhindre at det glipper, ved hjelp av en kilevirkning og/eller ved å forhindre passasjen av fortykkelsen på borerørskoplingen, noe som er vanlig i tradisjonelle kilebelter. V-belts are the means by which an axial force is applied to the pipe to prevent it from slipping, by means of a wedging action and/or by preventing the passage of the thickening of the drill pipe coupling, which is common in traditional V-belts.

Gripeanordningene og kilebeltene kombinerer gripe- og slure-virkningen ved enten å modifisere profilen av friksjonspu-tene, valsene eller kilebeltene, eller ved å integrere de enkelte gripeanordninger og kilebelter slik at de har en sam-let virkning. The gripping devices and wedge belts combine the gripping and slurring effect by either modifying the profile of the friction pads, rollers or wedge belts, or by integrating the individual gripping devices and wedge belts so that they have an overall effect.

Orienteringen av brønnhodesammenstillingen refererer seg til brønnhodesammenstillingen når denne befinner seg i stilling på en borestreng. The orientation of the wellhead assembly refers to the wellhead assembly when it is in position on a drill string.

Gripemekanismene med eller uten integrerte kilebelter kan oppnås ved ganske enkelt å endre materialene og profilen av hardmetallknappene i den tradisjonelle roterende UBIS, avleder, sikring eller roterende styrehodé. Alternativt kan gri-pefunksjonen oppnås gjennom tradisjonelle metoder ved bruk av kile, vektstang, motorisert rulleskrue eller andre mekaniske innretninger bevirket ved hjelp av hydrauliske, elektriske eller mekaniske midler som for eksempel de som anvendes i spennpatronkoplinger, roterende automatkiler for foringsrør-tenger eller aktuelle rørkoplingsmaskiner. The gripping mechanisms with or without integrated V-belts can be achieved by simply changing the materials and profile of the carbide buttons in the traditional rotary UBIS, deflector, fuse or rotary steering head. Alternatively, the gripping function can be achieved through traditional methods using wedges, barbells, motorized roller screws or other mechanical devices effected by means of hydraulic, electrical or mechanical means such as those used in chuck couplings, rotating automatic wedges for casing tongs or relevant pipe coupling machines .

Ved bruk gjør oppfinnelsen det mulig å føye et rør til en borestreng når en borestreng roterer og boreslammet strømmer. Den nedre gripe- og kileanordning bærer og roterer borestrengen, sirkulasjonen av rørstrengen fortsetter uavbrutt, og over- eller underhalansert trykk i borehullet og ringrommet opprettholdes kontinuerlig. Den øvre sikring er åpen, og det nye rør posisjoneres på blindesikringen. Det eksisterer fortrinnsvis en plasseringsanordning, slik at røret plasseres korrekt over borestrengen, for eksempel ved å la røret lande på en opphøyet kam på blindesikringen, dvs. at røret er i"nullinngrep". In use, the invention makes it possible to add a pipe to a drill string when a drill string rotates and the drilling mud flows. The lower grab and wedge device carries and rotates the drill string, the circulation of the pipe string continues uninterrupted, and over or under pressure in the borehole and annulus is continuously maintained. The upper fuse is open, and the new pipe is positioned on the blind fuse. There is preferably a positioning device, so that the pipe is correctly placed over the drill string, for example by letting the pipe land on a raised ridge on the blind fuse, i.e. that the pipe is in "zero engagement".

Deretter stenges den øvre sikring og øvre gripe- og kileanordning, og luft (eller vann dersom boringen finner sted under vann) i det nye rør kan erstattes med det aktuelle boreslam. The upper safety and upper gripper and wedge device are then closed, and air (or water if the drilling takes place underwater) in the new pipe can be replaced with the relevant drilling mud.

Deretter åpnes blindesikringen, og sirkulasjonen (eller den omvendte sirkulasjon) av rørstrengen fortsetter uavbrutt fra to overlappende kilder, og over- eller underbalansert trykk i borehullet og ringrommet opprettholdes kontinuerlig. Then the deadlock is opened, and circulation (or reverse circulation) of the tubing string continues uninterrupted from two overlapping sources, and over- or under-balanced pressure in the wellbore and annulus is continuously maintained.

Det nye rør bringes så i kontakt med borestrengen ved å passere gjennom blindesikringen, og styres ved hjelp av den øvre gripe- og kileanordning. Når røret er i kontakt med borestrengen, roterer det nye rør raskere enn borestrengen, slik at det nye rør gis et dreiemoment ved at den øvre gripe- og kileanordning virker mot den nedre gripe- og kileanordning, mens begge fortsetter å rotere, og det nye rør skrus på øvre ende av borestrengen The new pipe is then brought into contact with the drill string by passing through the blind protection, and is controlled by means of the upper gripper and wedge device. When the pipe is in contact with the drill string, the new pipe rotates faster than the drill string, so that the new pipe is torqued by the upper gripper and wedge assembly acting against the lower gripper and wedge assembly as both continue to rotate, and the new pipe is screwed onto the upper end of the drill string

Det nye rør roterer fortrinnsvis ikke like raskt som strengen når det først kommer i kontakt med strengen, slik at hoppingen av gjengene kan "føles", og akselerasjon av rørets rotasjon kan settes i gang umiddelbart etter at et hopp kjennes, for således å eliminere enhver mulighet for kryssgjenging på grunn av mangel på innretting eller synkronisering. Preferably, the new tube does not rotate as fast as the string when it first contacts the string, so that the jump of the threads can be "felt", and acceleration of the tube's rotation can be initiated immediately after a jump is felt, thus eliminating any possibility of cross threading due to lack of alignment or synchronization.

Den øvre ringromssikring og gripe- og kileanordning åpnes, borestrengen senkes ned, og prosessen kan gjentas. For å fjerne et rør, snus rekkefølgen. The upper annulus safety and gripper and wedge device are opened, the drill string is lowered, and the process can be repeated. To remove a pipe, reverse the order.

Det er et trekk ved fremgangsmåten ifølge PCT/GB97/02815 at enten den ene eller den andre av eller både den øvre og den nedre gripe- og kileanordning kan plasseres innenfor eller utenfor koplerens trykkskrog, og dersom den er utenfor, kan funksjonen til den øvre gripe- og kileanordning utføres av et toppdrevet rotasjonssystem, og funksjonen til den nedre gripe- og kileanordning kan utføres av et motordrevet rotasjonsbord, noe som vises på figur 3. It is a feature of the method according to PCT/GB97/02815 that either one or the other of or both the upper and the lower gripping and wedging devices can be placed inside or outside the pressure hull of the coupler, and if it is outside, the function of the upper gripper and wedge device is performed by a top-driven rotary system, and the function of the lower gripper and wedge device can be performed by a motor-driven rotary table, which is shown in Figure 3.

Den øvre gripe- og kileanordning kan, dersom den befinner seg utenfor koplerens trykkskrog, være et toppdrevet rotasjonssystem eller øvre del av en rørkoplingsmaskin (men med begrenset evne til å snubbe et rør mot et innvendig trykk), eller manuell rørkopling (uten noen evne til å snubbe mot et innvendig trykk). The upper gripping and wedging device, if located outside the pressure hull of the coupler, may be a top-driven rotary system or upper part of a pipe coupling machine (but with limited ability to trip a pipe against an internal pressure), or manual pipe coupling (without any ability to to stumble against an internal pressure).

Den nedre gripe- og kileanordning kan, dersom den befinner seg utenfor trykkskroget, være motordrevne, roterende kilebelter som er i stand til å bære en rørstreng, eller nedre del av en rørkoplingsmaskin med en begrenset evne til å bære vekten av en rørstreng, eller et bunndrevet rotasjonssystem av en utradisjonell type lik rørgriperskinnene som benyttes ved rørlegging til havs. The lower gripping and wedging device, if located outside the pressure hull, may be motor-driven, rotating V-belts capable of carrying a string of pipe, or the lower part of a pipe coupling machine with a limited ability to support the weight of a string of pipe, or a bottom-driven rotation system of an unconventional type similar to the pipe gripper rails used when laying pipes at sea.

Øvre og nedre gripe- og kileanordninger kan, dersom de befinner seg innefor koplerens trykkskrog, være roterende kilebelter av den type som er utviklet av Varco BJ eller gripedelene i en tradisjonell rørkoplingsmaskin, modifisert slik at de Upper and lower gripping and wedging devices, if located inside the coupler's pressure hull, can be rotating V-belts of the type developed by Varco BJ or the gripping parts of a traditional pipe coupling machine, modified so that they

kan bære vekten av rørstrengen og rotere og dreie inn øvre og nedre boks på borerørskoplingen ved hjelp av et differen-sialdrev, for således å gjøre det mulig for begge bokser å can support the weight of the pipe string and rotate and pivot the upper and lower boxes on the drill pipe coupling by means of a differential drive, thus enabling both boxes to

fortsette å rotere etter hvert som de koples sammen eller fra hverandre. continue to rotate as they connect or disconnect.

Øvre og nedre gripe- og kileanordninger kan, dersom de befinner seg innefor koplerens trykkskrog, befinne seg over eller under blindesikringen eller gå gjennom denne når den er åpen. Den foretrukne løsning er å bære strengen ved hjelp av en gripe- og kileanordning montert i et stort lager i nedre del av koplerens trykkskrog, og å gripe røret med den øvre gripe-og kileanordning i øvre del, mens det fylles med boreslam, og deretter bevege røret ned gjennom den åpne blindesikring for å gjennomføre tilkoplingen. Upper and lower gripping and wedge devices can, if they are located inside the pressure housing of the coupler, be above or below the blind fuse or pass through it when it is open. The preferred solution is to carry the string by means of a gripping and wedging device mounted in a large bearing in the lower part of the coupler pressure hull, and to grip the pipe with the upper gripping and wedging device in the upper part, while filling with drilling mud, and then move the pipe down through the open blind fuse to complete the connection.

Den snubbekraft som er nødvendig mot maksimum innvendig slamtrykk, er mye høyere enn det som er mulig ved å skyve røret inn i brønnhodet ved bruk av en ytre kraft. Ved å bruke gripe- og kileanordningsparet tett sammen, blir kraftlinjene korte og holdes innenfor trykkskrogets massive legeme. For å gjøre det mulig for gjengene å gå i inngrep uten å bruke unødvendig kraft, trykkbalanseres vertikalbevegelsen av den øvre gripe- og kileanordning innenfor trykkskroget. The tripping force required against the maximum internal mud pressure is much higher than what is possible by pushing the pipe into the wellhead using an external force. By using the gripper and wedge device pair close together, the lines of force are kept short and kept within the massive body of the pressure hull. To enable the threads to engage without using unnecessary force, the vertical movement of the upper gripper and wedge assembly is pressure balanced within the pressure hull.

Av flere grunner er den foretrukne løsning å plassere både den øvre og den nedre gripe- og kileanordning innefor koplerens trykkskrog, hvilke grunner innbefatter følgende: (a) Gripingen finner sted på rørkoplingsboksens tykkere vegg, med en mer ru overflate og større diameter; (b) Tettingen finner sted på rørakselens glattere overflate og mindre diameter; (c) Kilebeltene virker positivt på boksens fortykkelsesskul-der; (d) Kraftlinjeveiene reduseres til et minimum; For several reasons, the preferred solution is to place both the upper and lower gripping and wedging devices inside the coupler's pressure hull, which reasons include the following: (a) The gripping takes place on the thicker wall of the tube junction box, with a rougher surface and larger diameter; (b) The sealing takes place on the smoother surface and smaller diameter of the pipe shaft; (c) The wedge belts have a positive effect on the thickening shoulders of the box; (d) Power line roads are reduced to a minimum;

(e) Sammenpasningsnøyaktigheten maksimeres. (e) Matching accuracy is maximized.

Når det gjelder sammenstilling og bryting av rørkoplingsfor-bindelser under høyt trykk, også opp til sikringenes fulle konstruksjonstrykk, er det praktisk talt umulig å "snubbe" rør inn i brønnhodet. Selv ved relativt moderat trykk er det nødvendig med spesialutstyr for å snubbe rør inn i et trykk-satt brønnhode. When it comes to assembling and breaking pipe connection connections under high pressure, even up to the fuses' full design pressure, it is practically impossible to "sniff" pipes into the wellhead. Even at relatively moderate pressure, special equipment is required to slip pipe into a pressurized wellhead.

Denne oppfinnelse muliggjør imidlertid snubbing ved å "trek-ke" de to halvdeler av rørkoplingen sammen ved hjelp av kopleren i stedet for å skyve røret med utvendig rigging, noe som er praksis i dag. Denne oppfinnelse gjør det mulig å føye rør til strengen selv ved UBIS-stakkens fulle konstruksjonstrykk . However, this invention enables snubbing by "pulling" the two halves of the pipe coupling together by means of the coupler instead of pushing the pipe with external rigging, which is the practice today. This invention makes it possible to add pipes to the string even at the full design pressure of the UBIS stack.

For å oppnå nøyaktig og kontrollert sammenstilling og bryting av rørkoplinger under høyt slamtrykk kan rørkoplingens to halvdeler beveges mot hverandre eller fra hverandre med en minimal kraft ved å trykkutjevne den øvre gripe- og kilean-ordnings aksialbevegelse, som vist på figurer 1 og 2, hvilke representerer den foretrukne løsning for basiskopleren. To achieve accurate and controlled assembly and breaking of pipe couplings under high mud pressure, the two halves of the pipe coupling can be moved towards each other or apart with minimal force by pressure equalizing the upper gripper and wedge arrangement axial movement, as shown in Figures 1 and 2, which represents the preferred solution for the base coupler.

I tillegg forenkles inndreiingen av den ene gripe- og kileanordning mot den andre, etter som de to befinner seg så nær hverandre og inne i et massivt legeme. In addition, the fitting of one gripper and wedge device against the other is simplified, since the two are so close to each other and inside a massive body.

I basiskopleren gjør ikke gripe- og kileanordningen noe mer enn det en tradisjonell rørkoplingsmaskin oppnår, men det gjøres ved innløpsslammets trykk under normal boreslamsirku-lasjon. Dette er for å holde strengen rolig mens røret skrus inn og koplingen deretter gis et dreiemoment på opp til 94850 Nm (70000 ft Ibs). Denne oppfinnelse gjør det mulig å gjøre dette ved trykk inne i kopleren, opp til slampumpenes fulle utløpstrykk eller sikringenes konstruksjonstrykk, avhengig av hvilket av disse som er lavest. In the basic coupler, the gripping and wedge device does nothing more than what a traditional pipe coupling machine achieves, but it is done by the pressure of the inlet mud during normal drilling mud circulation. This is to keep the string steady while the pipe is screwed in and the coupling is then torqued up to 94850 Nm (70000 ft Ibs). This invention makes it possible to do this at pressure inside the coupler, up to the full discharge pressure of the mud pumps or the construction pressure of the fuses, depending on which of these is the lowest.

Denne basiskopler gjør det mulig å opprettholde kontinuerlig slamsirkulasjon under tilføying eller fjerning av rør, noe som oppnår de fleste av fordelene ved den nye borefremgangs-måte, som f.eks. jevn ECD (Equivalent Circulation Density - ekvivalent sirkulasjonstetthet), god formasjonsbehandling og unngåelse av fastkjørte borkroner og bunnhulIsstrenger (BHA - bottom hole assembly). This base coupler makes it possible to maintain continuous mud circulation while adding or removing pipe, which achieves most of the advantages of the new drilling process, such as even ECD (Equivalent Circulation Density), good formation treatment and avoidance of jammed drill bits and bottom hole strings (BHA - bottom hole assembly).

Basiskopleren kan settes sammen av gjennomprøvde deler av rørkoplingsmaskiner og stempelventiler, og krever lite utvikling. Den egner seg for ettermontering på de fleste av de eksisterende borerigger som gjør bruk av drivrørsboring. Basiskopleren må plasseres under rotasjonsbordet for at driv-rørsforingen ikke skal være nødt til å gå gjennom kopleren. Basiskopleren må derfor utformes slik at den kan bære vekten av strengen ved sammenkopling og fråkopling av borerørskop-linger. Dermed er operasjonssekvensen for kopleren som vist på figur 4. The basic coupler can be assembled from proven parts of pipe coupling machines and piston valves, and requires little development. It is suitable for retrofitting on most of the existing drilling rigs that use drive pipe drilling. The base coupler must be placed under the rotary table so that the drive pipe liner does not have to pass through the coupler. The basic coupler must therefore be designed so that it can bear the weight of the string when connecting and disconnecting drill pipe couplings. Thus, the operating sequence for the coupler is as shown in Figure 4.

I rotasjonskopleren roterer de to gripe- og kileanordnings-settene under sammenkopling og fråkopling, slik at strengen kan fortsette å rotere. Skruing og inndreiing av verktøyet oppnås ved hjelp av en differensialutveksling som sikrer at koplingens dreiemoment er uavhengig av dreiemomentet som kreves for å rotere strengen. In the rotary coupler, the two sets of gripper and wedge devices rotate during engagement and disengagement so that the string can continue to rotate. Screwing and threading of the tool is achieved by means of a differential gear which ensures that the coupling torque is independent of the torque required to rotate the string.

Denne rotasjonskopler gjør det mulig å opprettholde en uavbrutt slamsirkulasjon og strengrotasjon mens rør tilføyes eller fjernes fra strengen, noe som oppnår nesten alle fordelene som er ført opp nedenfor. This rotary coupler allows uninterrupted mud circulation and string rotation to be maintained while pipe is added or removed from the string, achieving almost all of the benefits listed below.

Rotasjonskopleren kan settes sammen av gjennomprøvde deler av rørkoplingsmaskiner, roterende automatkiler og roterende UBIS'er med en viss teknisk utvikling. Den egner seg for ettermontering på de fleste av de eksisterende borerigger som gjør bruk av toppdrevet boring. Dermed er operasjonssekvensen for kopleren som vist på figur 6. Muligheten for å integrere kopleren med UBIS-stakken reduserer den totale høyden ytter-ligere, som vist på figur 7. The rotary coupler can be assembled from proven parts of pipe coupling machines, rotary automatic wedges and rotary UBISs with a certain technical development. It is suitable for retrofitting on most of the existing drilling rigs that use top-driven drilling. Thus, the operating sequence for the coupler is as shown in Figure 6. The option to integrate the coupler with the UBIS stack further reduces the overall height, as shown in Figure 7.

I tilfelle av drivrørsboring vil slitasjestykket for drivrø-ret, ved kopling av drivrøret. til eller fra strengen, anordne gripeflaten som gripeanordningen kan gripe, en fortykkelses-skulder som kilebeltene kan virke på, og en glatt aksel som sikringen kan tette mot. In the case of drive pipe drilling, the wear piece for the drive pipe will, when connecting the drive pipe. to or from the string, provide the gripping surface for the gripping device to grip, a thickening shoulder for the V-belts to act on, and a smooth shaft for the fuse to seal against.

Ved drivrørsboring må selve boringen stoppe mens et nytt rør føyes til strengen, fordi drivrøret må hentes ut av hullet, noe som løfter borkronen 9 meter eller mer opp fra bunnen , og dermed har det mindre betydning at rotasjonen av strengen ikke er kontinuerlig. De fleste av fordelene oppnås fremdeles gjennom den kontinuerlige sirkulasjon av boreslammet, som allerede angitt. When driving pipe drilling, the actual drilling must stop while a new pipe is added to the string, because the drive pipe must be retrieved from the hole, which raises the bit 9 meters or more from the bottom, and thus it is less important that the rotation of the string is not continuous. Most of the benefits are still achieved through the continuous circulation of the drilling mud, as already indicated.

Det er imidlertid mulig med denne oppfinnelse å flytte rotasjonsbordet 9 meter opp, slik at bunnen av drivrøret når kopleren når det er tid for å føye et nytt rør til strengen. Ved hjelp av denne fremgangsmåte kan borkronen bli på bunnen mens det føyes et nytt rør til strengen. Dette vil normalt være å be om problemer, men den kontinuerlige slamsirkulasjon gjør at man unngår at borekaks og andre rester avsettes rundt borkronen og bunnhulIsstrengen. Dette er vist på figur 5. However, it is possible with this invention to move the rotary table 9 meters up, so that the bottom of the drive pipe reaches the coupler when it is time to add a new pipe to the string. Using this method, the drill bit can remain on the bottom while new pipe is added to the string. This would normally be asking for trouble, but the continuous mud circulation means that you avoid drilling cuttings and other residues being deposited around the drill bit and the bottomhole ice string. This is shown in figure 5.

Dermed kan boring fortsette, forutsatt at det er inkludert et støte- og demperør (eller trykksylinder) over vektrørseksjo-nen, og forutsatt at borkronen kan rotere. Dersom det benyt tes en basiskopler, vil kontinuerlig borkronerotasjon kreve en borkronemotor som gjør bruk av den kontinuerlige slamsirkulasjon som nå er tilgjengelig . Dersom borkronen roteres ved hjelp av strengen, kan rotasjonskopleren brukes til å opprettholde strengrotasjon. Uansett, og med forbehold om at rotasjonsbordet og/eller rotasjonssystemet for drivrørsfår-ingen flyttes, kan boring på de fleste borerigger som gjør bruk av drivrør nå være kontinuerlig, med eller uten kontinuerlig strengrotasjon. Thus, drilling can continue, provided that a shock and damper pipe (or pressure cylinder) is included above the neck tube section, and provided that the drill bit can rotate. If a basic coupler is used, continuous drill bit rotation will require a drill bit motor that makes use of the continuous mud circulation that is now available. If the drill bit is rotated using the string, the rotary coupler can be used to maintain string rotation. Regardless, and with the caveat that the rotary table and/or the drive pipe rotation system is not moved, drilling on most drill rigs that use drive pipe can now be continuous, with or without continuous string rotation.

Ved toppdrevet boring muliggjør basiskopleren på samme måte kontinuitet i slamsirkulasjon og boring, forutsatt at det benyttes en borkronemotor. Dersom det ikke brukes en borkronemotor, er kontinuerlig boring mulig ved bruk av en rotasjonskopler. I begge tilfeller kreves det få endringer for å installere en kopler på en borerigg som gjør bruk av toppdrevet boring. In the case of top-driven drilling, the base coupler enables continuity in mud circulation and drilling in the same way, provided a drill bit motor is used. If a drill bit motor is not used, continuous drilling is possible using a rotary coupler. In either case, few changes are required to install a coupler on a drilling rig that uses top-drive drilling.

Ved toppdrevet boring finnes også alternativet som er vist på figur 8, hvor kopleren er montert på en kort vinsj for å følge borkronen nedover under sammenkopling og eliminere behovet for et støte- og demperør. Mens dette er en tung pre-stasjon rent mekanisk sett, eliminerer det problemet med at et støte- og demperør rask slites ned, og at vekten på borkronen under sammenkoplinger må forhåndsinnstilles. For top-driven drilling, there is also the option shown in figure 8, where the coupler is mounted on a short winch to follow the drill bit downwards during coupling and eliminate the need for a shock and damper pipe. While this is a heavy pre-station mechanically, it eliminates the problem of a shock and damper tube wearing out quickly, and the weight of the drill bit during matings having to be pre-set.

Oppfinnelsen har den fordel at rotasjon av røret og sirkulasjon av fluider kan være kontinuerlig, over- eller underbalansert trykk kan opprettholdes kontinuerlig, og over- eller underbalansert boring er mulig uten avbrudd, idet rørstrengen aldri er åpen mot omgivelsene, og fremgangsmåten er lettere å automatisere enn eksisterende fremgangsmåter. Fremgangsmåten kan også eliminere behovet for meget tungt slam, og det er mindre sannsynlighet for at det åpne brønnhullet faller sammen. Den enkle overgangen fra borekopler til f6ringsrørkopler eliminerer behovet for bruk av skadelig brønndrepingsslam mellom boring og f6ringsrør. The invention has the advantage that rotation of the pipe and circulation of fluids can be continuous, over- or under-balanced pressure can be maintained continuously, and over- or under-balanced drilling is possible without interruption, as the pipe string is never open to the environment, and the method is easier to automate than existing methods. The procedure can also eliminate the need for very heavy mud, and there is less likelihood of the open wellbore collapsing. The simple transition from drilling couplers to casing couplers eliminates the need for the use of harmful well killing mud between drilling and casing.

Det forutses fremtidige drivsystemer hvor drivorganet vil være et "bunndrevet rotasjonssystem", sannsynligvis ved hjelp av den type rørstrekkingsskinner som benyttes ved rørlegging til havs, hvor store aksialspenninger overføres til røret. Dersom en slik mekanisme skulle roteres, ville sekvensen ved bruk av en kopler være som vist på figur 9. Future drive systems are foreseen where the drive element will be a "bottom-driven rotation system", probably with the help of the type of pipe-stretching rails used when laying pipes at sea, where large axial stresses are transferred to the pipe. If such a mechanism were to be rotated, the sequence using a coupler would be as shown in Figure 9.

Ved å montere både en kopler og et rotasjonsbord på lange vinsjer over hverandre, som vist på figur 10, ville det være mulig å fjerne toppdrevne- og bunndrevne rotasjonssystemer helt. Dette krever vesentlig vertikalvandring, men ikke mer enn det som tradisjonelt brukes for å stable doble og triple rørseksjoner. Fordelen med dette system er at inn- og utkjø-ring av borestrengen kan gjennomføres jevnt og rolig, noe som er en fordel for hydraulikken nede i hullet, med jevn akselerasjon til en hastighet som er meget høyere enn den som er mulig i dag, og en total varighet som er mye kortere. Igjen vil redusering av skade på den åpne formasjonen normalt være viktigere enn tidsbesparelsen. Kontinuerlig inn- og utkjøring av borestrengen kan gi tidsbesparelse uten å skade den åpne formasjonen. På lengre sikt er den fremtidige anvendelse av kopleren som forutsett og beskrevet i PCT/GB97/02815, som en kopler som deler seg vertikalt, og av hvilken to kan arbeide hånd-over-hånd som i figur 11. Slike kopiere kan med fordel gjøres til gjenstand for "vekt-teknisk" arbeid for å redusere massen og smarte tekniske konstruksjoner for stenge- og sper-remekanismene, men de gir de beste muligheter for forenkling av boreriggens totale utforming og oppnåelse av den raskeste inn- og utkjøring av borestrengen. De kan fleksibelt håndtere enkle, doble eller triple, eller ulike lengder rørsammenstil-linger, deriblant bunnhulIsstrenger med store komponenter som for eksempel sentreringsenheter for foringsrør og underrøm- mere, og kan være gjensidig ombyttbare og til og med virke hånd-over-hånd i sett på tre. De eliminerer alle andre driv-systerner, heisespill og svivier, og kan monteres på bakken uten noen riggstruktur. Imidlertid er det mest sannsynlig at de monteres på hydrauliske master. By mounting both a coupler and a rotary table on long winches one above the other, as shown in Figure 10, it would be possible to remove top-driven and bottom-driven rotary systems entirely. This requires significant vertical travel, but no more than what is traditionally used to stack double and triple pipe sections. The advantage of this system is that the drive-in and drive-out of the drill string can be carried out smoothly and calmly, which is an advantage for the hydraulics down the hole, with smooth acceleration to a speed that is much higher than what is possible today, and a total duration that is much shorter. Again, reducing damage to the open formation will normally be more important than saving time. Continuous running in and out of the drill string can save time without damaging the open formation. In the longer term, the future application of the coupler as foreseen and described in PCT/GB97/02815 is as a coupler that divides vertically, and of which two can work hand-over-hand as in Figure 11. Such copies can be advantageously made subject to "weight-technical" work to reduce the mass and smart technical constructions for the closing and blocking mechanisms, but they offer the best opportunities for simplifying the overall design of the drilling rig and achieving the fastest entry and exit of the drill string. They can flexibly handle single, double or triple, or different lengths of pipe assemblies, including downhole strings with large components such as centering units for casing and sub-rings, and can be mutually interchangeable and even work hand-over-hand in sets on wood. They eliminate all other drive systems, winches and swivels, and can be mounted on the ground without any rigging structure. However, they are most likely to be mounted on hydraulic masts.

Både basis- og rotasjonsboringskopleren kan håndtere en rekke rørdiametere fra under 4 tommer (10 cm) til ca. 7 tommer (18 cm). Det er beregnet at to eller flere f6ringsrørkoplere vil håndtere en rekke foringsrørdiametere fra ca. 9 tommer (23 cm) til 20 tommer (50 cm) eller mer, deriblant sentrerings-, vikle- og låseringsforbindelser ("Squnch joint"). Both the base and rotary drilling couplers can handle a range of pipe diameters from under 4 inches (10 cm) to approx. 7 inches (18 cm). It is calculated that two or more casing couplers will handle a range of casing diameters from approx. 9 inches (23 cm) to 20 inches (50 cm) or more, including centering, wrapping and locking joints ("squnch joint").

Alle koplerne krever at sikringene virker mye raskere enn det som er normalt, noe som oppnås ved å legge inn et sekundært hydraulisk system med lavt trykk/høy gjennomstrømningsmengde, hvor dette system er forbundet med høytrykksventiler som kun kan åpnes ved en liten trykkforskjell. Dermed oppnås den tidligere bevegelsesaktivering ved hjelp av systemet med lavt trykk/høy gjennomstrømning, og den store stengningskraften oppnås ved hjelp av systemet med høyt trykk/lav gjennomstrøm-ning. All the couplers require the fuses to act much faster than normal, which is achieved by incorporating a secondary low pressure/high flow hydraulic system, where this system is connected to high pressure valves that can only be opened by a small pressure difference. Thus, the previous movement activation is achieved using the low pressure/high flow system, and the large closing force is achieved using the high pressure/low flow system.

Alle kopiere krever en ettergivende landingsflate på toppen av blindeventilbladet, slik at støtet fra tappen på røret mot bladet absorberes uten å skade tappen eller bladet, og at landingsflaten er stjerneformet, slik at røret lett kan spyles ut med slam, luft eller vann mens det fremdeles er i kontakt med bladet. All replicas require a compliant landing surface on top of the blind valve blade, so that the impact of the pin on the pipe against the blade is absorbed without damaging the pin or blade, and that the landing surface is star-shaped, so that the pipe can be easily flushed with mud, air or water while still is in contact with the blade.

Foringsrørkopleren er av stor verdi i underbalansert boring, siden det forut for foring er mulig å etterlate brønnen i et jevnt og kontrollert trykksystem uten å være nødt til å til-føre tungslam for å drepe brønnen, noe som normalt skader den åpne formasjonen som senere skal produsere. The casing coupler is of great value in underbalanced drilling, since prior to casing it is possible to leave the well in an even and controlled pressure system without having to add heavy mud to kill the well, which normally damages the open formation that will later produce.

Alle kopiere krever "doping" av gjengene før sammenkopling, og dette kan oppnås ved hjelp av én eller flere høytrykksdy-ser for boreslam, hvor disse er satt i koplerlegemet og tref-fer den roterende tapp og boks umiddelbart før sammenkopling. All couplings require "doping" of the threads before coupling, and this can be achieved with the help of one or more high-pressure nozzles for drilling mud, where these are set in the coupling body and hit the rotating pin and box immediately before coupling.

Slammet må være fritt for partikler eller pulverstoffer over en gitt silmaskestørrelse, og det er ikke sannsynlig at det blir behov for tungt vektmateriale når det bores med kopiere. I tilfelle av at partikler av vesentlig størrelse ikke kan filtreres ut på økonomisk vis, kan nytt slam under høyt trykk føres i rør til nevnte dyser for kort aktivering idet tappen og boksen føres sammen. The mud must be free of particles or powders above a given screen mesh size, and it is unlikely that heavy weight material will be needed when drilling with a copier. In the event that particles of significant size cannot be filtered out economically, new sludge can be piped under high pressure to said nozzles for short activation as the spigot and box are brought together.

Alle kopiere hjelper til med å sentrere og rette inn røret og strengen aksialt, og avstanden mellom tappen og boksen settes ved å nullstille tappen mot blindeventilbladet. Variasjoner i boksens høyde fra fortykkelsesskulderen til boksens overflate vil imidlertid ikke ha noen betydning, siden røret kun føres inn med nok kraft til å plassere gjengene uten å skade dem, og det akustiske eller mekaniske signal for hopping i gjengene er, som tidligere beskrevet, signalet til å gå videre med oppskruing. All copiers help to center and axially align the tube and string, and the distance between the pin and the box is set by zeroing the pin against the blind valve blade. However, variations in the height of the box from the thickening shoulder to the surface of the box will not matter, since the tube is inserted only with enough force to place the threads without damaging them, and the acoustic or mechanical signal for jumping in the threads is, as previously described, the signal to proceed with screwing up.

Selv om kopleren er i stand til å sentrere røret og strengen på midtlinjen gjennom kopleren innenfor et rimelig nøyaktig-hetsområde på samme måte som en tradisjonell rørkoplings-maskin, kan tappens midtlinje være eksentrisk i forhold til rørforbindelsen, og likeledes boksgjengene. I tillegg er det mulig at røret og strengen ikke er rettet helt inn aksialt. Første kontakt mellom tappgjengene og boksgjengene kan derfor ofte forårsake store punktbelastninger mellom gjengene, noe som er en vanlig situasjon i tradisjonell boring med drivrør eller toppdrevne rotasjonssystemer, og som ofte skader gjengene. Although the coupler is capable of centering the pipe and string on the centerline through the coupler within a reasonable range of accuracy in the same manner as a traditional pipe splicing machine, the centerline of the stud can be eccentric to the pipe joint, and so can the box threads. In addition, it is possible that the pipe and string are not fully aligned axially. First contact between the stud threads and the box threads can therefore often cause large point loads between the threads, which is a common situation in traditional drilling with drive pipes or top-driven rotation systems, and which often damages the threads.

Det er i denne oppfinnelse beregnet at røret og strengen føres sammen på en mer kontrollert måte som vil unngå muligheten for å skade gjengene både i boksen og på tappen. It is intended in this invention that the pipe and string are brought together in a more controlled manner which will avoid the possibility of damaging the threads both in the box and on the pin.

Det oppnås først og fremst ved å bruke den øvre gripe- og kileanordning for å føre tappen inn i boksen i en trykkbalan-sert situasjon hvor kraften som behøves for å bevege røret nedover, er minimal. I tillegg kompenserer hydraulisk olje-trykk som vist på figur 1, for ulike rørdiametere, noe som ellers ville forstyrre det forhåndsbestemte trykkutlignings-forhold. This is primarily achieved by using the upper gripping and wedging device to guide the pin into the box in a pressure-balanced situation where the force required to move the tube downwards is minimal. In addition, hydraulic oil pressure, as shown in figure 1, compensates for different pipe diameters, which would otherwise disturb the predetermined pressure equalization ratio.

Som det vises til andre steder, kan fremgangsmåten for å orientere røret i forhold til strengen oppnås ved å rotere tappen mot urviserne i forhold til boksen til gjengene hopper, noe som kan detekteres mekanisk eller akustisk, og deretter kan tappen og boksen trekkes til. I basiskopleren er strengen statisk, og røret roteres mot urviserne for å nå hoppunktet. I rotasjonskopleren roterer strengen, slik at røret er statisk til hoppunktet er funnet. Ved å sammenstille forbindelsen fra en liten rotasjon mot urviserne fra hoppunktet, reduseres muligheten for kryssgjenging til et minimum. As shown elsewhere, the method of orienting the pipe relative to the string can be achieved by rotating the pin counterclockwise relative to the box until the threads jump, which can be detected mechanically or acoustically, and then the pin and box can be tightened. In the base coupler, the string is static, and the tube is rotated counterclockwise to reach the jump point. In the rotary coupler, the string rotates, so that the pipe is static until the jump point is found. By assembling the connection from a small counter-clockwise rotation from the jump point, the possibility of cross-threading is reduced to a minimum.

Dette unngår imidlertid ikke de høye belastninger som er mulige når tappen først lander i boksen, og det er formålet med denne kopler å dra fordel av den mer automatiserte pro-sess og forbedre kontrollen med denne spesielle aktivitet som består i å sette tappen ned i boksen. I denne oppfinnelse er det beregnet å sikre at røret og strengen er forholdsmessig orientert i asimut, slik at de koniske gjenger på tappen og i boksen unngår den situasjon hvor de kolliderer med for lite overlapping av gjenger til å absorbere sjokket uten plastisk deformasjon. However, this does not avoid the high loads that are possible when the pin first lands in the box, and it is the purpose of this coupler to take advantage of the more automated process and improve the control of this particular activity that consists of putting the pin into the box . In this invention, it is intended to ensure that the pipe and string are proportionately oriented in azimuth, so that the conical threads on the pin and in the box avoid the situation where they collide with too little overlap of threads to absorb the shock without plastic deformation.

Den utilstrekkelige overlapping av gjenger kan enten finne sted på landingsflaten som vist på figur 13a, eller den kan finne sted på grunn av kollisjon med gjengene ovenfor, spesielt dersom tappen og boksen ikke er konsentriske, som vist på figur 13b. Figur 13c viser området for sikker drift for å unngå begge de ovennevnte skadelige situasjoner. The insufficient overlap of threads can either take place on the landing surface as shown in Figure 13a, or it can take place due to collision with the threads above, especially if the pin and box are not concentric, as shown in Figure 13b. Figure 13c shows the area of safe operation to avoid both of the above harmful situations.

Det anslås at bare det å være i den foretrukne halvdel av en rotasjon i stor grad vil redusere gjengeskader som oppleves i dag. Det å velge den beste mulige orientering vil nesten eliminere slike skader. Hvilken presise orientering som er best, vil variere etter utformingen av gjengene, men alle koniske gjengeforbindelser vil ha fordel av denne fremgangsmåte. It is estimated that just being in the preferred half of a rotation will greatly reduce thread injuries experienced today. Choosing the best possible orientation will almost eliminate such damage. The precise orientation that is best will vary according to the design of the threads, but all tapered threaded connections will benefit from this method.

Merking av tappene og boksene for å identifisere den beste forholdsvise orientering kan utføres ved å bruke en matchende hovedtapp og -boks til å merke rørene på stedet, uavhengig av hvor de kommer fra. Marking the spigots and boxes to identify the best relative orientation can be accomplished by using a matching master spigot and box to mark the pipes on site, regardless of where they come from.

Selve merkingen kan ikke være synlig, siden strengen kan være totalt omsluttet, og den må derfor fanges opp mekanisk eller elektrisk. Den enkleste fremgangsmåten er å frembringe en strukturendring på rørakselen, noen tommer fra fortykkelsesskulderen mellom flaten som kilebeltene virker på og den roterende UBIS-tetning. Denne strukturendringen (ujevnhet, sveis eller signalemitter) kan deretter detekteres (for eksempel mekanisk, akustisk, elektrisk eller radiografisk), og den øvre gripe- og kileanordning kan orientere røret ifølge dette. Ved bruk av denne fremgangsmåte er det ikke nødvendig å finne hoppunktet, som er den måte som normalt brukes for å orientere gjenger manuelt. Ved å bruke denne fremgangsmåte oppnås den beste forholdsvise orientering for optimal plassering av tappen i boksen, noe som muliggjøres gjennom denne mekaniserte måte å kople på. Kombinasjonen av koplerens innvendige utforming og den forbedrede fremgangs måte for innføring av tappen i boksen skal kunne gi mye raskere kopling, i tillegg til bedre gjentagelsesnøyaktighet og driftssikkerhet, og dermed reduserte kostnader og bedre sikkerhet . The marking itself may not be visible, since the string may be completely enclosed, and it must therefore be captured mechanically or electrically. The simplest method is to produce a structural change on the pipe shaft, a few inches from the thickening shoulder between the surface on which the V-belts act and the rotating UBIS seal. This structural change (unevenness, weld or signal emitter) can then be detected (for example mechanically, acoustically, electrically or radiographically) and the upper gripper and wedge device can orient the pipe accordingly. When using this method, it is not necessary to find the jump point, which is the way normally used to orient threads manually. By using this method, the best relative orientation is achieved for optimal placement of the pin in the box, which is made possible through this mechanized way of connecting. The combination of the coupler's internal design and the improved procedure for inserting the pin into the box should be able to provide much faster coupling, in addition to better repeat accuracy and operational reliability, and thus reduced costs and better safety.

Spesielt ved offshore boring kan bruk av koplerne føre til at antallet f8ringsrørstrenger kan reduseres og/eller at den vertikale og horisontale borelengden kan økes betraktelig. Especially in offshore drilling, use of the couplers can result in the number of casing strings being reduced and/or the vertical and horizontal drilling length being considerably increased.

Ved boring på dypt vann, hvor tradisjonell boring er meget kostbar, kan bruken av slike kopiere som isolerer rørstrengen fra de marine omgivelser, med stor fordel brukes i "stige-rørsuavhengig boring" som for tiden er under utvikling. When drilling in deep water, where traditional drilling is very expensive, the use of such copiers that isolate the pipe string from the marine environment can be used with great advantage in "ladder-pipe-independent drilling" which is currently under development.

På veldig dypt vann, hvor boring i dag er uøkonomisk, vil anvendelse av disse kopiere på fremtidens borerigger som vil befinne seg på havbunnen, være av stor verdi. In very deep water, where drilling is currently uneconomical, the use of these copies on future drilling rigs that will be on the seabed will be of great value.

Når det gjelder den regelmessige utskifting av den roterende UBIS (RUBIS), foretrekkes det at selve UBIS-stakken monteres over en avleder. Derved kan stakk-RUBIS'en i UBIS'en skiftes ut uten å åpne borehullet mot omgivelsene. Som tidligere for-klart, er denne RUBIS ifølge oppfinnelsen beregnet å skulle virke ved en mindre trykkforskjell, mindre tetningskraft og våt på begge sider, slik at slitasjehastigheten reduseres betraktelig. I tillegg kan den redusere tetningskraften etter som et verktøy passerer gjennom når RUBIS'en over den er stengt, for således å forlenge levetiden til stakk-RUBIS'ens tetning. Brønnhodets boresammenstilling består fortrinnsvis av en nesten standard UBIS-stakk, inklusive en stakk-RUBIS oppå hvilken det er koplet til en kopler bestående av den nedre RUBIS, en nedre gripe- og kileanordning, en blindeventil eller avleder, og en øvre gripe- og kileanordning over denne er koplet til den øvre RUBIS. Regarding the regular replacement of the rotating UBIS (RUBIS), it is preferred that the UBIS stack itself is mounted over a diverter. Thereby, the stacked RUBIS in the UBIS can be replaced without opening the borehole to the surroundings. As previously explained, this RUBIS according to the invention is intended to work with a smaller pressure difference, less sealing force and wet on both sides, so that the rate of wear is reduced considerably. In addition, it can reduce the sealing force as a tool passes through when the RUBIS above it is closed, thus extending the life of the stack RUBIS seal. The wellhead drill assembly preferably consists of an almost standard UBIS stack, including a stack RUBIS on top of which it is connected to a coupler consisting of the lower RUBIS, a lower grab and wedge device, a blind valve or diverter, and an upper grab and wedge device above this is connected to the upper RUBIS.

Derfor kan den øvre RUBIS enklest skiftes ut med strengen støttet opp i den nedre gripe- og kileanordning og tettet ved hjelp av blindeventilen. Den nedre RUBIS kan også skiftes uten vanskeligheter, men dette blir muligens kun nødvendig én gang i løpet av boringen av en brønn, og kan gjøres når en borkrone eller bunnhullsstreng skal føres ned i brønnen eller skiftes ut. Den øvre gripe- og kileanordning i kopleren vil være i stand til å bevege seg vertikalt for å kople et rør til eller fra rørstrengen. Den øvre RUBIS kan eventuelt være en dobbel RUBIS for å ha en reservetetning og muligheten for å kontrollere den nedre tetning i forhold til overdreven lek-kasje. Therefore, the upper RUBIS can most easily be replaced with the string supported up in the lower gripper and wedge device and sealed using the blind valve. The lower RUBIS can also be changed without difficulty, but this will possibly only be necessary once during the drilling of a well, and can be done when a drill bit or bottomhole string is to be passed down the well or replaced. The upper gripping and wedging device in the coupler will be able to move vertically to couple a pipe to or from the pipe string. The upper RUBIS can optionally be a double RUBIS to have a spare seal and the ability to control the lower seal in relation to excessive play.

Siden begge RUBIS-sammenstillinger i boreriggkoplere i hoved-sak må virke på borerør, er det økonomisk å utforme driften slik at det ikke er nødvendig for disse å formidle rørkompo-nenter med større diameter, som for eksempel vektrør, borkroner og rømmere. Derfor foretrekkes det at det sørges for at innføring og fjerning av slike store komponenter kan utføres uten at de passerer gjennom kopleren. Since both RUBIS assemblies in drilling rig couplers mainly have to work on drill pipes, it is economical to design the operation so that it is not necessary for them to convey pipe components with larger diameters, such as weight pipes, drill bits and reamers. Therefore, it is preferred that it is ensured that the introduction and removal of such large components can be carried out without them passing through the coupler.

Det foretrekkes derfor at borekopleren fjernes ved innføring eller fjerning av komponenter med stor diameter. Det å kunne gjennomføre dette uten å sette borehullet nede i brønnen i forbindelse med omgivelsene over bakken eller boreslamledningen, krever at det plasseres en ventil eller avleder i brønnen ved en dybde under bakken eller boreslamledningen som gjør det mulig å installere, innføre eller romme en hel borkrone eller brønnhullssammenstilling i brønnen over denne. Dette vil være nødvendig på et tidlig stadium, men normalt ikke før 20-tommersforingsrøret (51 cm) er blitt satt inn, og det er mulig at den såkalte brønnhullsavleder kan ha samme bordiameter som den største UBIS som skal brukes under boring, kanskje 13 3/8 tommer (34 cm). Dersom avlederen, for eksempel på grunn av trykklassifiseringen, ikke passer inne i 20-tommersf6ringsrøret, må 20-tommersf6ringsrøret kanskje henges av, sperres og låses på avlederens nivå, mens det neste f6ringsrør ovenfor, kanskje 24 tommer {61 cm), dimen-sjoneres ved en trykkgrense på det fulle brønntrykk fra avle-dernivå til brønnhodet. It is therefore preferred that the drill coupler is removed when introducing or removing components with a large diameter. To be able to do this without putting the borehole down in the well in connection with the surroundings above the ground or the drilling mud line, requires that a valve or diverter be placed in the well at a depth below the ground or the drilling mud line which makes it possible to install, introduce or accommodate a whole drill bit or wellbore assembly in the well above this. This will be required at an early stage, but normally not until the 20-inch casing (51 cm) has been inserted, and it is possible that the so-called downhole diverter may have the same drill diameter as the largest UBIS to be used during drilling, perhaps 13 3 /8 in. (34 cm). If the diverter, for example due to the pressure rating, does not fit inside the 20-inch conduit, the 20-inch conduit may need to be hung, blocked, and locked at the level of the diverter, while the next conduit above, perhaps 24 inches (61 cm), is sized. at a pressure limit on the full well pressure from the diverter level to the wellhead.

Avlederen som brukes i denne anvendelse, kan ha innmontert hardmetallknapper som passer til f6ringsprogrammet, slik at avlederens innvendige diameter reduseres etter som hvert foringsrør settes inn, og avlederen kan stenge brønnen ved forskjellige størrelser, f.eks. fra 13 3/8 tommer (34 cm) og ned til produksjonsrørstørrelse. The diverter used in this application may have hard metal buttons fitted to suit the casing program, so that the diverter's internal diameter is reduced as each casing is inserted, and the diverter can close the well at different sizes, e.g. from 13 3/8 inches (34 cm) down to production pipe size.

Det kreves kun at avlederen virker ned til borekoplerens innvendige diameter. En slik avleder er blitt beskrevet. It is only required that the arrester works down to the inside diameter of the drill coupler. Such a diverter has been described.

Brønnhullsavlederen gjør det mulig å skifte ut den nedre RUBIS og stakk-RUBIS'en uten å åpne brønnen mot omgivelsene og uten å være nødt til å betjene én av UBIS-stakkens omslut-ningshoder. Brønnhullsavlederen gjør det mulig å skifte ut UBIS-stakken og komplettere brønnen med et ventiltre uten å åpne brønnen mot omgivelsene, og derfor er det aldri noe behov for å sirkulere brønndrepingsslam inn i brønnen for å holde den inne. The wellbore deflector makes it possible to replace the lower RUBIS and stack RUBIS without opening the well to the surroundings and without having to operate one of the UBIS stack's enclosure heads. The wellbore diverter makes it possible to replace the UBIS stack and complete the well with a valve tree without opening the well to the environment, and therefore there is never any need to circulate well kill mud into the well to contain it.

Når det gjelder sikkerhet, anordner brønnhullsavlederen, som er installert så mye som 90 meter (300 fot) ned i brønnen, også en ekstra barriere i tillegg til sikkerhetsventilen i brønnen (DHSV - downhole safety valve), og er på lignende vis et egnet sted for avskjæring, fritt for avsetninger fra havbunnen, erosjon fra isfjell, bomtråling og, på land, jord-skjelv, stormskade o.l., og sabotasje. In terms of safety, the downhole diverter, which is installed as much as 90 meters (300 feet) down the well, also provides an additional barrier in addition to the downhole safety valve (DHSV), and is similarly a suitable location for interception, free from deposits from the seabed, erosion from icebergs, beam trawling and, on land, earthquakes, storm damage etc., and sabotage.

Når det gjelder installasjon av foringsrørene; så snart man nærmer seg en sannsynlig hydrokarbonhorisont med for eksempel et 20-tommers (51 cm) foringsrør allerede installert og en 13 3/8-tommers (34 cm) UBIS-stakk på plass, kan strengen under kontinuerlig sirkulasjon og rotasjon som tidligere beskrevet, trekkes ut til bare borkronesammenstillingen befinner seg i brønnen, og på dette tidspunkt kan sirkulasjonen stoppes og avlederen stenges under borkronen. Strengen gripes eller henges av i UBIS-stakken, og de to RUBIS-sammenstillinger fjernes. Borkronesammenstillingen fjernes deretter fra brøn-nen, og innkjøringen av f6ringsrøret påbegynnes. As for the installation of the casings; as soon as a probable hydrocarbon horizon is approached with, for example, a 20-inch (51 cm) casing already installed and a 13 3/8-inch (34 cm) UBIS stack in place, the string under continuous circulation and rotation as previously described , is pulled out until only the bit assembly is in the well, at which point circulation can be stopped and the diverter closed under the bit. The string is grabbed or suspended in the UBIS stack, and the two RUBIS assemblies are removed. The drill bit assembly is then removed from the well, and the run-in of the casing pipe begins.

Før foringsrøret kjøres inn, installeres en enkelt stor borekopler over UBIS-stakken i stedet for borekopleren for å gjøre det mulig å kople hvert foringsrør sammen med forings-rørstrengen uten å åpne brønnen mot omgivelsene. Denne borekopler består av en ringformet RUBIS med en nedre forings-rørgripe- og kileanordning, en blindeventil, en øvre foringsrørgripe- og kileanordning og en øvre RUBIS oppå. Hver f&ringsrørseksjon har et foringsrørshode som muliggjør sirkulasjon av fluid ned i brønnen, og det tilbakevendende fluid rommes i stakk-RUBIS'en og strømmer til slambehandlingsenhe-ten, som i seg selv er helt innelukket (som de fleste pro-sessanlegg) . Foringsrøret installeres og koples til på samme måte som borerøret, men behovet for et stort dreiemoment er ikke tilstede, og mange variasjoner av tilkoplingsmåten, som for eksempel sentrering og låseringkopling ("Squnch joint"), kan håndteres av f6ringsrørkopleren. Before the casing is driven in, a single large drill coupler is installed over the UBIS stack in place of the drill coupler to enable each casing to be connected to the casing string without opening the well to the environment. This drill coupler consists of an annular RUBIS with a lower casing gripping and wedging device, a blind valve, an upper casing gripping and wedging device and an upper RUBIS on top. Each casing section has a casing head that enables circulation of fluid down the well, and the returning fluid is accommodated in the stack RUBIS and flows to the mud treatment unit, which is itself completely enclosed (like most process plants). The casing is installed and connected in the same way as the drill pipe, but the need for a large torque is not present, and many variations of the connection method, such as centering and squnch joint, can be handled by the casing coupler.

Det er fremdeles meget fordelaktig for stabiliteten i det uforede brønnhull at det opprettholdes et kontinuerlig trykk, i tillegg til kontinuerlig slamsirkulasjon og kontinuerlig rotasjon, hvor alle disse holder veggen i den åpne formasjon ved den optimale, stabile tilstand som har vært opprettet siden den først ble boret. Rotasjon av f6ringsrøret stoppes først når strengen er helt installert og sementen er blitt sirkulert til det nødvendige sted. F6ringsrørrotasjonen er til stor hjelp når det gjelder å gjøre en kontinuerlig, uavbrutt sementjobb. It is still very beneficial to the stability of the lined wellbore that a continuous pressure is maintained, in addition to continuous mud circulation and continuous rotation, all of which keep the wall of the open formation at the optimal, stable state that has been created since it was first drilled. Rotation of the conduit is only stopped when the string is fully installed and the cement has been circulated to the required location. The casing rotation is of great help when it comes to doing a continuous, uninterrupted cement job.

Det forventes at slike egne f6ringsrørkoplere vil finnes for alle foringsrør opp til så mye som 20 tommers fåringer (51 cm), hvor det muligens finnes grunn gass eller grunt vann, ned til 9 5/8 tommers (24,5 cm) og muligens 7 tommers for-lengingsrør (17,8 cm) for eksempel, og to eller tre fårings-rørkoplere vil sannsynligvis omfatte alle foringsrørdiametere opp til 20 tommer (51 cm). For 7 tommers (17,8 cm) og mindre strenger kan begge de to borekoplere brukes med passende hardmetallknapper på gripe- og kileanordningen. It is expected that such dedicated casing couplers will be available for all casing up to as much as 20 inch grooves (51 cm), where shallow gas or shallow water may be present, down to 9 5/8 inches (24.5 cm) and possibly 7 inch (17.8 cm) extension tubing, for example, and two or three casing couplers will likely cover all casing diameters up to 20 inches (51 cm). For 7 inch (17.8 cm) and smaller strings, either drill coupler can be used with appropriate carbide buttons on the gripper and wedge assembly.

Under vann eksisterer muligheten for å sette sammen hele borkronen eller brønnhullssammenstillingen på ca. 100 til 300 fot (30 til 90 meter) og senke hele sammenstillingen ned i brønnen i én operasjon. Over bakken antas det imidlertid at dette sannsynligvis ikke foretrekkes like mye som det å sette sammen sammenstillingen i passende lengder på ca. 30, 60 eller 90 fot (9, 18 eller 27 meter) om gangen og kople dem sammen og dreie dem inn etter som de går ned gjennom UBIS-stakken. Derfor må det sørges for at strengen kan gripes og bæres inne i UBIS-stakken mens det toppdrevne rotasjonssystem (eller side- eller bunndrevne rotasjonssystem) føyer til en ny seksjon. Dersom UBIS-stakken skal forbeholdes sin tradisjonelle rolle, kan en enkel og nesten tradisjonell kile- og gripesammenstilling i stedet monteres over UBIS-stakken for å oppnå dette. Underwater, there is the possibility of assembling the entire drill bit or well assembly of approx. 100 to 300 feet (30 to 90 meters) and lower the entire assembly into the well in one operation. Above ground, however, it is believed that this is probably not preferred as much as assembling the assembly into suitable lengths of approx. 30, 60 or 90 feet (9, 18 or 27 meters) at a time and connect them together and turn them in as they go down through the UBIS stack. Therefore, provision must be made for the string to be gripped and carried inside the UBIS stack while the top-driven rotation system (or side- or bottom-driven rotation system) adds a new section. If the UBIS stack is to be reserved for its traditional role, a simple and almost traditional wedge and grip assembly can instead be fitted over the UBIS stack to achieve this.

Konstruksjonen ifølge oppfinnelsen er en kopler, og det er et trekk ved oppfinnelsen at basis- eller rotasjonskopleren med små endringer kan brukes sammen med et toppdrevet rotasjonssystem eller et bunndrevet rotasjonssystem eller én eller flere kopiere for å oppnå hånd-over-hånd eller hånd-mot-hånddrift, hvor den nedre kopler er statisk eller bevegelig under sammenkopling eller fråkopling av rør. The construction according to the invention is a coupler, and it is a feature of the invention that the base or rotary coupler with slight changes can be used together with a top-driven rotary system or a bottom-driven rotary system or one or more copies to achieve hand-over-hand or hand-against - manual operation, where the lower coupler is static or movable during connection or disconnection of pipes.

Hele formålet med ovennevnte utstyr og fremgangsmåte er i størst mulig utstrekning å gjøre bruk av "hyllevare"-komponenter og velprøvde fremgangsmåter, men å kombinere disse på en slik måte at borehullet, i det minste fra 20-tommersforingen og videre, aldri åpnes mot omgivelsene. Dette eliminerer så den ene situasjon som i dag nødvendiggjør plassering av en ekstra barriere i brønnen, nemlig den som er forbundet med brønndrepingsslam, hvor driftssikkerheten ganske naturlig er begrenset kun til ett trykk, dvs. trykk-høyden til det valgte boreslam. The whole purpose of the above equipment and method is to make use of "off the shelf" components and proven methods as much as possible, but to combine these in such a way that the borehole, at least from the 20 inch casing onwards, is never opened to the surroundings . This then eliminates the one situation which today necessitates the placement of an additional barrier in the well, namely the one associated with well killing mud, where operational safety is quite naturally limited to only one pressure, i.e. the pressure-height of the selected drilling mud.

Med denne nye fremgangsmåte, derimot, velges slamvekten spesielt for å oppnå den riktige trykkgradient fra toppen til bunnen av veggen i den åpne formasjon. Det faktiske trykk ved den åpne formasjon fastsettes ved hjelp av innløps- og ut-løpstrykket ved brønnhodet, og disse kan settes etter ønske, endres umiddelbart, og kan holdes permanente, mens rør og rørkomponenter av alle slag kan føyes til eller fjernes fra strengen, og selve strengene kan også skiftes ut uten å forstyrre den optimale, stabile tilstand. With this new method, however, the mud weight is chosen specifically to achieve the correct pressure gradient from the top to the bottom of the wall in the open formation. The actual pressure at the open formation is determined by the inlet and outlet pressures at the wellhead, and these can be set as desired, changed immediately, and can be kept permanent, while pipes and pipe components of all kinds can be added to or removed from the string, and the strings themselves can also be replaced without disturbing the optimal, stable condition.

Kopleren er fortrinnsvis så kort som mulig for å redusere den totale høyden av UBIS'en og kopleren under boretårnet til et minimum, og den bevegelige kopler er så lett som mulig. Oppfinnelsen oppnår dette ved å la hvert kilebelte og hver gripeanordning inngå i én enhet, ved å la den øvre gripe- og kileanordning passere gjennom den åpne blindesikring for å møte den nedre gripe- og kileanordning, og ved å kombinere plassen som behøves for den øvre gripe- og kileanordning, med plassen som behøves for å spyle slammet inn eller ut. The coupler is preferably as short as possible to reduce the overall height of the UBIS and the coupler under the derrick to a minimum, and the movable coupler is as light as possible. The invention achieves this by having each wedge belt and gripping device form a single unit, by allowing the upper gripping and wedge device to pass through the open blind guard to meet the lower gripping and wedge device, and by combining the space required for the upper gripping and wedging device, with the space needed to flush the sludge in or out.

Alle vertikalbevegelser kan utføres på skrå i forhold til vertikalplanet, som i tilfelle av skråboring, hvor brønnhodet står på skrå i forhold til vertikalplanet. All vertical movements can be carried out at an angle to the vertical plane, as in the case of inclined drilling, where the wellhead is at an angle to the vertical plane.

Alle henvisninger til en borestreng gjelder i like stor grad en foringsrørstreng eller produksjonsstreng eller sentre-ringspinne eller snubberør, eller et hvilket som helst annet rør satt sammen av enkeltlengder. All references to a drill string apply equally to a casing string or production string or centering pin or snubber pipe, or any other pipe made up of individual lengths.

Alle henvisninger til et rør gjelder i like stor grad et enkelt rør eller en seksjon satt sammen av to eller flere rør. All references to a pipe apply equally to a single pipe or a section made up of two or more pipes.

Alle henvisninger til boreslam gjelder også alle fluider som pumpes ned i brønnhullet for et hvilket som helst formål under boringen og brønnens levetid. All references to drilling mud also apply to all fluids that are pumped down the wellbore for any purpose during drilling and the life of the well.

Alle henvisninger til omgivelsene gjelder i like stor grad undervannsboring som boring i luft. All references to the environment apply equally to underwater drilling as to drilling in air.

Det er et karakteristisk trekk ved oppfinnelsen at: It is a characteristic feature of the invention that:

1. Boreeffektiviteten er høyere fordi rørene kan føyes til strengen uten å forstyrre boringen (slik at det ikke oppstår noen forsinkelse mens et rør føyes til, og den optimale boretilstand etableres på nytt). Boringen fortsetter jevnt og kontinuerlig under optimale forhold, slik at hele oppmerksomheten kan konsentreres på små justeringer av borkronevekt, rotasjonshastighet, bunn-hullstrykk, sirkulasjonshastighet og slamsammensetning etc. for å øke borehastigheten. Ved boring under stabile forhold er det mye lettere å identifisere og tolke små avvik i brønnhullsmålinger, spesielt ettersom ringroms-slammets tetthet og temperatur nå holdes på et stabilt og konsekvent nivå. Måling under boring (MWD - measuring while drilling) og trykk under boring (PWD -pressure while drilling) er mer effektivt, fordi disse nå er sam-menhengende og er av vesentlig betydning mot en stabil bakgrunn. 1. Drilling efficiency is higher because the pipes can be added to the string without disturbing the drilling (so there is no delay while a pipe is added and the optimal drilling condition is re-established). Drilling continues smoothly and continuously under optimal conditions, so that all attention can be concentrated on small adjustments of drill bit weight, rotation speed, bottom-hole pressure, circulation speed and mud composition etc. to increase drilling speed. When drilling under stable conditions, it is much easier to identify and interpret small deviations in wellbore measurements, especially as the annulus mud density and temperature are now kept at a stable and consistent level. Measuring while drilling (MWD - measuring while drilling) and pressure while drilling (PWD - pressure while drilling) is more efficient, because these are now coherent and are of significant importance against a stable background.

Kontinuerlig boring ved optimale, stabile forhold øker borkronens levetid og reduserer de skader som ofte oppstår når borkronen føres tilbake til bunnen og enten støter mot berg eller maler seg gjennom flere fot med bruddstykker. 2. Det oppstår færre boreproblemer fordi kontinuerlig sirkulasjon holder borekaksen i bevegelse slik at det ikke skjer noen avsetning rundt borkronen og borkronesammenstillingen, og tettheten av borekaks er konstant gjennom hele ringrommet. Uten avsetning av borekaks elimineres nesten problemer med fastkjørte borkroner eller bunnhulIsstrenger eller fastsuging av strengen, og også behovet for brønnvasking. Med kontinuitet i trykksyste-met nede i brønnen reduseres variasjoner i trykket ved den åpne formasjon betydelig, i den grad at de nesten elimineres, noe som resulterer i mye mindre tap eller ustabilitet i veggen. 3. Sikkerheten økes fordi det er mye enklere å identifisere små variasjoner i trykk, gjennomstrømningsmengde, temperatur og tetthet med stabile bakgrunnsforhold, noe som forbedrer brønnkontrollen. Kontinuerlig lukking av strengen øker sikkerheten og gjør det også mulig å kjøre strengen tilbake til bunnen dersom det er behov for dette ved ekstreme brønnsparktilstander, mens kontinuerlig sirkulasjon opprettholdes. Kontinuerlig sirkulasjon ved et hvilket som helst ønsket trykk muliggjør en bedre og umiddelbar reaksjon på brønnspark, uansett hvilken slamvekt som er i bruk. 4. Borekostnadene pr. brønn er lavere. Uten avbrudd i boringen under tilføying av rør, med kontinuitet i boringen ved optimale, stabile forhold, med lengre levetid for borkronene, med betydelig mindre risiko for fastkjørte borkroner, bunnhulIsstrenger og borestreng, med mindre kostbar boreslamvektsetting og mindre kostba-re gelkomponenter i boreslammet og med bedre målinger, kontroll og sikkerhet i brønnhullet burde borekostnadene pr. brønn være lik en besparelse på flere dager for de fleste brønner, til uker for høyawiksbrønner og/eller i vanskelige formasjoner. For det andre er den totale ekstra tidligproduksjonen på borerigger som borer flere hull etter hverandre, meget viktig for DCF {discounted cash flow)-fortjenesten på investeringene. Besparelsene kan sidestilles med de som loves ved bruk av rørspira-ler, med tillegg av fordelene ved strengrotasjon. I tillegg kan sammenstillingen ettermonteres på alle nåvæ-rende borerigger som gjør bruk av et toppdrevet rotasjonssystem, noe som gir muligheter for meget store besparelser innenfor borekostnader for boreindustri over hele verden. 5. Hullkvaliteten forbedres på grunn av at den åpne forma-sjonsvegg ved kontinuerlig boring og med stabile brønn-hullsforhold utsettes for mindre skade forårsaket av 'pumping' av borekaks, funn og slamkomponenter inn i formasjonen, og kvaliteten på den produserende formasjon forbedres. Continuous drilling in optimal, stable conditions increases the life of the drill bit and reduces the damage that often occurs when the drill bit is brought back to the bottom and either hits rock or grinds its way through several feet of fragments. 2. Fewer drilling problems occur because continuous circulation keeps the cuttings moving so that no deposits occur around the bit and bit assembly, and the density of the cuttings is constant throughout the annulus. Without depositing drilling cuttings, problems with jammed drill bits or downhole strings or sticking of the string are almost eliminated, and also the need for well washing. With continuity in the pressure system down the well, variations in the pressure at the open formation are significantly reduced, to the extent that they are almost eliminated, which results in much less loss or instability in the wall. 3. Safety is increased because it is much easier to identify small variations in pressure, flow rate, temperature and density with stable background conditions, which improves well control. Continuous closure of the string increases safety and also makes it possible to run the string back to bottom if there is a need for this in extreme well kick conditions, while continuous circulation is maintained. Continuous circulation at any desired pressure enables a better and immediate response to well kick, regardless of the mud weight in use. 4. The drilling costs per well is lower. Without interruption in the drilling during the addition of pipe, with continuity in the drilling under optimal, stable conditions, with a longer life for the drill bits, with significantly less risk of jammed drill bits, downhole strings and drill string, with less expensive drilling mud weighting and less expensive gel components in the drilling mud and with better measurements, control and safety in the wellbore, the drilling costs per well be equal to a saving of several days for most wells, to weeks for high viscosity wells and/or in difficult formations. Secondly, the total additional early production on drilling rigs that drill several holes in succession is very important for the DCF (discounted cash flow) profit on the investments. The savings can be compared to those promised by the use of tube spirals, with the addition of the advantages of string rotation. In addition, the assembly can be retrofitted to all current drilling rigs that use a top-driven rotation system, which provides opportunities for very large savings in drilling costs for the drilling industry worldwide. 5. The hole quality is improved due to the fact that with continuous drilling and with stable well-hole conditions, the open formation wall is exposed to less damage caused by 'pumping' of cuttings, finds and mud components into the formation, and the quality of the producing formation is improved.

Disse fordeler kan gi operatører meget store besparelser pr. borerigg, spesielt i awiksbrønner offshore, og besparelsene pr. borerigg kan beløpe seg til flere millioner dollar pr. år. These advantages can give operators very large savings per drilling rig, especially in awiks wells offshore, and the savings per drilling rig can amount to several million dollars per year.

Oppfinnelsen beskrives med henvisning til de ledsagende tegninger, hvilke ikke er i riktig målestokk: Figur 1 viser en anordning av den foreliggende oppfinnelse, Figur 2 viser sekvensen for tilføying av et rør; Figur 3 viser de ulike løsninger for gripe- og kileanordninger; Figurer 4 til 11 viser sekvenser for tilføying av et rør i forskjellige anvendelser; Figur 12 viser en UBIS-konfigurasjon for bruk på tradisjonelle borerigger for å oppnå kontinuerlig trykkontroll under innføring eller fjerning av bunnhulIsstrenger i brønnen eller når kopiere skal byttes; og The invention is described with reference to the accompanying drawings, which are not to scale: Figure 1 shows a device of the present invention, Figure 2 shows the sequence for adding a pipe; Figure 3 shows the various solutions for gripping and wedge devices; Figures 4 to 11 show sequences for adding a tube in various applications; Figure 12 shows a UBIS configuration for use on traditional drilling rigs to achieve continuous pressure control during the insertion or removal of downhole strings in the well or when the copier is to be changed; and

Figur 13 viser gjengeinnrettinger. Figure 13 shows thread alignments.

Idet det henvises til figur 1, skal et rør 1 med en fortyk-kelsesskulder 2 og tapp 3 koples til en borestreng 10. Kopleren ifølge oppfinnelsen har en øvre RUBIS eller omslutningshode 4, en øvre gripe- og kileanordning 5, blindeventil eller avleder 6, boks 7, nedre gripe- og kileanordning 8 og nedre RUBIS eller omslutningshode 9. På figur 1 er blindeventilen 6 stengt. Boreslammet, luften og hydraulikkvæsken sirkuleres som vist, slik at det er en kontinuerlig sirkulasjon av slammet og rotasjon av borestrengen. Referring to Figure 1, a pipe 1 with a thickening shoulder 2 and pin 3 is to be connected to a drill string 10. The coupler according to the invention has an upper RUBIS or casing head 4, an upper gripping and wedge device 5, blind valve or diverter 6, box 7, lower gripping and wedge device 8 and lower RUBIS or enclosure head 9. In figure 1, the blind valve 6 is closed. The drilling mud, air and hydraulic fluid are circulated as shown, so that there is a continuous circulation of the mud and rotation of the drill string.

Som kan ses på figur 1, passerer gripe- og kileanordningen 5 gjennom sikringen 6 når sikringen 6 er åpen. As can be seen in Figure 1, the gripping and wedge device 5 passes through the fuse 6 when the fuse 6 is open.

Koplerne og/eller det toppdrevne rotasjonssystem kan være utformet slik at de(t) beveger seg sidelengs for å fjerne eller hente et rør. Et eget rørhåndteringssystem vil fortrinnsvis fjerne eller løfte opp et rør til kopleren eller det toppdrevne rotasjonssystem og utfører forbindelsen med den funksjon å lagre eller stable rørseksjoner. The couplers and/or the top-driven rotation system may be designed to move laterally to remove or retrieve a tube. A separate pipe handling system will preferably remove or lift a pipe to the coupler or the top-driven rotation system and perform the connection with the function of storing or stacking pipe sections.

Idet det henvises til figur 2, følges sekvensen 1 til 4 for å kople et rør til strengen og sekvensen 5 til 8 for å kople fra et rør. Ved 1 gripes øvre del av borestrengen ved hjelp av den nedre gripeanordning, ved 2 gripes røret ved hjelp av den øvre gripe- og kileanordning, ved 3 åpnes blindesikringen og røret roteres, og ved 4 går røret og borestrengen i inngrep, røret roteres raskere enn borestrengen og dreies inn for å gjennomføre sammenstillingen, og den øvre gripe- og kileanordning koples fra. For å fjerne et rør reverseres denne prosessen, som vist ved 5 til 8. Referring to Figure 2, the sequence 1 to 4 is followed to connect a pipe to the string and the sequence 5 to 8 to disconnect a pipe. At 1, the upper part of the drill string is gripped by means of the lower gripping device, at 2 the pipe is gripped by means of the upper gripping and wedge device, at 3 the blind safety is opened and the pipe is rotated, and at 4 the pipe and drill string engage, the pipe is rotated faster than the drill string and rotated in to complete the assembly, and the upper grab and wedge device is disengaged. To remove a pipe, this process is reversed, as shown at 5 to 8.

Boresekvenser illustreres skjematisk på figurer 3, og løs-ninger for gripe- og kileanordningen over, inne i eller under koplerens trykkskrog er vist grafisk. Figur 4 viser sekvensen under "boring på" med drivrørsboring, hvor det er én kopler montert under det vanlige rotasjonsbordet. Svivelen 11, drivrøret 12, rotasjonsbordet 13 for driv-rørsforingen, kopleren 14 og UBIS-stakken 15. Denne hånd-mot-håndmetode kan anvendes på de fleste eksisterende borerigger. Figur 5 viser sekvensen under "boring på" med drivrørsboring, hvor det er én kopler montert under et høytliggende rota sjonsbord. Denne hånd-mot-håndmetode kan anvendes på de fleste eksisterende borerigger. Figur 6 viser sekvensen under "boring på" med toppdrevet boring, hvor én kopler er montert på eller under boredekket. Med eller uten kort vertikalvandring for kontinuerlig boring. Det toppdrevne rotasjonssystem er 16. Denne hånd-mot-håndmetode kan anvendes på alle borerigger som gjør bruk av toppdrevne rotasjonssysterner. Figur 7 viser sekvensen under "boring på" med toppdrevet boring, hvor én kopler er integrert i UBIS-stakken. Med nedi-hulls støte- og demperør for kontinuerlig boring. Denne hånd-mot-håndmetode kan anvendes på alle borerigger som gjør bruk av toppdrevne rotasjonssystemer. Figur 8 viser sekvensen under "boring på" med toppdrevet boring, hvor én kopler er montert på en kort vinsj. Denne hånd-mot-håndmetode kan anvendes på eksisterende borerigger som gjør bruk av toppdrevne rotasjonssystemer. Figur 9 viser sekvensen under "boring på" med bunndrevet boring 17, hvor én kopler er montert på en kort vinsj. Denne hånd-mot-håndmetode kan anvendes på en ny boreriggutførelse og eliminerer heisespill. Figur 10 viser sekvensen under "boring på" med et bevegelig rotasjonsbord 18, hvor én kopler er montert på en kort eller lang vinsj og et rotasjonsbord på en lang vinsj. Denne hånd-mot-håndmetode kan anvendes på en ny boreriggutførelse og eliminerer heisespill. Figur 11 viser sekvensen under "boring på" uten topp- eller bunndrevne rotasjonssystemer, hvor det er to like kopiere A Drilling sequences are illustrated schematically in Figure 3, and solutions for the gripping and wedge device above, inside or below the coupler's pressure hull are shown graphically. Figure 4 shows the sequence during "drilling on" with drive pipe drilling, where there is one coupler mounted under the usual rotary table. The swivel 11, the drive pipe 12, the rotary table 13 for the drive pipe casing, the coupler 14 and the UBIS stack 15. This hand-to-hand method can be used on most existing drilling rigs. Figure 5 shows the sequence during "drilling on" with drive pipe drilling, where there is one coupler mounted under a high-lying rotary table. This hand-to-hand method can be applied to most existing drilling rigs. Figure 6 shows the sequence during "drilling on" with top-driven drilling, where one coupler is mounted on or under the drill deck. With or without short vertical travel for continuous drilling. The top-driven rotation system is 16. This hand-to-hand method can be applied to all drilling rigs that use top-driven rotation systems. Figure 7 shows the sequence during "drilling on" with top-driven drilling, where one coupler is integrated into the UBIS stack. With nedi-hole impact and shock tubes for continuous drilling. This hand-to-hand method can be applied to all drilling rigs that use top-driven rotary systems. Figure 8 shows the sequence during "drilling on" with top-driven drilling, where one coupler is mounted on a short winch. This hand-to-hand method can be applied to existing drilling rigs that use top-driven rotation systems. Figure 9 shows the sequence during "drilling on" with bottom driven drilling 17, where one coupler is mounted on a short winch. This hand-to-hand method can be applied to a new drilling rig design and eliminates hoist play. Figure 10 shows the sequence during "drilling on" with a movable rotary table 18, where one coupler is mounted on a short or long winch and a rotary table on a long winch. This hand-to-hand method can be applied to a new drilling rig design and eliminates hoist play. Figure 11 shows the sequence during "drilling on" without top or bottom driven rotation systems, where there are two identical copies A

og B med delte legemer (montert på lange vinsjer). Denne hånd-over-håndmetode kan kun anvendes på nye boreriggutrørel-ser . and B with split bodies (mounted on long winches). This hand-over-hand method can only be used on new drilling rig designs.

Idet det henvises til figur 12, består en boresammenstilling for et brønnhode av en standard UBIS-stakk 36 med en stakk-RUBIS 35. Kopleren 34 er koplet til over dette, og består av en nedre RUBIS (dersom dette anses for å være nødvendig), en nedre gripe- og kileanordning 34, en blindesikring (eller avleder) og en øvre gripe- og kileanordning på hvilken den øvre RUBIS 33 er koplet til. En brønnhullsavleder 38 danner kammeret 37, og avstanden X kan være så mye som 300 fot (90 meter) eller mer. Referring to Figure 12, a drilling assembly for a wellhead consists of a standard UBIS stack 36 with a stack RUBIS 35. Coupler 34 is connected above this, and consists of a lower RUBIS (if deemed necessary) , a lower gripping and wedging device 34, a blind fuse (or diverter) and an upper gripping and wedging device to which the upper RUBIS 33 is connected. A wellbore deflector 38 forms the chamber 37, and the distance X may be as much as 300 feet (90 meters) or more.

Over dette er rørhåndteringsutstyret 32 (om nødvendig) og det toppdrevne rotasjonssystem (eller rotasjonsbordet ved driv-rørsboring) 31 plassert. Above this, the pipe handling equipment 32 (if necessary) and the top-driven rotation system (or the rotary table in the case of drive-pipe drilling) 31 are placed.

Idet det henvises til figur 13, viser denne posisjonen til rørets og strengens gjenger når disse føres sammen. Figurer 13a og 13b viser de to situasjoner som skal unngås, og figur 13c viser overlappingsområdet som skal oppnås for at det hverken skal være for lite overlapping av tenner til å unngå overbelastning eller for liten klaring til tennene over til å unngå kollisjon. På figur 13a er det for liten overlapping til å unngå stor belastning, og på figur 13b er det for liten klaring til å sikre passering ved landing. På figur 13c er det et sikkert overlappingsområde som hverken vil overbelaste en tann eller kollidere med tannen ovenfor ved landing. Referring to figure 13, this shows the position of the pipe and string threads when these are brought together. Figures 13a and 13b show the two situations to be avoided, and figure 13c shows the overlap area to be achieved so that there is neither too little overlap of teeth to avoid overloading nor too little clearance to the teeth above to avoid collision. In figure 13a, there is too little overlap to avoid a large load, and in figure 13b there is too little clearance to ensure passage on landing. In Figure 13c, there is a safe overlap area that will neither overload a tooth nor collide with the tooth above when landing.

Claims

1. Wellhead assembly comprising a UBIS stack, characterized in that above this, in order, are placed: (i) a lower annulus fuse (9), (ii) a lower gripping and wedging device (8) which is adapted to engage with a drill string (10) in the wellbore, (iii) a blind fuse (6) (iv) an upper gripper and wedge device (5) adapted to engage a pipe (1) to be added to the drill string, and ( v) an upper annulus fuse and the upper gripping and wedge device (5) is able to pass through the blind safety device (6) when the blind safety device (6) is in the open position.

2. Wellhead assembly as specified in claim 1, characterized in that it comprises a positioning device, so that a pipe to be added to the drill string can be positioned correctly over the drill string.

3. Wellhead assembly as stated in claim 1 or 2, characterized in that it includes a device for replacing air or water in the new pipe with drilling fluid when the upper fuse and upper gripping and wedge device are closed.

4. Wellhead assembly as stated in claim 1, 2 or 3, characterized in that it together with a top-driven rotation system (16) or one or more copiers achieve hand-over-hand or hand-to-hand operations where the lower coupler is static or movable during the connection or disconnection of pipes.

5. Wellhead assembly as stated in any one of the preceding claims comprising a pressure chamber, characterized in that both the upper and lower gripping and wedge devices are located inside the pressure hull of the assembly.

6. Wellhead assembly as set forth in any one of the preceding claims, characterized in that the UBIS stack (36), which includes a stack RUBIS (35), is mounted over a diverter (38), whereby the stack RUBIS ( 35) in the UBIS (36) can be replaced without opening the well hole to the surroundings.

7. Method for drilling wells, where a drill bit is rotated at the end of a drill string comprising joined pipe elements and drilling mud is circulated through the drill pipe string, characterized in that pipe elements (1) are added to or removed from the string (10) while the circulation of drilling mud continues , and in that a blind fuse (6) is placed between a lower gripping and wedging device (8) that engages with a drill string (10) in the wellbore and an upper gripping and wedging device (5) that engages with a pipe (1) to be added to the drill string (10), and the pipe is placed on the blind fuse (6), the blind fuse (6) is opened, and the upper gripper and wedge device (5) passes through the blind fuse (6) and the pipe (1) is connected to the drill string.

8. Method for drilling wells as stated in claim 7, where a drill bit is rotated at the end of a drill string comprising joined pipe elements and drilling mud is circulated through the drill pipe thread, characterized in that pipe elements are added to or removed from the string while the circulation of drilling mud continues, and in that there is (i) a lower annulus fuse (9), (ii) a lower grab and wedge device (8) which engages a drill string (10) in the wellbore, (iii) a blind fuse (6), (iv) a upper gripper and wedge device (5) which engages a pipe (1) to be added to the drill string and (v) an upper annulus fuse (4), and by adding a new pipe (1) to the drill string (10) at to guide the pipe using the upper gripper and wedge device (5), open the upper guard, place the new pipe on the blind guard and bring the new pipe into contact with the drill string as it rotates by passing the pipe through the blind guard and closing the upper guard .

9. Method for drilling wells as set forth in any one of claims 7 or 8, characterized in that when the pipe (1) is in contact with the drill string (10), the new pipe rotates faster than the drill string, so that the new pipe " turned in" by means of the upper gripper and wedge device (5) acting against the lower gripper and wedge device (8), while both continue to rotate and the new pipe is screwed on top of the drill string, and by the new pipe not rotates as fast as the drill string when it first contacts the string, so that the jumping of the threads can be felt, and then the rotation of the pipe is accelerated, and the pipe and string are oriented relative to each other when they contact each other, and the taper threads overlap to an extent that neither overloads a tooth nor collides with the tooth above on landing, and the pin is rotated counterclockwise relative to the box until the threads jump, and then the connection is assembled from a small counterclockwise rotation from the jump ketted.

10. Method for drilling wells as stated in any of the preceding claims 7 to 9, characterized in that there is a top-driven rotation system (16) or one or more copies to achieve hand-over-hand or hand-against manual operations where the lower coupler is static or movable during connection or disconnection of pipes.

11. Method for drilling wells as stated in any of the preceding claims 7 to 10, characterized in that a rotary table (18) is raised so that the bottom of a drive pipe (31) reaches the assembly when it is time to add a new pipe to the string, and the bit can essentially remain at the bottom of the well while a new pipe is added to the string, and by one of the components: - a through-bore valve, or - a diverter (38) is placed in the well at a depth below ground level or the drilling mud line, and a complete drill bit or well-hole assembly is installed in the well above this.