NO328414B1 - Dreibar utblasingssikring samt fremgangsmate ved bruk av samme - Google Patents
Dreibar utblasingssikring samt fremgangsmate ved bruk av samme Download PDFInfo
- Publication number
- NO328414B1 NO328414B1 NO20013952A NO20013952A NO328414B1 NO 328414 B1 NO328414 B1 NO 328414B1 NO 20013952 A NO20013952 A NO 20013952A NO 20013952 A NO20013952 A NO 20013952A NO 328414 B1 NO328414 B1 NO 328414B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- riser
- casing
- housing
- pipe
- stated
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 28
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 68
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 56
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims description 49
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 20
- 238000010276 construction Methods 0.000 claims description 15
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 9
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 3
- 238000007599 discharging Methods 0.000 claims 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 12
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 12
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 11
- 238000013461 design Methods 0.000 description 6
- 229920001971 elastomer Polymers 0.000 description 5
- 210000002445 nipple Anatomy 0.000 description 4
- 239000010802 sludge Substances 0.000 description 4
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 4
- 229910001104 4140 steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910001209 Low-carbon steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 2
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 1
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 1
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 1
- 239000000806 elastomer Substances 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000007689 inspection Methods 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000013011 mating Effects 0.000 description 1
- 239000000047 product Substances 0.000 description 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 description 1
- 239000013589 supplement Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/02—Surface sealing or packing
- E21B33/08—Wipers; Oil savers
- E21B33/085—Rotatable packing means, e.g. rotating blow-out preventers
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/001—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor specially adapted for underwater drilling
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/08—Controlling or monitoring pressure or flow of drilling fluid, e.g. automatic filling of boreholes, automatic control of bottom pressure
- E21B21/085—Underbalanced techniques, i.e. where borehole fluid pressure is below formation pressure
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/10—Valve arrangements in drilling-fluid circulation systems
- E21B21/106—Valve arrangements outside the borehole, e.g. kelly valves
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B21/00—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor
- E21B21/12—Methods or apparatus for flushing boreholes, e.g. by use of exhaust air from motor using drilling pipes with plural fluid passages, e.g. closed circulation systems
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Optical Radar Systems And Details Thereof (AREA)
- Outer Garments And Coats (AREA)
- Respiratory Apparatuses And Protective Means (AREA)
- Joints Allowing Movement (AREA)
Description
DREIBAR UTBLÅSINGSSIKRING SAMT FREMGANGSMÅTE VED BRUK AV SAMME
Den herværende oppfinnelse vedrører en fremgangsmåte og et system for en flytende konstruksjon som benytter et marint stigerør under boring. Særlig vedrører den herværende oppfinnelse en fremgangsmåte og et system for retur av borevæske fra et avtettet marint stigerør og til en flytende konstruksjon under boring i bunnen av et hav ved bruk av et dreibart rør.
Marine stigerør som strekker seg fra et brønnhode som er fastgjort på bunnen av et hav, er blitt benyttet for å sirku-lere borevæske tilbake til en flytende konstruksjon eller rigg. Stigerøret må være stort nok i innvendig diameter til å romme den største borekrone og det største rør som vil bli brukt under boring av et borehull i havbunnen. Tradisjonelle stigerør har nå innvendige diametrer på omtrent 50 cm (20 tommer), men andre diametrer kan benyttes.
Et eksempel på et marint stigerør og noen av de tilhørende borekomponenter, slik som vist på fig. 1, er foreslått i amerikansk patent nr. 4,626,135 som gjennom henvisning innbefattes i dette skrift for alle formål. Siden stigerøret R er fast forbundet mellom den flytende konstruksjon eller rigg S og brønnhodet W, brukes en tradisjonell glide- eller tele-skopskjøt SJ som omfatter en ytre sylinder OB og en indre sylinder IB med en trykktetning mellom disse, for å kompensere for innbyrdes vertikal bevegelse eller stampebevegelse mellom flyteriggen og det faste stigerør. Avledere D er blitt inn-koplet mellom glideskjøtens SJ øvre indre sylinder IB og den flytende konstruksjon eller rigg S for å kontrollere gassan-samlinger i det undersjøiske stigerør R eller 1avtrykksforma-sjonsgass slik at de/den ikke slipper ut til riggdekket F.
Ett foreslått avledersystem er avledersystemet av typen KFDS som tidligere ble levert av Hughes Offshore, en avdeling av Hughes Tool Company, til bruk med en flyterigg. KFDS-systemets støttehus SH, vist på fig. IA, er foreslått å være permanent festet til de vertikale roterende bjelker B mellom to nivåer i riggen og ha full åpning til rotasjonsbordet RT på nivået ovenfor støttehuset SH. Et tradisjonelt rotasjonsbord på en flytende borerigg er omtrent 126 cm (49^") i diameter. Hele stigerøret, innbefattet en integrert strupeledning CL og drepeledning KL, foreslås kjørt gjennom KFDS-støttehuset. Støttehuset SH foreslås å tilveiebringe et lan-dingssete og fastlåsingselement for en avleder D, slik som en REGAN-avleder som også leveres av Hughes Offshore. Avlederen D omfatter stive avlederledninger DL som strekker seg radialt utover fra siden av avlederhuset for å overføre borevæske eller slam fra stigerøret R til en strupemanifold CM, vibrasjonssikt SS eller til den borevæskemottakende innretning. Ovenfor avlederen D finnes den stive strømningsledning RF, vist utformet til å stå i forbindelse med slamtanken MP på fig. 1, og den stive strømningsledning er utformet til å ha utslipp til vibrasjonssiktene SS eller andre ønskede fluid-mottakende anordninger. Dersom borevaesken er åpen til atmo-sfærisk trykk ved slamreturnippelen i riggdekket F, må den ønskede borevæskemottakende anordning være begrenset av lik høyde eller nivå på konstruksjonen S eller borevæsken må, om ønskelig, pumpes av en pumpe opp til et høyere nivå. Selv om manifolden CM, separatoren MB, vibrasjonssikten SS og slam-tankene MP er vist skjematisk på fig. 1, kan disse fluidmot-takende anordninger, dersom det finnes en slamreturnippel i riggdekkets F nivå og slamretursystemet er under minimalt driftstrykk, måtte plasseres på et nivå nedenfor riggdekket F for å virke ordentlig. Hughes Offshore har også levert et kuleledd BJ mellom avlederen D og stigerøret R for å kompensere for annen innbyrdes bevegelse (horisontal og i rotasjonsret-ningen) eller helning og rulling i den flytende konstruksjon S og det fastgjorte stigerør R.
Siden både glideskjøten og kuleleddet krever bruk av glidende trykktetninger, må disse sammenføyninger overvåkes med hensyn til korrekt tetningstrykk og slitasje. Dersom skjøtene må skiftes ut, kan det ventes betydelig stillstandstid for riggen. Tetningstrykkspesifikasjonene for disse skjøter kan dessuten overskrides ved kommende og eksisterende teknikker som krever overflatetrykk i stigerørslamretursystemet, slik som ved underbalanserte operasjoner omfattende boring, kompletteringer og overhalinger, gass-væske-slamsystemer og håndteringssystemer for trykksatt slam. Både den åpne slamreturnippel og tetninger i glideskjøten og kuleleddet utgjør miljøtrusler gjennom potensielle fluidlekkasjer.
Det vises igjen til fig. 1, hvor den tradisjonelle fleksible strupeledning CL er utformet til å stå i forbindelse med en strupemanifold CM. Borevæsken kan da strømme fra manifolden CM til en slam-gass-fjerner eller separator MB og en fakkel-ledning (ikke vist). Borevæsken kan deretter tømmes til en vibrasjonssikt SS, til slamtanker og pumper MP. I tillegg til en strupeledning CL og drepeledning KL, kan det benyttes en trykkforsterkningsledning BL. Et eksempel på noen av de fleksible ledninger som nå brukes sammen med flyterigger, er se-mentledninger, vibratorledninger, strupe- og drepeledninger, testledninger, rotasjonsledninger og syreledninger.
Fra amerikansk patent nr.US 5,662,181 er det kjent en utblåsningssikring for bruk på land, hvor utblåsningssikringen er forsynt med returuttak for brønnvæsker.
Et slamretursystem på flyterigg som ville kunne erstatte den tradisjonelle glideskjøt og kuleledd, avleder og slamreturnippel med en tetning nedenfor riggdekket mellom stigerøret og det roterende rør ville derfor være ønskelig. Nærmere be-stemt ville det være ønskelig å ha et tetningshus som beveger seg uavhengig av den flytende rigg eller konstruksjon, men sammen med et roterende rør for å redusere vertikal bevegelse mellom den roterende tetning og røret, og som innbefatter en fleksibel ledning eller strømningsledning fra tetningshuset til den flytende konstruksjon for å kompensere for resulte-rende innbyrdes bevegelse mellom konstruksjonen og tetningshuset. Dessuten ville det være ønskelig dersom tetningen mellom stigerøret og det roterende rør ville være tilgjengelig for å lette inspeksjon, vedlikehold og for rask utskifting.
Ifølge et første aspekt tilveiebringer den herværende oppfinnelse et apparat for overføring av borevæske fra et forings-rør eller stigerør som har en akse og som er fastgjort i forhold til en havbunn til en konstruksjon som flyter i havoverflaten, hvor et rør kan strekke seg inn i foringsrøret eller stigerøret, idet apparatet omfatter: en ledning for å kunne flytte borevæsken fra foringsrøret eller stigerøret nærliggende et første nivå av den flytende konstruksjon og til et andre nivå som er over det første nivå av den flytende konstruksjon, idet ledningen er i stand til å kunne kompensere for relativ bevegelse mellom konstruksjonen og foringsrøret eller stigerøret for på den måten å kunne gjøre det mulig å la den flytende konstruksjon bevege seg uavhengig av foringsrøret eller stigerøret;
idet en tetning er i det alt vesentlige aksialt innrettet med
nevnte foringsrør eller stigerør, og nevnte tetning er innrettet til å kunne tette med røret mens røret beveges langs en aksial retning..
Ytterligere foretrukne trekk er fremsatt i patentkrav 2 til 12.
I én utførelse er konstruksjonen for boring i havbunnen ved bruk av røret og nevnte borevæske, idet røret er roterbart, hvor foringsrøret eller stigerøret kan fastgjøres i forhold til havbunnen, idet et parti av nevnte foringsrør eller sti-gerør strekker seg mellom havbunnen og havoverflaten, og nevnte foringsrør eller stigerør har en topp, en bunn og en innvendig diameter; et hus som er anbrakt på toppen av fo-ringsrøret eller stigerøret, hvilket hus har en første husåpning og en innvendig diameter, og nevnte første husåpning er dimensjonert til å slippe ut borevæske mottatt fra nevnte foringsrør eller stigerør; idet apparatet ytterligere omfatter en lagersammenstilling som har et indre element og et ytre element, hvor nevnte indre element er roterbart i forhold til nevnte ytre element og har en passasje som det roterbare rør kan strekke seg igjennom;
hvor nevnte tetning er bevegelig sammen med nevnte indre element for på tettende vis å gå i inngrep med røret; og nevnte ledning er fleksibel og er innrettet til å kunne over-føre borevæsken fra nevnte første husåpning og til nevnte konstruksjon, hvorved konstruksjonen er bevegelig uavhengig av nevnte hus når nevnte rør er tettet av nevnte tetning og røret roterer.
Ytterligere foretrukne trekk er fremsatt i patentkrav 14 til 25.
Ifølge et andre aspekt tilveiebringer den herværende oppfinnelse en fremgangsmåte for overføring av borevæske fra et foringsrør eller stigerør som har en akse og som er fastgjort i forhold til en havbunn til en konstruksjon som flyter i havoverflaten, hvor et rør kan strekke seg inn i foringsrøret eller stigerøret, idet fremgangsmåten omfatter trinnene: å tillate den flytende konstruksjon å bevege seg uavhengig av nevnte foringsrør eller stigerør;
å flytte borevæsken, ved bruk av en ledning, fra foringsrøret eller stigerøret nærliggende et første nivå av den flytende konstruksjon og til et andre nivå som er over det første nivå av den flytende konstruksjon, idet ledningen er i stand til å kunne kompensere for relativ bevegelse mellom konstruksjonen og foringsrøret eller stigerøret for på den måten å kunne gjøre det mulig å la den flytende konstruksjon bevege seg uavhengig av foringsrøret eller stigerøret;
idet en tetning er i det alt vesentlige aksialt innrettet med nevnte foringsrør eller stigerør, og nevnte tetning tetter rundt røret mens røret beveges langs en aksial retning.
Ytterligere foretrukne trekk er fremsatt i patentkrav 27 til 40.
I det minste i foretrukne utførelser, fremstilles et system til bruk med en flytende rigg eller konstruksjon for boring i havbunnen ved bruk av et roterbart rør. Et tetningshus som har en roterbar tetning, er forbundet med toppen av et marint stigerør som er fastgjort til havbunnen. Tetningshuset omfatter en første husåpning som er dimensjonert til å slippe ut borevæske som er pumpet ned gjennom det roterbare rør og deretter beveget opp gjennom ringrommet i stigerøret. Tetningen som roterer sammen med det roterbare rør, tillater stigerøret og tetningshuset å opprettholde et forhåndsbestemt trykk i væske- eller slamretursystemet, hvilket er ønskelig ved underbalansert boring, i gass-væske-slamsystemer og håndteringssystemer for trykksatt slam. Det benyttes en fleksibel ledning eller slange for å kompensere for den innbyrdes bevegelse mellom tetningshuset og den flytende konstruksjon, siden den flytende konstruksjon beveger seg uavhengig av tetningshuset. Denne uavhengige bevegelse av tetningshuset i forhold til den flytende konstruksjon gjør det mulig for tetningen som roterer sammen med røret, å gjennomgå redusert vertikal bevegelse under boring.
Under henvisning til de medfølgende tetninger vil det nå, bare som eksempel, bli beskrevet noen foretrukne utførelser av oppfinnelsen, idet: Fig. 1 er et sideriss av slamretursystem for flyterigg, iføl-ge eldre teknikk, hvilket er vist i brutt oppriss, hvor det nedre parti illustrerer den tradisjonelle undersjøiske ut-blåsningssikringsstakk festet til et brønnhode, og det øvre parti illustrerer den tradisjonelle flyterigg hvor et stige-rør er forbundet med flyteriggen og det benyttes tradisjonell glideskjøt og kuleledd og avledere; Fig. IA er et forstørret sideriss av et avlederstøttehus ifølge eldre teknikk til bruk sammen med en flyterigg; Fig. 2 er et forstørret sideriss av et slamretursystem for flyterigg ifølge den herværende oppfinnelse; Fig. 3 er et forstørret oppriss av et tetningshus ifølge den herværende oppfinnelse plassert ovenfor stigerøret, idet den roterbare tetning i tetningshuset er i inngrep med et roterbart rør; Fig. 4 er et sideriss av en avledersammenstilling som erstat-ter en lager-tetning-sammenstilling i et tetningshus ifølge den herværende oppfinnelse for tradisjonell bruk av en avleder og glideskjøt og kuleledd sammen med stigerøret; Fig. 5 er en lager-tetning-sammenstilling ifølge den herværende oppfinnelse og som er tatt ut av tetningshuset; Fig. 6 er et sideriss av en innvendig setteverktøy- og stige-rørsføring, hvor setteverktøyet er i inngrep med et tetningshus ifølge den herværende oppfinnelse; Fig. 7 er et snittriss tatt langs linje 7-7 på fig. 6; Fig. 8 er et forstørret sideriss av tetningshuset vist i snittriss for bedre å illustrere plasseringspinnene og låsepinnene i forhold til en belastningsskive ifølge den herværende oppfinnelse; Fig. 9 viser låsepinneutformingskurver for herdelag av bløtt stål ; Fig. 10 viser låsepinneutformingskurver for herdelag av 4140-stål ; Fig. 11 viser beregnet trykktap for en slange med 10 cm (4") diameter; og Fig. 12 viser beregnet trykktap for en slange med 15 cm (6") diameter. Fig. 2, 3 og 6 til 8 fremstiller en foretrukket utførelse av den herværende oppfinnelse, og fig. 4 viser en utførelse av oppfinnelsen til bruk med en tradisjonell avleder og glide-skjøt og kuleledd etter fjerning av lager-tetning-sammenstillingen ifølge den herværende oppfinnelse, som il-lustrert på fig. 5, fra tetningshuset, slik det vil bli beskrevet nærmere nedenfor. Fig. 2 illustrerer en roterende utblåsningssikring eller roterende kontrollhode, generelt angitt med 10. Denne roterende utblåsningssikring eller roterende kontrollhode 10 er likt,
bortsett fra modifiseringer som vil bli omtalt nedenfor, den roterende utblåsningssikring som er beskrevet i amerikansk patent nr. 5,662,181. U.S. 5,662,181 som innbefattes for alle formål i dette skrift gjennom henvisning, beskriver et pro-dukt som nå kan leveres, og som kalles modell 7100. Den modi-fiserte roterende utblåsningssikring 10 kan festes ovenfor stigerøret R når glideskjøten SJ er låst på plass, slik som vist i utførelsen på fig. 2, slik at det ikke forekommer noen innbyrdes vertikal bevegelse mellom den indre sylinder IB og den ytre sylinder OB i glideskjøten SJ. Det er tenkelig at glideskjøten SJ fjernes fra stigerøret R og den roterende utblåsningssikring 10 festes direkte på stigerøret R. Både i utførelsen med låst glideskjøt (fig. 2) og i utførelsen uten glideskjøt (ikke vist) vil det bli plassert en adapter eller et overgangsstykke 12 mellom sikringen 10 og glideskjøten SJ henholdsvis direkte på stigerøret R. Slik det er kjent, vil det bli benyttet tradisjonelle strekkinnretninger Tl og T2 for å spenne opp stigerøret R. Som det kan sees på fig. 2 og 3, er et roterbart rør 14 plassert gjennom rotasjonsbordet RT gjennom riggdekket F, gjennom den roterende utblåsningssikring 10 og inn i stigerøret R for boring i havbunnen. I tillegg til å bruke BOP-stakken som et supplement til sikringen 10, kunne det plasseres en ventil med stor diameter nedenfor sikringen 10. Når det ikke befinner seg noen rør inne i sti-gerøret R, ville ventilen kunne stenges, og stigerøret kunne sirkuleres med trykkforsterkningsledningen BL. I tillegg ville en gasshåndteringsinnretning, slik som foreslått i US 4,626,135 benyttes som en reserve til sikringen 10. For eksempel, hvis det skulle oppstå lekkasje i sikringen 10 mens denne er under trykk, kunne gasshåndteringsinnretningen stenges og sikringens 10 tetning(er) skiftes ut.
Mål-T-koplinger 16 og 18 strekker seg fortrinnsvis radialt utover fra siden av tetningshuset 20. Som det vises best på fig. 3, omfatter T-koplingene 16, 18 fortrinnsvis en ledende "mål"-plate i T-endepartiene 16A og 18A for å ta imot den trykksatte borevæske som strømmer fra tetningshuset 20 til koplingene 16 og 18. I tillegg er det tilveiebrakt en fjernstyrt ventil 22 og en manuell ventil 24 sammen med koplingen 16 for å stenge koplingen 16 for å stenge av væskestrømmen når dette er ønskelig. Fjernstyrt ventil 26 og manuell ventil 28 er likeledes tilveiebrakt i koplingen 18. Som vist på fig. 2 og 3, er en ledning 30 koplet til koplingen 16 for å trans-portere borevæsken fra den første husåpning 20A til en væske-mottakende anordning på konstruksjonen S. Ledningen 3 0 fører væske til en strupemanifold CM i utformingen som på fig. 2. Likeledes ville ledningen 32 som er festet til koplingen 18, selv om den er vist å ha utløp til atmosfæren, kunne ha utløp i strupemanifolden CM eller direkte til en separator MB eller en vibrasjonssikt SS. Det skal forstås at ledningene 30, 32 kan være en elastomerslange; en gummislange armert med stål, et fleksibelt stålrør som produsert av Coflexip International i Frankrike under varemerket "COFLEXIP", slik som deres fleksible rør med innvendig diameter på 12,5 cm (5"), kortere segmenter av stivt rør sammenkoplet via fleksible skjøter og annen fleksibel ledning som er kjent for fagfolk på området.
Det vises nå til fig. 3 hvor den roterende utblåsningssikring 10 er vist mer detaljert og i snittriss for bedre å illustrere lager-tetning-sammenstillingen 10A. Særlig omfatter lager-tetning-sammenstillingen 10A en øvre gummipotte 34 som er forbundet med lagersammenstillingen 36 som i sin tur er forbundet med den nedre strippegummi 38. Et toppdrevet rota-sjonssystem 40 ovenfor den øvre strippegummi 42 er også en komponent i lager-tetning-sammenstillingen 10A. I tillegg er en hurtigkoplings-/hurtigfrakoplingsklemme 44, som beskrevet i US 5,662,181, tilveiebrakt for å kople lager-tetning-sammenstillingen 10A til tetningshuset eller skålen 20. Som beskrevet mer inngående i US 5,662,181, kan klemmen 44, når det roterbare rør 14 er trukket ut av sikringen 10, raskt koples fra for å tillate fjerning av lager-tetning-sammenstillingen 10A, slik det vises best på fig. 5. Når lager-tetning-sammenstillingen 10A, som vist på fig. 4, er fjernet, er den innvendige diameter HID i tetningshuset 20 fordelaktig i det vesentlige den samme som stigerørets R innvendige diameter RID, som angitt på fig. 1, for å tilveiebringe i det vesentlige full boringstilgang til stigerøret R.
Selv om den roterende sikring 10 ifølge den herværende oppfinnelse, det vises igjen til fig. 3, ligner den roterende
sikring beskrevet i US 5,662,181, omfatter huset eller skålen 2 0 første og andre husåpninger 2OA, 2OB som er åpne mot deres respektive kopling 16, 18. Huset 20 omfatter videre fire huller, to huller 46, 48, vist på fig. 3 og 4, for å motta låsepinner og plasseringspinner, slik det vil bli beskrevet nærmere nedenfor. I den andre åpning 20B som finnes i tillegg, finnes en bristeskive 50 utformet for fortrinnsvis å briste ved omtrent 34,5 bar (500 psi). Tetningshuset 20 er fortrinnsvis festet til en adapter eller et overgangsstykke 12 som leveres av ABB Vetco Gray. Adapteren 12 er koplet mellom tetningshusflensen 20C og toppen av den indre sylinder IB. Når den roterende utblåsningssikring 10, som vist på fig. 3, benyttes, er bevegelse av den indre sylinder IB i glideskjø-ten SJ låst med hensyn til den ytre sylinder OB, og den indre sylinderflens IBF er koplet til adapterens nedre flens 12A. Med andre ord forblir den ytre sylinders hode HOB, som inne-holder tetningen mellom den indre sylinder IB og den ytre sylinder OB, fiksert i forhold til adapteren 12.
Det vises nå til fig. 4, hvor det vises en utførelse hvor adapteren 12 er koplet mellom tetningshuset 20 og en virksom eller ulåst indre sylinder IB i glideskjøten SJ. I denne ut-førelse fjernes lager-tetning-sammenstillingen 10A, slik som den vist på fig. 5, etter at hurtigkoplings-/hurtigfrakop-lingsklemmen 44 er brukt. Om ønskelig kan koplingene 16, 18 henholdsvis ledningene 30, 32 forbli tilkoplet til huset 20, eller operatøren kan velge å benytte en blindflens 56 for å dekke den første husåpning 20A og/eller en blindflens 58 for å dekke den andre husåpning 20B. Dersom koplingene 16, 18 henholdsvis ledningene 30, 32 ikke fjernes, lukkes ventilene 22 og 24 på koplingen 16 og, selv om bristeskiven 50 er på plass, ventilene 26 og 28 på koplingen 18. En annen modifise-ring av tetningshuset 20 i forhold til huset vist i US 5,662,181 er bruken av adapterflenser besatt med pinner i stedet for en flens som tar imot pinnebolter, siden pinnebe-satte flenser krever mindre klaring ved nedsenking av huset gjennom rotasjonsbordet RT.
En adapter 52 som har en ytre krage 52A lignende den ytre sy-linderkrage 36A på den ytre sylinder 36 i lager-tetning-sammenstillingen 10A, som vist på fig. 5, er forbundet med tetningshuset via klemmen 44. En avledersammenstilling DA som omfatter avleder D, kuleledd BJ, overgangsstykke 54 og adapter 52, er festet til tetningshuset 20 med hurtigkoplingsklemmen 44. Som omtalt nærmere nedenfor, kan avledersammenstillingen DA, tetningshuset 20, adapteren 12 og den indre sylinder IB heves, slik at avlederen D koples direkte til den flytende konstruksjon S, på lignende måte som avlederen D vist på fig IA, men uten støttehuset SH.
Som det nå kan forstås, vil tetningshuset i utførelsen på fig. 4 befinne seg på et høyere nivå enn tetningshuset i ut-førelsen på fig. 2, siden den indre sylinder IB er blitt for-lenget oppover fra den ytre sylinder OB. Tetningshuset i ut-førelsen på fig. 4 vil derfor ikke bevege seg uavhengig av konstruksjonen S, men vil, som i det tradisjonelle slamretursystem, bevege seg sammen med konstruksjonen S, og den innbyrdes bevegelse blir kompensert for gjennom glideskjøten og kuleleddet.
Det vises nå til fig. 6, hvor et innvendig setteverktøy 60 innbefatter tre sentreringspinner 60A, 60B, 60C som er plassert med lik innbyrdes avstand på 120 grader. Verktøyet 60 har fortrinnsvis en utvendig diameter på 50 cm (19,5") og en 11 cm (4^") gjenget hunnkopling 60D på toppen. En belast-ningsplate eller ring 62 er tilveiebrakt på verktøyet 60. Som det sees best på fig. 6 og 7, omfatter låsepinner 64A, 64B og plasseringspinner 66A, 66B fortrinnsvis uttrekkingsgjenger T skåret inn i pinnene for å gi et middel til uttrekking av pinnene med en 3 mm (1/8") hammerskrunøkkel i tilfelle pinnene skulle bli bøyd på grunn av operatørfeil. Låsepinnene 64A, 64B kan være fremstilt av bløtt stål, slik som vist på fig. 9, eller med herdelag av 4140-stål, slik som vist på fig. 10. En avtakbar stigerørsstyring 68 blir fortrinnsvis benyttet sammen med verktøyet 60 for koplingsinnretting ved installering på feltet, slik det blir beskrevet nedenfor.
Kontroll over ledningene 30, 32 skjer fortrinnsvis ved bruk av demper-kjetting-forbindelser (ikke vist), hvor ledningen 30, 32 er tilkoplet via kjettinger langs ønskede lengder av ledningen og til tilstøtende flater på konstruksjonen S. Siden tetningshuset 20 vil befinne seg på et høyere nivå når den er i en tradisjonell glideskjøt-avleder-utforming, slik som vist på fig. 4, kreves det selvfølgelig en mye lengre slange dersom en slange forblir tilkoplet til huset 20. Selv om en 15 cm (6") diameter ledning eller slange foretrekkes, vil slanger av annen størrelse, som en slange på 10 cm (4"), kunne brukes, som vist på fig. 11 og 12.
Etter at stigerøret R er fastgjort til brønnhodet W, utblås-ningssikringsstakken BOP (Fig. 1) er plassert, den fleksible strupeledning CL og drepeledning KL er tilkoplet, stigerørs-strekkinnretningene Tl, T2 er tilkoplet glideskjøtens SJ ytre sylinder OB, slik det er kjent for fagfolk på området, trekkes den indre sylinder IB i glideskjøten SJ oppover gjennom et tradisjonelt rotasjonsbord RT ved bruk av setteverktøyet 60 som er fjernbart plassert og festet til huset 20 ved bruk av låse- og plasseringspinnene, som vist på fig. 6 og 7. Tetningshuset 20 festet til overgangsstykket eller adapteren 12, som vist på fig. 6 and 7, festes deretter til toppen av den indre sylinder IB. Klemmen 44 fjernes deretter fra huset 20. Huset 20 og det med dette sammenkoplede overgangsstykke 12 blir deretter ført ned gjennom rotasjonsbordet RT ved bruk av setteverktøyet 60. Stigerørsstyringen 68 som er avtakbar sammen med verktøyet 60, er fremstilt for å forbedre koplingsinnretting under installering på feltet. Den avtakbare stige-rørsstyring 68 kan også brukes for å sette inn huset 20 uten at dette føres gjennom rotasjonsbordet RT. Lager-tetning-sammenstillingen 10A blir deretter installert i huset 20, og det roterbare rør 14 blir installert.
Dersom det er ønskelig å utforme utførelsen ifølge fig. 4, kan setteverktøyet 60, etter at røret 14 er trukket ut og lager-tetning-sammenstillingen er fjernet, brukes for å feste tetningshuset 20 og deretter strekke ut den ulåste glideskjøt SJ. Avledersammenstillingen DA, som vist på fig. 4, kan deretter mottas i tetningshuset 2 0 og avledersammenstillings-adapteren 52 festes med hurtigkoplingsklemmen 44. Avlederen D heves deretter og festes til riggdekket F. Alternativt kan den indre sylinder IB i glideskjøten SJ frigjøres, og tetningshuset 46 heves til avledersammenstillingen DA, festet via avlederen D til riggdekket F, med det innvendige sette-verktøy. Med låse- og plasseringspinnene installert, retter det innvendige setteverktøy inn tetningshuset 20 og avledersammenstillingen DA på linje med hverandre. Tetningshuset 20 spennes deretter fast til avledersammenstillingen DA med hurtigkoplingsklemmen 44, og låsepinnene fjernes. I utførelsen på fig. 4 virker tetningshuset som en passiv del i det tradisjonelle glideskjøter-avleder-system.
Alternativt behøver tetningshuset 20 ikke installeres gjennom rotasjonsbordet RT, men kan installeres ved bruk av en heise-kabel ført gjennom rotasjonsbordet RT. Heisekabelen ville være festet til det innvendige setteverktøy 60 plassert i huset 20 og, som vist på fig. 6, stigerørsstyringen 68 som strekker seg fra overgangsstykket 12. Etter at overgangsstykket 12 er plassert på den indre sylinder IB, trekkes låsepinnene 64A, 64B, og setteverktøyet 60 frigjøres. Lager-tetning-sammenstillingen 10A føres deretter inn i huset 20 etter at glideskjøten SJ er låst og tetningene i glideskjøten er full-stendig trykksatt. Koplingen 16, 18 og ledningene 30, 32 blir deretter festet til tetningshuset 20.
Som det nå kan forstås, tetter de roterbare tetninger 38, 42 i sammenstillingen 10A det roterende rør 14 og tetningshuset 20, og gir i kombinasjon med de fleksible ledninger 30, 32 koplet til en strupemanifold CM et kontrollert trykksatt slamretursystem hvor innbyrdes vertikal bevegelse av tetningene 38, 42 i forhold til røret 14 er redusert, hvilket er ønskelig med eksisterende og kommende teknologi for retur av trykksatt slam. Særlig er dette mekanisk kontrollerte trykksatte system spesielt anvendelig ved underbalanserte operasjoner omfattende boring, kompletteringer og overhalinger, gass-væske-slamsystemer og håndteringssystemer for trykksatt slam.
Claims (40)
1. Apparat for overføring av borevæske fra et foringsrør eller stigerør som har en akse og som er fastgjort i forhold til en havbunn til en konstruksjon (S) som flyter i havoverflaten, hvor et rør kan strekke seg inn i foringsrøret eller stigerøret (R), idet apparatet omfatter : en ledning for å kunne flytte borevæsken fra foringsrø-ret eller stigerøret (R) nærliggende et første nivå av den flytende konstruksjon (S) og til et andre nivå som er over det første nivå av den flytende konstruksjon, idet ledningen er i stand til å kunne kompensere for relativ bevegelse mellom konstruksjonen (S) og foringsrø-ret eller stigerøret (R) for på den måten å kunne gjøre det mulig å la den flytende konstruksjon bevege seg uavhengig av foringsrøret eller stigerøret (R); idet en tetning (38, 42) er i det alt vesentlige aksialt innrettet med nevnte foringsrør eller stigerør (R), og nevnte tetning er innrettet til å kunne tette med røret mens røret beveges langs en aksial retning.
2. Apparat i henhold til krav 1, karakterisert ved at konstruksjonen (S) er for boring i havbunnen ved bruk av røret (14), hvor røret (14) er roterbart og hvor et parti av nevnte foringsrør eller stigerør (R) kan strekke seg mellom havbunnen og havoverflaten, og nevnte foringsrør eller stigerør har en topp, en bunn og en innvendig diameter (RID); idet apparatet ytterligere omfatter: et hus (20) som er anbrakt på toppen av foringsrøret eller stigerøret (R), hvor nevnte hus (20) har en første husåpning (2OA) og en innvendig diameter (HID), og nevnte første husåpning (20A) er dimensjonert til å slippe ut nevnte borevæske mottatt fra nevnte foringsrør eller stigerør (R); og en lagersammenstilling (10A) som har et indre element og et ytre element (36) og er uttakbart plassert sammen med nevnte hus (20), idet nevnte indre element er roterbart i forhold til nevnte ytre element og har en passasje som det roterbare rør (14) kan strekke seg igjennom; idet nevnte tetning (38, 42) er bevegelig sammen med nevnte indre element for på tettende vis å gå i inngrep med røret (14); idet apparatet ytterligere omfatter: et hurtigfrakoplingselement (44) for fråkopling av nevnte lagersammenstilling (10A) fra nevnte hus (20); hvorved den flytende konstruksjon (S) kan beveges uavhengig av nevnte lagersammenstilling (10A) når nevnte rør (14) er avtettet av nevnte tetning (38,42) og røret (14) roterer .
3. Apparat som angitt i krav 2, karakterisert ved at den innvendige diameter (HID) i nevnte hus (20) er i det vesentlige den samme som den innvendige diameter (RID) i nevnte foringsrør eller stigerør (R).
4. Apparat som angitt i krav 2 eller 3, karakterisert ved at når nevnte lagersammenstilling (10A) er fjernet, tillater nevnte hus (20) i det vesentlige full boringstilgang til nevnte foringsrør eller stigerør (R) •
5. Apparat som angitt i hvilket som helst av kravene 2 til 4, karakterisert ved at det videre omfatter en andre husåpning (2OB) i nevnte hus (2 0) og en bristeskive (50) plassert på nevnte andre husåpning (20B), slik at nevnte andre åpning (20B) forblir lukket inntil et forhåndsbestemt trykk i nevnte hus (20).
6. Apparat som angitt i hvilket som helst av kravene 2 til 5, karakterisert ved at nevnte ledning (30) er innrettet til å overføre borevæske fra nevnte første husåpning (20A) og til nevnte konstruksjon (S).
7. Apparat som angitt i et hvilket som helst av kravene 1 til 6, karakterisert ved at nevnte ledning (30) er en fleksibel slange.
8. Apparat som angitt i krav 1, karakterisert ved at foringsrøret eller stigerøret (R) omfatter et hus (2 0) nærliggende konstruksjonens (S) første nivå og hvor det andre nivå er over nevnte hus;
ledningen er innrettet til å flytte borevæsken fra huset (2 0) og til nevnte andre nivå for derved å flytte bore-fluidet fra foringsrøret eller stigerøret (R) nærliggende det første nivå og til nevnte andre nivå; og nevnte tetning (38, 42) er inne i nevnte hus (20).
9. Apparat som angitt i krav 8, karakterisert ved at huset (20) er anbrakt over havoverflaten.
10. Apparat som angitt i krav 1, karakterisert ved at konstruksjonen (S) er for å bore i havbunnen ved bruk av røret (14) og borevæsken, idet røret (14) er roterbart, og idet apparatet ytterligere omfatter: et hus (20) anbrakt over et parti av nevnte foringsrør eller stigerør (R), hvor huset (20) har en første husåpning (2OA); og en sammenstilling som har et indre element, hvor det indre element er roterbart i forhold til huset (20) og har en passasje som det roterbare rør (14) kan strekke seg igjennom; idet nevnte tetning (38, 42) er bevegelig sammen med det indre element for på tettende vis å gå i inngrep med rø-ret (14); og idet nevnte ledning er fleksibel og er innrettet for å kunne overføre borevæsken mellom den første husåpning (20A) og konstruksjonen (S), hvorved konstruksjonen (S) kan beveges uavhengig av huset (20) når røret (14) roterer.
11. Apparat som angitt i krav 1, karakterisert ved at konstruksjonen (S) er for å bore i havbunnen ved bruk av røret (14) og borevæsken, hvor røret (14) er roterbart, og hvor apparatet ytterligere omfatter: middel, som innbefatter nevnte tetning (38, 42), for å kunne tette røret med hensyn til foringsrøret eller sti-gerøret (R); og hvor nevnte ledning er fleksibel og er innrettet for å kunne overføre borevæske mellom foringsrøret eller sti-gerøret (R) og konstruksjonen (S) for derved å kunne kompensere for relativ bevegelse mellom konstruksjonen (S) og foringsrøret eller stigerøret (R) når den flytende konstruksjon (S) tillates å bevege seg uavhengig av foringsrøret eller stigerøret (R).
12. Apparat som angitt i krav 11, karakterisert ved at foringsrøret eller stigerøret (R) har en førs-te åpning, hvor apparatet ytterligere omfatter en sammenstilling som har et indre element, og hvor det indre element er roterbart i forhold til foringsrøret eller stigerøret (R) og har en passasje som det roterbare rør kan strekke seg igjennom, idet nevnte tetning (38, 42) er bevegelig sammen med det indre element for på tettende vis å gå i inngrep med røret (14); og nevnte fleksible ledning er innrettet for å kunne over-føre borevæsken mellom den første åpning og konstruksjonen (S) .
13. Apparat som angitt i krav 1, karakterisert ved at konstruksjonen (S) er for boring i havbunnen ved bruk av røret (14) og nevnte borevæske, idet røret (14) er roterbart, hvor foringsrøret eller stigerøret (R) kan fastgjøres i forhold til havbunnen, idet et parti av nevnte foringsrør eller stigerør (R) strekker seg mellom havbunnen og havoverflaten, og nevnte foringsrør eller stigerør har en topp, en bunn og en innvendig diameter (RID); et hus (20) som er anbrakt på toppen av fo-ringsrøret eller stigerøret (R), hvilket hus (20) har en første husåpning (2OA) og en innvendig diameter (HID), og nevnte første husåpning (20A) er dimensjonert til å slippe ut borevæske mottatt fra nevnte foringsrør eller stigerør (R); idet apparatet ytterligere omfatter en lagersammenstilling (10A) som har et indre element og et ytre element (36), hvor nevnte indre element er roterbart i forhold til nevnte ytre element (36) og har en passasje som det roterbare rør (14) kan strekke seg igjennom; hvor nevnte tetning (38, 42) er bevegelig sammen med nevnte indre element for på tettende vis å gå i inngrep med røret (14); og
nevnte ledning (30) er fleksibel og er innrettet til å kunne overføre borevæsken fra nevnte første husåpning (20A) og til nevnte konstruksjon (S), hvorved konstruksjonen (S) er bevegelig uavhengig av nevnte hus (20) når nevnte rør (14) er tettet av nevnte tetning og røret (14) roterer.
14. Apparat som angitt i krav 6, 7 eller 13, karakterisert ved at nevnte ledning (30) har en første ende og en andre ende, hvor nevnte første ende er forbundet med nevnte første husåpning (2OA), og nevnte andre ende er forbundet med en anordning som skal motta borevæsken og som er fastgjort til konstruksjonen (S) i havoverflaten.
15. Apparat som angitt i krav 14, karakterisert ved at det videre omfatter trykk i nevnte foringsrør eller stigerør (R), hvor nevnte anordning regulerer trykket i foringsrøret eller stigerøret (R).
16. Apparat som angitt i krav 14, karakterisert ved at det videre omfatter en strupeanordning for å regulere trykket i nevnte foringsrør eller stigerør (R), hvor tetningen tillater nevnte strupeanordning å regulere trykket i nevnte foringsrør eller stigerør (R).
17. Apparat som angitt i krav 6, 7 eller 13, karakterisert ved at borevæsken holdes ved et forhåndsbestemt trykk hvorved borevæsken fra foringsrøret eller stigerøret (R) strømmer til konstruksjonen (S) over havoverflaten og til en anordning som skal motta borevæsken.
18. Apparat som angitt i et hvilket som helst av kravene 2 til 6 eller 13 til 17, karakterisert ved at konstruksjonen (S) har et dekk (F) over havoverflaten, og at huset (2 0) er plassert over havoverflaten og nedenfor nevnte dekk (F) når huset (20) er anbrakt på nevnte foringsrør eller stigerør (R).
19. Apparat som angitt i krav 18, karakterisert ved at nevnte dekk (F) har en åpning for å motta et rotasjonsbord (RT) som har foringer som kan fjernes, og nevnte hus (20) er dimensjonert for å mottas gjennom nevnte rotasjonsbord (RT) etter at nevnte foringer er fjernet.
20. Apparat som angitt i krav 18 eller 19 basert på krav 17, karakterisert ved at anordningen som skal motta borevæsken, er plassert over nevnte dekk (F).
21. Apparat som angitt i krav et hvilket som helst av kravene 17 til 20, karakterisert ved at nevnte anordning er en strupemanifold (CM).
22. Apparat som angitt i hvilket som helst foregående krav, karakterisert ved at den ikke har noen glideskjøt (SJ).
23. Apparat som angitt i hvilket som helst foregående krav, karakterisert ved at den innbyrdes bevegelse innbefatter en vertikal komponent.
24. Apparat som angitt i hvilket som helst foregående krav, karakterisert ved at den innbyrdes bevegelse innbefatter en horisontal komponent.
25. Apparat som angitt i hvilket som helst foregående krav, karakterisert ved at apparatet innbefatter foringsrøret eller stigerøret (R).
26. Fremgangsmåte for overføring av borevæske fra et foringsrør eller stigerør som har en akse og som er fastgjort i forhold til en havbunn til en konstruksjon (S) som flyter i havoverflaten, hvor et rør kan strekke seg inn i foringsrøret eller stigerøret (R), idet fremgangsmåten omfatter trinnene: å tillate den flytende konstruksjon (S) å bevege seg uavhengig av nevnte foringsrør eller stigerør (R); å flytte borevæsken, ved bruk av en ledning, fra fo-ringsrøret eller stigerøret (R) nærliggende et første nivå av den flytende konstruksjon og til et andre nivå som er over det første nivå av den flytende konstruksjon, idet ledningen er i stand til å kunne kompensere for relativ bevegelse mellom konstruksjonen (S) og fo-ringsrøret eller stigerøret (R) for på den måten å kunne gjøre det mulig å la den flytende konstruksjon bevege seg uavhengig av foringsrøret eller stigerøret (R); idet en tetning (38, 42) er i det alt vesentlige aksialt innrettet med nevnte foringsrør eller stigerør (R), og nevnte tetning tetter rundt røret mens røret beveges langs en aksial retning.
27. Fremgangsmåte som angitt i krav 26, karakterisert ved at den videre omfatter tetting av fo-ringsrøret eller stigerøret (R) mens det bores i havbunnen fra nevnte konstruksjon (S) ved bruk av røret og nevnte borevæske, hvor røret (14) er roterbart, idet fremgangsmåten vider omfatter: tetting av røret (14) med hensyn til foringsrøret eller stigerøret (R); og overføring av borevæsken mellom foringsrøret eller sti-gerøret (R) ved bruk av ledningen, idet ledningen er fleksibel.
28. Fremgangsmåte som angitt i krav 27, karakterisert ved at foringsrøret eller stigerøret (R) omfatter et hus (20) på toppen;
og overføring av borevæsken mellom foringsrøret eller stigerøret (R) og konstruksjonen (S), idet borevæsken overføres mellom huset (20) og konstruksjonen (S).
29. Fremgangsmåte som angitt i krav 28, karakterisert ved at den videre omfatter fastgjøring av den fleksible ledning mellom en åpning i huset (20) og konstruksjonen (S) for derved å muliggjøre at fluidet overføres mellom foringsrøret eller stigerøret (R) og konstruksjonen (S).
30. Fremgangsmåte som angitt i et hvilket som helst av kravene 27 til 29, karakterisert ved at avtetting av røret med hensyn til foringsrøret eller sti-gerøret (R) omfatter demonterbar aksial innretting av nevnte tetning med nevnte foringsrør eller stigerør (R), idet tetningen er roterbar.
31. Fremgangsmåte som angitt i krav 26, karakterisert ved at fremgangsmåten videre omfatter avtetting av foringsrøret eller stigerør (R) mens det fra konstruksjonen (S) bores i havbunnen ved bruk av røret (14) og nevnte borevæske, hvor fluidet er trykksatt og røret (14) er roterbart, og hvor fremgangsmåten videre innbefatter: plassering av et hus (20) over foringsrøret eller stigerøret (R); rotering av røret (14) inne i huset (20) og foringsrøret eller stigerøret (R) mens det opprettholdes en tetning mellom røret (14) og huset (20); overføring av den trykksatte borevæske fra huset (20) og til konstruksjonen (S), og kompensering for konstruksjonens (S) og husets (20) innbyrdes bevegelse under overføringstrinnet.
32. Fremgangsmåte som angitt i krav 31, karakterisert ved at ledningen (3 0) er fleksibel og at fremgangsmåten videre omfatter fastgjøring av den fleksible ledning (30) mellom en åpning (20A, 20B) i huset (20) og den flytende konstruksjon (S) for trinnet med kompensering for den innbyrdes bevegelse mellom konstruksjonen (S) og huset (20).
33. Fremgangsmåte som angitt i krav 31 eller 32, karakterisert ved at den videre omfatter fjerning av en lagersammenstilling (10A) fra huset (20), hvorved husets innvendige diameter (HID) blir i det vesentlige den samme som foringsrørets eller stigerørets (R) innvendige diameter (RID).
34. Fremgangsmåte som angitt i krav 31, 32 eller 33, karakterisert ved at den videre omfatter nedføring av huset (20) gjennom et dekk (F) i konstruksjonen (S) under trinnet for anbringelse av huset (20) på foringsrøret eller stigerøret (R).
35. Fremgangsmåte som angitt i et hvilket som helst av kravene 31 til 34, karakterisert ved at kom-penseringstrinnet er uavhengig av en glideskjøt (SJ).
36. Fremgangsmåte som angitt i krav 26, karakterisert ved at den videre omfatter rotering av nevnte rør (14) inne i foringsrøret eller stigerøret (R), hvor fremgangsmåten videre omfatter; plassering av et hus (20) på det første nivå i den flytende konstruksjon (S) og tettende fastgjøring av huset (20) til foringsrø-ret eller stigerøret (R); tettende plassering av røret (14) i forhold til huset (20), slik at røret strekker seg gjennom huset og inn i foringsrøret eller stigerøret (R); trykksetting av borevæsken til et forhåndsbestemt trykk når væsken strømmer inn i røret (14); bevege væsken fra røret og opp gjennom foringsrøret eller stigerø-ret (R) til det andre nivå i den flytende konstruksjon (S) ovenfor huset (20); og rotering av røret (14) i forhold til huset (20) mens tetningen mellom røret og huset opprettholdes.
37. Fremgangsmåte som angitt i krav 36, karakterisert ved at den videre omfatter kompensering for den innbyrdes bevegelse mellom konstruksjonen (S) og huset (20) under bevegelsestrinnet.
38. Fremgangsmåte som angitt i hvilket som helst av kravene 31 til 37, karakterisert ved at den innbyrdes bevegelse innbefatter en vertikal komponent.
39. Fremgangsmåte som angitt i hvilket som helst av kravene 31 til 38, karakterisert ved at den innbyrdes bevegelse innbefatter en horisontal komponent.
40. Fremgangsmåte som angitt i krav 36, karakterisert ved at den videre omfatter: plassering av huset (20) med foringsrør eller stigerør (R) nærliggende den flytende konstruksjons (S) første nivå ; tillate den flytende konstruksjon i å bevege seg uavhengig av nevnte hus (20); flytting av borevæsken fra huset (20) og til den flytende konstruksjons (S) andre nivå over nevnte hus (20); idet nevnte avtetting er inne i nevnte hus.
Applications Claiming Priority (2)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
US09/260,642 US6263982B1 (en) | 1998-03-02 | 1999-03-02 | Method and system for return of drilling fluid from a sealed marine riser to a floating drilling rig while drilling |
PCT/GB2000/000726 WO2000052300A1 (en) | 1999-03-02 | 2000-03-01 | Rotating blowout preventer |
Publications (3)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
NO20013952D0 NO20013952D0 (no) | 2001-08-15 |
NO20013952L NO20013952L (no) | 2001-10-10 |
NO328414B1 true NO328414B1 (no) | 2010-02-15 |
Family
ID=22990014
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
NO20013952A NO328414B1 (no) | 1999-03-02 | 2001-08-15 | Dreibar utblasingssikring samt fremgangsmate ved bruk av samme |
Country Status (7)
Country | Link |
---|---|
US (1) | US6263982B1 (no) |
EP (2) | EP1175549B1 (no) |
AU (1) | AU765178B2 (no) |
CA (1) | CA2363495C (no) |
DE (1) | DE60025193D1 (no) |
NO (1) | NO328414B1 (no) |
WO (1) | WO2000052300A1 (no) |
Families Citing this family (69)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US6913092B2 (en) * | 1998-03-02 | 2005-07-05 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method and system for return of drilling fluid from a sealed marine riser to a floating drilling rig while drilling |
US7159669B2 (en) * | 1999-03-02 | 2007-01-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Internal riser rotating control head |
US6913084B2 (en) * | 2000-05-16 | 2005-07-05 | Anthony R. Boyd | Method and apparatus for controlling well pressure while undergoing subsea wireline operations |
US6725951B2 (en) * | 2001-09-27 | 2004-04-27 | Diamond Rotating Heads, Inc. | Erosion resistent drilling head assembly |
US8955619B2 (en) * | 2002-05-28 | 2015-02-17 | Weatherford/Lamb, Inc. | Managed pressure drilling |
US6802372B2 (en) | 2002-07-30 | 2004-10-12 | Weatherford/Lamb, Inc. | Apparatus for releasing a ball into a wellbore |
US7836946B2 (en) | 2002-10-31 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotating control head radial seal protection and leak detection systems |
US7779903B2 (en) * | 2002-10-31 | 2010-08-24 | Weatherford/Lamb, Inc. | Solid rubber packer for a rotating control device |
US7237623B2 (en) * | 2003-09-19 | 2007-07-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Method for pressurized mud cap and reverse circulation drilling from a floating drilling rig using a sealed marine riser |
US7032691B2 (en) * | 2003-10-30 | 2006-04-25 | Stena Drilling Ltd. | Underbalanced well drilling and production |
US7021402B2 (en) * | 2003-12-15 | 2006-04-04 | Itrec B.V. | Method for using a multipurpose unit with multipurpose tower and a surface blow out preventer |
US7926593B2 (en) * | 2004-11-23 | 2011-04-19 | Weatherford/Lamb, Inc. | Rotating control device docking station |
US8826988B2 (en) | 2004-11-23 | 2014-09-09 | Weatherford/Lamb, Inc. | Latch position indicator system and method |
US7296628B2 (en) | 2004-11-30 | 2007-11-20 | Mako Rentals, Inc. | Downhole swivel apparatus and method |
US7836973B2 (en) | 2005-10-20 | 2010-11-23 | Weatherford/Lamb, Inc. | Annulus pressure control drilling systems and methods |
EP1951986B1 (en) * | 2005-10-20 | 2018-05-02 | Transocean Sedco Forex Ventures Ltd. | Apparatus and method for managed pressure drilling |
WO2007134059A1 (en) * | 2006-05-08 | 2007-11-22 | Mako Rentals, Inc. | Downhole swivel apparatus and method |
US8579033B1 (en) | 2006-05-08 | 2013-11-12 | Mako Rentals, Inc. | Rotating and reciprocating swivel apparatus and method with threaded end caps |
US7699109B2 (en) * | 2006-11-06 | 2010-04-20 | Smith International | Rotating control device apparatus and method |
CA2867376C (en) | 2006-11-07 | 2016-01-12 | Charles R. Orbell | Method of constructing a riser string by installing a valve and an annular seal |
CA2581581C (en) * | 2006-11-28 | 2014-04-29 | T-3 Property Holdings, Inc. | Direct connecting downhole control system |
US8196649B2 (en) * | 2006-11-28 | 2012-06-12 | T-3 Property Holdings, Inc. | Thru diverter wellhead with direct connecting downhole control |
AU2015202203B2 (en) * | 2007-04-03 | 2018-02-15 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Rotating control device docking station |
US8459361B2 (en) * | 2007-04-11 | 2013-06-11 | Halliburton Energy Services, Inc. | Multipart sliding joint for floating rig |
US8083677B2 (en) * | 2007-09-24 | 2011-12-27 | Baxter International Inc. | Access disconnect detection using glucose |
US7997345B2 (en) | 2007-10-19 | 2011-08-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Universal marine diverter converter |
US8844652B2 (en) | 2007-10-23 | 2014-09-30 | Weatherford/Lamb, Inc. | Interlocking low profile rotating control device |
US8286734B2 (en) | 2007-10-23 | 2012-10-16 | Weatherford/Lamb, Inc. | Low profile rotating control device |
NO328530B1 (no) * | 2008-07-10 | 2010-03-15 | Torbjorn Eggebo | Anordning ved styredel og anvendelse av samme |
US8281875B2 (en) | 2008-12-19 | 2012-10-09 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
US9359853B2 (en) | 2009-01-15 | 2016-06-07 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Acoustically controlled subsea latching and sealing system and method for an oilfield device |
US8322432B2 (en) | 2009-01-15 | 2012-12-04 | Weatherford/Lamb, Inc. | Subsea internal riser rotating control device system and method |
NO329687B1 (no) * | 2009-02-18 | 2010-11-29 | Agr Subsea As | Fremgangsmate og anordning for a trykkregulere en bronn |
US9567843B2 (en) * | 2009-07-30 | 2017-02-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Well drilling methods with event detection |
US8347983B2 (en) | 2009-07-31 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | Drilling with a high pressure rotating control device |
BR112012013247A2 (pt) * | 2009-12-02 | 2019-09-24 | Stena Drilling Ltd | conjunto submarino e método para uso em operações submarinas" |
US20140190701A1 (en) * | 2009-12-02 | 2014-07-10 | Stena Drilling Ltd. | Apparatus and method for subsea well drilling and control |
GB2478119A (en) | 2010-02-24 | 2011-08-31 | Managed Pressure Operations Llc | A drilling system having a riser closure mounted above a telescopic joint |
AU2010346598B2 (en) * | 2010-02-25 | 2014-01-30 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure control device with remote orientation relative to a rig |
AU2014202256B2 (en) * | 2010-02-25 | 2016-05-12 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure control device with remote orientation relative to a rig |
US8347982B2 (en) | 2010-04-16 | 2013-01-08 | Weatherford/Lamb, Inc. | System and method for managing heave pressure from a floating rig |
US8201628B2 (en) | 2010-04-27 | 2012-06-19 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore pressure control with segregated fluid columns |
US8820405B2 (en) | 2010-04-27 | 2014-09-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Segregating flowable materials in a well |
US9157293B2 (en) * | 2010-05-06 | 2015-10-13 | Cameron International Corporation | Tunable floating seal insert |
US20120001100A1 (en) * | 2010-06-01 | 2012-01-05 | Hubbell Jr Paul Joseph | Blowout preventer-backup safety system |
US9175542B2 (en) | 2010-06-28 | 2015-11-03 | Weatherford/Lamb, Inc. | Lubricating seal for use with a tubular |
US8960302B2 (en) | 2010-10-12 | 2015-02-24 | Bp Corporation North America, Inc. | Marine subsea free-standing riser systems and methods |
MX2013003989A (es) | 2010-10-12 | 2013-10-08 | Bp Corp North America Inc | Montajes submarinos maritimos. |
US9163473B2 (en) | 2010-11-20 | 2015-10-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote operation of a rotating control device bearing clamp and safety latch |
US8739863B2 (en) | 2010-11-20 | 2014-06-03 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote operation of a rotating control device bearing clamp |
US9260934B2 (en) | 2010-11-20 | 2016-02-16 | Halliburton Energy Services, Inc. | Remote operation of a rotating control device bearing clamp |
US9249638B2 (en) | 2011-04-08 | 2016-02-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | Wellbore pressure control with optimized pressure drilling |
CA2827935C (en) | 2011-04-08 | 2015-11-17 | Halliburton Energy Services, Inc. | Automatic standpipe pressure control in drilling |
US9080407B2 (en) | 2011-05-09 | 2015-07-14 | Halliburton Energy Services, Inc. | Pressure and flow control in drilling operations |
EP2753787A4 (en) | 2011-09-08 | 2016-07-13 | Halliburton Energy Services Inc | HIGH TEMPERATURE DRILLING WITH CLASSED TOOLS AT LOW TEMPERATURE |
US9447647B2 (en) | 2011-11-08 | 2016-09-20 | Halliburton Energy Services, Inc. | Preemptive setpoint pressure offset for flow diversion in drilling operations |
US9341043B2 (en) | 2012-06-25 | 2016-05-17 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Seal element guide |
AU2012397843B2 (en) | 2012-12-28 | 2016-06-02 | Halliburton Energy Services, Inc. | System and method for managing pressure when drilling |
GB2521373A (en) | 2013-12-17 | 2015-06-24 | Managed Pressure Operations | Apparatus and method for degassing drilling fluid |
GB2521374A (en) | 2013-12-17 | 2015-06-24 | Managed Pressure Operations | Drilling system and method of operating a drilling system |
US9631442B2 (en) | 2013-12-19 | 2017-04-25 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Heave compensation system for assembling a drill string |
KR101526368B1 (ko) * | 2014-01-07 | 2015-06-10 | 대우조선해양 주식회사 | 누출 머드액 회수 장치 |
US10077604B2 (en) | 2014-04-30 | 2018-09-18 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Sealing element mounting |
EP3290633B1 (en) | 2014-05-29 | 2020-07-29 | Weatherford Technology Holdings, LLC | Misalignment mitigation in a rotating control device |
US20160111183A1 (en) * | 2014-10-14 | 2016-04-21 | Oceaneering International, Inc. | Composite Wrapped Steel Tubes for Use in Umbilicals |
GB2536004B (en) * | 2015-03-02 | 2019-01-09 | Schlumberger Holdings | Bell nipple |
US10669804B2 (en) * | 2015-12-29 | 2020-06-02 | Cameron International Corporation | System having fitting with floating seal insert |
CN107269239A (zh) * | 2017-08-04 | 2017-10-20 | 西南石油大学 | 一种稳定油套环空压力的装置及其方法 |
US10273766B1 (en) * | 2018-03-08 | 2019-04-30 | Jle Inovaçao Tecnologica Ltda Epp | Plug and play connection system for a below-tension-ring managed pressure drilling system |
Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5662181A (en) * | 1992-09-30 | 1997-09-02 | Williams; John R. | Rotating blowout preventer |
Family Cites Families (193)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US2176355A (en) | 1939-10-17 | Drumng head | ||
US2506538A (en) | 1950-05-02 | Means for protecting well drilling | ||
US517509A (en) | 1894-04-03 | Stuffing-box | ||
US1157644A (en) | 1911-07-24 | 1915-10-19 | Terry Steam Turbine Company | Vertical bearing. |
US1503476A (en) | 1921-05-24 | 1924-08-05 | Hughes Tool Co | Apparatus for well drilling |
US1472952A (en) | 1922-02-13 | 1923-11-06 | Longyear E J Co | Oil-saving device for oil wells |
US1528560A (en) | 1923-10-20 | 1925-03-03 | Herman A Myers | Packing tool |
US1546467A (en) | 1924-01-09 | 1925-07-21 | Joseph F Bennett | Oil or gas drilling mechanism |
US1700894A (en) | 1924-08-18 | 1929-02-05 | Joyce | Metallic packing for alpha fluid under pressure |
US1560763A (en) | 1925-01-27 | 1925-11-10 | Frank M Collins | Packing head and blow-out preventer for rotary-type well-drilling apparatus |
US1708316A (en) | 1926-09-09 | 1929-04-09 | John W Macclatchie | Blow-out preventer |
US1813402A (en) | 1927-06-01 | 1931-07-07 | Evert N Hewitt | Pressure drilling head |
US1776797A (en) | 1928-08-15 | 1930-09-30 | Sheldon Waldo | Packing for rotary well drilling |
US1769921A (en) | 1928-12-11 | 1930-07-08 | Ingersoll Rand Co | Centralizer for drill steels |
US1836470A (en) | 1930-02-24 | 1931-12-15 | Granville A Humason | Blow-out preventer |
US1942366A (en) | 1930-03-29 | 1934-01-02 | Seamark Lewis Mervyn Cecil | Casing head equipment |
US1831956A (en) | 1930-10-27 | 1931-11-17 | Reed Roller Bit Co | Blow out preventer |
US1902906A (en) | 1931-08-12 | 1933-03-28 | Seamark Lewis Mervyn Cecil | Casing head equipment |
US2071197A (en) | 1934-05-07 | 1937-02-16 | Burns Erwin | Blow-out preventer |
US2036537A (en) | 1935-07-22 | 1936-04-07 | Herbert C Otis | Kelly stuffing box |
US2124015A (en) | 1935-11-19 | 1938-07-19 | Hydril Co | Packing head |
US2144682A (en) | 1936-08-12 | 1939-01-24 | Macclatchie Mfg Company | Blow-out preventer |
US2163813A (en) | 1936-08-24 | 1939-06-27 | Hydril Co | Oil well packing head |
US2175648A (en) | 1937-01-18 | 1939-10-10 | Edmund J Roach | Blow-out preventer for casing heads |
US2126007A (en) | 1937-04-12 | 1938-08-09 | Guiberson Corp | Drilling head |
US2165410A (en) | 1937-05-24 | 1939-07-11 | Arthur J Penick | Blowout preventer |
US2170915A (en) | 1937-08-09 | 1939-08-29 | Frank J Schweitzer | Collar passing pressure stripper |
US2185822A (en) | 1937-11-06 | 1940-01-02 | Nat Supply Co | Rotary swivel |
US2243439A (en) | 1938-01-18 | 1941-05-27 | Guiberson Corp | Pressure drilling head |
US2170916A (en) | 1938-05-09 | 1939-08-29 | Frank J Schweitzer | Rotary collar passing blow-out preventer and stripper |
US2243340A (en) | 1938-05-23 | 1941-05-27 | Frederic W Hild | Rotary blowout preventer |
US2303090A (en) | 1938-11-08 | 1942-11-24 | Guiberson Corp | Pressure drilling head |
US2222082A (en) | 1938-12-01 | 1940-11-19 | Nat Supply Co | Rotary drilling head |
US2199735A (en) | 1938-12-29 | 1940-05-07 | Fred G Beckman | Packing gland |
US2287205A (en) | 1939-01-27 | 1942-06-23 | Hydril Company Of California | Packing head |
US2233041A (en) | 1939-09-14 | 1941-02-25 | Arthur J Penick | Blowout preventer |
US2313169A (en) | 1940-05-09 | 1943-03-09 | Arthur J Penick | Well head assembly |
US2325556A (en) | 1941-03-22 | 1943-07-27 | Guiberson Corp | Well swab |
US2338093A (en) | 1941-06-28 | 1944-01-04 | George E Failing Supply Compan | Kelly rod and drive bushing therefor |
US2480955A (en) | 1945-10-29 | 1949-09-06 | Oil Ct Tool Company | Joint sealing means for well heads |
US2529744A (en) | 1946-05-18 | 1950-11-14 | Frank J Schweitzer | Choking collar blowout preventer and stripper |
US2609836A (en) | 1946-08-16 | 1952-09-09 | Hydril Corp | Control head and blow-out preventer |
BE486955A (no) | 1948-01-23 | |||
US2628852A (en) | 1949-02-02 | 1953-02-17 | Crane Packing Co | Cooling system for double seals |
US2649318A (en) | 1950-05-18 | 1953-08-18 | Blaw Knox Co | Pressure lubricating system |
US2862735A (en) | 1950-08-19 | 1958-12-02 | Hydril Co | Kelly packer and blowout preventer |
US2731281A (en) | 1950-08-19 | 1956-01-17 | Hydril Corp | Kelly packer and blowout preventer |
GB713940A (en) | 1951-08-31 | 1954-08-18 | British Messier Ltd | Improvements in or relating to hydraulic accumulators and the like |
US2746781A (en) | 1952-01-26 | 1956-05-22 | Petroleum Mechanical Dev Corp | Wiping and sealing devices for well pipes |
US2760795A (en) | 1953-06-15 | 1956-08-28 | Shaffer Tool Works | Rotary blowout preventer for well apparatus |
US2760750A (en) | 1953-08-13 | 1956-08-28 | Shaffer Tool Works | Stationary blowout preventer |
US2846247A (en) | 1953-11-23 | 1958-08-05 | Guiberson Corp | Drilling head |
US2808229A (en) | 1954-11-12 | 1957-10-01 | Shell Oil Co | Off-shore drilling |
US2929610A (en) * | 1954-12-27 | 1960-03-22 | Shell Oil Co | Drilling |
US2853274A (en) | 1955-01-03 | 1958-09-23 | Henry H Collins | Rotary table and pressure fluid seal therefor |
US2808230A (en) | 1955-01-17 | 1957-10-01 | Shell Oil Co | Off-shore drilling |
US2846178A (en) | 1955-01-24 | 1958-08-05 | Regan Forge & Eng Co | Conical-type blowout preventer |
US2886350A (en) | 1957-04-22 | 1959-05-12 | Horne Robert Jackson | Centrifugal seals |
US2927774A (en) | 1957-05-10 | 1960-03-08 | Phillips Petroleum Co | Rotary seal |
US2995196A (en) | 1957-07-08 | 1961-08-08 | Shaffer Tool Works | Drilling head |
US3032125A (en) * | 1957-07-10 | 1962-05-01 | Jersey Prod Res Co | Offshore apparatus |
US3029083A (en) | 1958-02-04 | 1962-04-10 | Shaffer Tool Works | Seal for drilling heads and the like |
US2904357A (en) | 1958-03-10 | 1959-09-15 | Hydril Co | Rotatable well pressure seal |
US3052300A (en) | 1959-02-06 | 1962-09-04 | Donald M Hampton | Well head for air drilling apparatus |
US3023012A (en) | 1959-06-09 | 1962-02-27 | Shaffer Tool Works | Submarine drilling head and blowout preventer |
US3100015A (en) | 1959-10-05 | 1963-08-06 | Regan Forge & Eng Co | Method of and apparatus for running equipment into and out of wells |
US3033011A (en) | 1960-08-31 | 1962-05-08 | Drilco Oil Tools Inc | Resilient rotary drive fluid conduit connection |
US3134613A (en) | 1961-03-31 | 1964-05-26 | Regan Forge & Eng Co | Quick-connect fitting for oil well tubing |
US3128614A (en) | 1961-10-27 | 1964-04-14 | Grant Oil Tool Company | Drilling head |
US3216731A (en) | 1962-02-12 | 1965-11-09 | Otis Eng Co | Well tools |
US3225831A (en) | 1962-04-16 | 1965-12-28 | Hydril Co | Apparatus and method for packing off multiple tubing strings |
US3203358A (en) | 1962-08-13 | 1965-08-31 | Regan Forge & Eng Co | Fluid flow control apparatus |
US3176996A (en) | 1962-10-12 | 1965-04-06 | Barnett Leon Truman | Oil balanced shaft seal |
NL302722A (no) | 1963-02-01 | |||
US3294112A (en) | 1963-07-01 | 1966-12-27 | Regan Forge & Eng Co | Remotely operable fluid flow control valve |
US3288472A (en) | 1963-07-01 | 1966-11-29 | Regan Forge & Eng Co | Metal seal |
US3268233A (en) | 1963-10-07 | 1966-08-23 | Brown Oil Tools | Rotary stripper for well pipe strings |
US3347567A (en) | 1963-11-29 | 1967-10-17 | Regan Forge & Eng Co | Double tapered guidance apparatus |
US3485051A (en) | 1963-11-29 | 1969-12-23 | Regan Forge & Eng Co | Double tapered guidance method |
US3313358A (en) * | 1964-04-01 | 1967-04-11 | Chevron Res | Conductor casing for offshore drilling and well completion |
US3289761A (en) | 1964-04-15 | 1966-12-06 | Robbie J Smith | Method and means for sealing wells |
US3313345A (en) * | 1964-06-02 | 1967-04-11 | Chevron Res | Method and apparatus for offshore drilling and well completion |
US3360048A (en) | 1964-06-29 | 1967-12-26 | Regan Forge & Eng Co | Annulus valve |
US3285352A (en) | 1964-12-03 | 1966-11-15 | Joseph M Hunter | Rotary air drilling head |
US3333870A (en) | 1965-12-30 | 1967-08-01 | Regan Forge & Eng Co | Marine conductor coupling with double seal construction |
US3387851A (en) | 1966-01-12 | 1968-06-11 | Shaffer Tool Works | Tandem stripper sealing apparatus |
US3445126A (en) | 1966-05-19 | 1969-05-20 | Regan Forge & Eng Co | Marine conductor coupling |
US3400938A (en) | 1966-09-16 | 1968-09-10 | Williams Bob | Drilling head assembly |
US3472518A (en) | 1966-10-24 | 1969-10-14 | Texaco Inc | Dynamic seal for drill pipe annulus |
US3492007A (en) | 1967-06-07 | 1970-01-27 | Regan Forge & Eng Co | Load balancing full opening and rotating blowout preventer apparatus |
US3452815A (en) | 1967-07-31 | 1969-07-01 | Regan Forge & Eng Co | Latching mechanism |
US3493043A (en) | 1967-08-09 | 1970-02-03 | Regan Forge & Eng Co | Mono guide line apparatus and method |
US3603409A (en) | 1969-03-27 | 1971-09-07 | Regan Forge & Eng Co | Method and apparatus for balancing subsea internal and external well pressures |
US3529835A (en) | 1969-05-15 | 1970-09-22 | Hydril Co | Kelly packer and lubricator |
US3661409A (en) | 1969-08-14 | 1972-05-09 | Gray Tool Co | Multi-segment clamp |
US3638721A (en) | 1969-12-10 | 1972-02-01 | Exxon Production Research Co | Flexible connection for rotating blowout preventer |
US3621912A (en) | 1969-12-10 | 1971-11-23 | Exxon Production Research Co | Remotely operated rotating wellhead |
US3638742A (en) | 1970-01-06 | 1972-02-01 | William A Wallace | Well bore seal apparatus for closed fluid circulation assembly |
US3631834A (en) | 1970-01-26 | 1972-01-04 | Waukesha Bearings Corp | Pressure-balancing oil system for stern tubes of ships |
US3664376A (en) | 1970-01-26 | 1972-05-23 | Regan Forge & Eng Co | Flow line diverter apparatus |
US3667721A (en) | 1970-04-13 | 1972-06-06 | Rucker Co | Blowout preventer |
US3677353A (en) | 1970-07-15 | 1972-07-18 | Cameron Iron Works Inc | Apparatus for controlling well pressure |
US3653350A (en) | 1970-12-04 | 1972-04-04 | Waukesha Bearings Corp | Pressure balancing oil system for stern tubes of ships |
US3779313A (en) | 1971-07-01 | 1973-12-18 | Regan Forge & Eng Co | Le connecting apparatus for subsea wellhead |
US3724862A (en) | 1971-08-21 | 1973-04-03 | M Biffle | Drill head and sealing apparatus therefore |
US3827511A (en) | 1972-12-18 | 1974-08-06 | Cameron Iron Works Inc | Apparatus for controlling well pressure |
US3868832A (en) | 1973-03-08 | 1975-03-04 | Morris S Biffle | Rotary drilling head assembly |
US3965987A (en) | 1973-03-08 | 1976-06-29 | Dresser Industries, Inc. | Method of sealing the annulus between a toolstring and casing head |
JPS5233259B2 (no) | 1974-04-26 | 1977-08-26 | ||
US3934887A (en) | 1975-01-30 | 1976-01-27 | Dresser Industries, Inc. | Rotary drilling head assembly |
US3952526A (en) | 1975-02-03 | 1976-04-27 | Regan Offshore International, Inc. | Flexible supportive joint for sub-sea riser flotation means |
US3955622A (en) | 1975-06-09 | 1976-05-11 | Regan Offshore International, Inc. | Dual drill string orienting apparatus and method |
US3984990A (en) | 1975-06-09 | 1976-10-12 | Regan Offshore International, Inc. | Support means for a well riser or the like |
US3992889A (en) | 1975-06-09 | 1976-11-23 | Regan Offshore International, Inc. | Flotation means for subsea well riser |
US4046191A (en) | 1975-07-07 | 1977-09-06 | Exxon Production Research Company | Subsea hydraulic choke |
US3976148A (en) * | 1975-09-12 | 1976-08-24 | The Offshore Company | Method and apparatus for determining onboard a heaving vessel the flow rate of drilling fluid flowing out of a wellhole and into a telescoping marine riser connecting between the wellhouse and the vessel |
US3999766A (en) | 1975-11-28 | 1976-12-28 | General Electric Company | Dynamoelectric machine shaft seal |
US4098341A (en) | 1977-02-28 | 1978-07-04 | Hydril Company | Rotating blowout preventer apparatus |
US4183562A (en) | 1977-04-01 | 1980-01-15 | Regan Offshore International, Inc. | Marine riser conduit section coupling means |
US4091881A (en) * | 1977-04-11 | 1978-05-30 | Exxon Production Research Company | Artificial lift system for marine drilling riser |
US4109712A (en) | 1977-08-01 | 1978-08-29 | Regan Offshore International, Inc. | Safety apparatus for automatically sealing hydraulic lines within a sub-sea well casing |
US4149603A (en) | 1977-09-06 | 1979-04-17 | Arnold James F | Riserless mud return system |
US4157186A (en) | 1977-10-17 | 1979-06-05 | Murray Donnie L | Heavy duty rotating blowout preventor |
US4208056A (en) | 1977-10-18 | 1980-06-17 | Biffle Morris S | Rotating blowout preventor with index kelly drive bushing and stripper rubber |
US4154448A (en) | 1977-10-18 | 1979-05-15 | Biffle Morris S | Rotating blowout preventor with rigid washpipe |
US4222590A (en) | 1978-02-02 | 1980-09-16 | Regan Offshore International, Inc. | Equally tensioned coupling apparatus |
US4200312A (en) | 1978-02-06 | 1980-04-29 | Regan Offshore International, Inc. | Subsea flowline connector |
US4143881A (en) | 1978-03-23 | 1979-03-13 | Dresser Industries, Inc. | Lubricant cooled rotary drill head seal |
US4143880A (en) | 1978-03-23 | 1979-03-13 | Dresser Industries, Inc. | Reverse pressure activated rotary drill head seal |
US4282939A (en) * | 1979-06-20 | 1981-08-11 | Exxon Production Research Company | Method and apparatus for compensating well control instrumentation for the effects of vessel heave |
US4281724A (en) | 1979-08-24 | 1981-08-04 | Smith International, Inc. | Drilling head |
US4285406A (en) | 1979-08-24 | 1981-08-25 | Smith International, Inc. | Drilling head |
US4480703A (en) | 1979-08-24 | 1984-11-06 | Smith International, Inc. | Drilling head |
US4293047A (en) | 1979-08-24 | 1981-10-06 | Smith International, Inc. | Drilling head |
US4304310A (en) | 1979-08-24 | 1981-12-08 | Smith International, Inc. | Drilling head |
US4291772A (en) | 1980-03-25 | 1981-09-29 | Standard Oil Company (Indiana) | Drilling fluid bypass for marine riser |
US4312404A (en) | 1980-05-01 | 1982-01-26 | Lynn International Inc. | Rotating blowout preventer |
US4326584A (en) | 1980-08-04 | 1982-04-27 | Regan Offshore International, Inc. | Kelly packing and stripper seal protection element |
US4355784A (en) | 1980-08-04 | 1982-10-26 | Warren Automatic Tool Company | Method and apparatus for controlling back pressure |
US4363357A (en) | 1980-10-09 | 1982-12-14 | Hunter Joseph M | Rotary drilling head |
US4361185A (en) | 1980-10-31 | 1982-11-30 | Biffle John M | Stripper rubber for rotating blowout preventors |
US4367795A (en) | 1980-10-31 | 1983-01-11 | Biffle Morris S | Rotating blowout preventor with improved seal assembly |
US4383577A (en) | 1981-02-10 | 1983-05-17 | Pruitt Alfred B | Rotating head for air, gas and mud drilling |
US4398599A (en) | 1981-02-23 | 1983-08-16 | Chickasha Rentals, Inc. | Rotating blowout preventor with adaptor |
US4349204A (en) | 1981-04-29 | 1982-09-14 | Lynes, Inc. | Non-extruding inflatable packer assembly |
US4423776A (en) | 1981-06-25 | 1984-01-03 | Wagoner E Dewayne | Drilling head assembly |
US4413653A (en) | 1981-10-08 | 1983-11-08 | Halliburton Company | Inflation anchor |
US4424861A (en) | 1981-10-08 | 1984-01-10 | Halliburton Company | Inflatable anchor element and packer employing same |
US4406333A (en) | 1981-10-13 | 1983-09-27 | Adams Johnie R | Rotating head for rotary drilling rigs |
US4441551A (en) | 1981-10-15 | 1984-04-10 | Biffle Morris S | Modified rotating head assembly for rotating blowout preventors |
US4526243A (en) | 1981-11-23 | 1985-07-02 | Smith International, Inc. | Drilling head |
US4416340A (en) | 1981-12-24 | 1983-11-22 | Smith International, Inc. | Rotary drilling head |
US4500094A (en) | 1982-05-24 | 1985-02-19 | Biffle Morris S | High pressure rotary stripper |
US4448255A (en) | 1982-08-17 | 1984-05-15 | Shaffer Donald U | Rotary blowout preventer |
US4444401A (en) | 1982-12-13 | 1984-04-24 | Hydril Company | Flow diverter seal with respective oblong and circular openings |
US4444250A (en) | 1982-12-13 | 1984-04-24 | Hydril Company | Flow diverter |
US4502534A (en) | 1982-12-13 | 1985-03-05 | Hydril Company | Flow diverter |
US4456062A (en) | 1982-12-13 | 1984-06-26 | Hydril Company | Flow diverter |
US4456063A (en) | 1982-12-13 | 1984-06-26 | Hydril Company | Flow diverter |
US4566494A (en) | 1983-01-17 | 1986-01-28 | Hydril Company | Vent line system |
US4745970A (en) | 1983-02-23 | 1988-05-24 | Arkoma Machine Shop | Rotating head |
USD282073S (en) | 1983-02-23 | 1986-01-07 | Arkoma Machine Shop, Inc. | Rotating head for drilling |
US4529210A (en) | 1983-04-01 | 1985-07-16 | Biffle Morris S | Drilling media injection for rotating blowout preventors |
US4531580A (en) | 1983-07-07 | 1985-07-30 | Cameron Iron Works, Inc. | Rotating blowout preventers |
US4524832A (en) | 1983-11-30 | 1985-06-25 | Hydril Company | Diverter/BOP system and method for a bottom supported offshore drilling rig |
US4597447A (en) | 1983-11-30 | 1986-07-01 | Hydril Company | Diverter/bop system and method for a bottom supported offshore drilling rig |
US4546828A (en) | 1984-01-10 | 1985-10-15 | Hydril Company | Diverter system and blowout preventer |
US4828024A (en) | 1984-01-10 | 1989-05-09 | Hydril Company | Diverter system and blowout preventer |
US4832126A (en) | 1984-01-10 | 1989-05-23 | Hydril Company | Diverter system and blowout preventer |
US4486025A (en) | 1984-03-05 | 1984-12-04 | Washington Rotating Control Heads, Inc. | Stripper packer |
US4553591A (en) | 1984-04-12 | 1985-11-19 | Mitchell Richard T | Oil well drilling apparatus |
DE3433793A1 (de) | 1984-09-14 | 1986-03-27 | Samson Ag, 6000 Frankfurt | Umlaufender bohrkopf |
US4626135A (en) | 1984-10-22 | 1986-12-02 | Hydril Company | Marine riser well control method and apparatus |
US4618314A (en) | 1984-11-09 | 1986-10-21 | Hailey Charles D | Fluid injection apparatus and method used between a blowout preventer and a choke manifold |
US4646844A (en) | 1984-12-24 | 1987-03-03 | Hydril Company | Diverter/bop system and method for a bottom supported offshore drilling rig |
US4621655A (en) | 1985-03-04 | 1986-11-11 | Hydril Company | Marine riser fill-up valve |
US4719937A (en) | 1985-11-29 | 1988-01-19 | Hydril Company | Marine riser anti-collapse valve |
US4754820A (en) | 1986-06-18 | 1988-07-05 | Drilex Systems, Inc. | Drilling head with bayonet coupling |
US4783084A (en) | 1986-07-21 | 1988-11-08 | Biffle Morris S | Head for a rotating blowout preventor |
US5028056A (en) | 1986-11-24 | 1991-07-02 | The Gates Rubber Company | Fiber composite sealing element |
US4813495A (en) | 1987-05-05 | 1989-03-21 | Conoco Inc. | Method and apparatus for deepwater drilling |
US4825938A (en) | 1987-08-03 | 1989-05-02 | Kenneth Davis | Rotating blowout preventor for drilling rig |
US4836289A (en) | 1988-02-11 | 1989-06-06 | Southland Rentals, Inc. | Method and apparatus for performing wireline operations in a well |
US4909327A (en) | 1989-01-25 | 1990-03-20 | Hydril Company | Marine riser |
US4971148A (en) | 1989-01-30 | 1990-11-20 | Hydril Company | Flow diverter |
US4949796A (en) | 1989-03-07 | 1990-08-21 | Williams John R | Drilling head seal assembly |
US5022472A (en) | 1989-11-14 | 1991-06-11 | Masx Energy Services Group, Inc. | Hydraulic clamp for rotary drilling head |
US5137084A (en) | 1990-12-20 | 1992-08-11 | The Sydco System, Inc. | Rotating head |
US5178215A (en) | 1991-07-22 | 1993-01-12 | Folsom Metal Products, Inc. | Rotary blowout preventer adaptable for use with both kelly and overhead drive mechanisms |
US5224557A (en) | 1991-07-22 | 1993-07-06 | Folsom Metal Products, Inc. | Rotary blowout preventer adaptable for use with both kelly and overhead drive mechanisms |
US5215151A (en) | 1991-09-26 | 1993-06-01 | Cudd Pressure Control, Inc. | Method and apparatus for drilling bore holes under pressure |
US5213158A (en) | 1991-12-20 | 1993-05-25 | Masx Entergy Services Group, Inc. | Dual rotating stripper rubber drilling head |
US5647444A (en) | 1992-09-18 | 1997-07-15 | Williams; John R. | Rotating blowout preventor |
-
1999
- 1999-03-02 US US09/260,642 patent/US6263982B1/en not_active Expired - Lifetime
-
2000
- 2000-03-01 CA CA002363495A patent/CA2363495C/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-03-01 DE DE60025193T patent/DE60025193D1/de not_active Expired - Lifetime
- 2000-03-01 AU AU28181/00A patent/AU765178B2/en not_active Expired
- 2000-03-01 EP EP00906522A patent/EP1175549B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-03-01 EP EP05112881A patent/EP1666696B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2000-03-01 WO PCT/GB2000/000726 patent/WO2000052300A1/en active IP Right Grant
-
2001
- 2001-08-15 NO NO20013952A patent/NO328414B1/no not_active IP Right Cessation
Patent Citations (1)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US5662181A (en) * | 1992-09-30 | 1997-09-02 | Williams; John R. | Rotating blowout preventer |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CA2363495C (en) | 2008-02-12 |
EP1666696A3 (en) | 2006-11-08 |
CA2363495A1 (en) | 2000-09-08 |
DE60025193D1 (de) | 2006-02-02 |
NO20013952D0 (no) | 2001-08-15 |
AU2818100A (en) | 2000-09-21 |
NO20013952L (no) | 2001-10-10 |
WO2000052300A1 (en) | 2000-09-08 |
EP1175549A1 (en) | 2002-01-30 |
US6263982B1 (en) | 2001-07-24 |
AU765178B2 (en) | 2003-09-11 |
EP1666696B1 (en) | 2008-12-03 |
EP1666696A2 (en) | 2006-06-07 |
EP1175549B1 (en) | 2005-12-28 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
NO328414B1 (no) | Dreibar utblasingssikring samt fremgangsmate ved bruk av samme | |
US6913092B2 (en) | Method and system for return of drilling fluid from a sealed marine riser to a floating drilling rig while drilling | |
US7237623B2 (en) | Method for pressurized mud cap and reverse circulation drilling from a floating drilling rig using a sealed marine riser | |
US10087701B2 (en) | Low profile rotating control device | |
DK2053197T3 (en) | ROTATING SAFETY VALVE | |
NO344673B1 (no) | Universelt offshore stigerørsystem | |
NO338633B1 (no) | Fremgangsmåte for underbalansert brønnboring og system for å tilføre densitetsnedsettende fluid til en havbunnslokalitet | |
NO338632B1 (no) | Apparat og fremgangsmåte for styring av strømning av formasjonsfluid inn i et produksjonsrør i et borehull | |
NO337534B1 (no) | Universalt koblingsparti for undervanns klargjøringssystemer | |
NO20110333A1 (no) | Fremgangsmate for skylling av bronnfluid fra nedihullsverktoy | |
US11629559B2 (en) | Apparatus for connecting drilling components between rig and riser | |
CN111819338A (zh) | 用于张力环下方的控制压力钻井系统的即插即用连接系统 | |
US20190195032A1 (en) | Riser gas handling system and method of use | |
NO20140527A1 (no) | Dynamisk stigerørstreng-avhengsystem | |
NO20121464A1 (no) | Slamstigerorsadapter med nodfunksjonalitet | |
CA3127617C (en) | Self-aligning, multi-stab connections for managed pressure drilling between rig and riser components | |
NO324329B1 (no) | Fremgangsmate og anordning for fra- og tilkobling av et over-halingsstigeror |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: WEATHERFORD TECHNOLOGY HOLDINGS, US |
|
CREP | Change of representative |
Representative=s name: BRYN AARFLOT AS, STORTINGSGATA 8, 0161 OSLO, NORGE |
|
MK1K | Patent expired |