NO329508B1

NO329508B1 - Procedure for connecting source head and conductor

Info

Publication number: NO329508B1
Application number: NO20082525A
Authority: NO
Inventors: Svein Gjolmesli; Geir Olav Anesbug
Original assignee: Fedem Technology As
Priority date: 2008-06-02
Filing date: 2008-06-02
Publication date: 2010-11-01
Also published as: NO20082525L

Abstract

Framgangsmåte for sammenkopling av et lederør (3) og et brønnhode (1) i en undersjøisk brønn, hvorved lederøret (3) rager opp fra den undersjøiske formasjonen og opp over havbunnen, og brønnhodet (1) føres ned i lederøret (3) for å etablere en kopling mellom lederøret (3) og brønnhodet (1). Før sammenkopling blir lederøret (3) i området som skal koples til brønnhodet (1), varmet opp for å utvide lederørets (3) diameter, hvoretter brønnhodet (1) senkes ned i lederørets (3) koplingsområde. Til slutt reduseres temperaturen i lederøret (3), for slik å redusere lederørets (3) diameter og etablere en momentstiv kopling mellom lederøret (3) og brønnhodet (1).A method of interconnecting a guide tube (3) and a wellhead (1) in a subsea well, whereby the guide tube (3) projects from the subsea formation and up to the seabed, and the wellhead (1) is inserted into the guide tube (3) to establish a connection between the guide tube (3) and the wellhead (1). Prior to coupling, the guide tube (3) in the area to be connected to the wellhead (1) is heated to expand the diameter of the guide tube (3), after which the wellhead (1) is lowered into the coupling area of the guide tube (3). Finally, the temperature of the conductor tube (3) is reduced, so as to reduce the diameter of the conductor tube (3) and establish a torque-tight connection between the conductor tube (3) and the wellhead (1).

Description

Oppfinnelsen angår en framgangsmåte for sammenkopling av et lederør og et brønnhode, samt en brønnhodemontasje for bruk i en undersjøisk brønn, i henhold til den innledende del av henholdsvis patentkrav 1 og 10. The invention relates to a method for connecting a guide pipe and a wellhead, as well as a wellhead assembly for use in a subsea well, according to the introductory part of patent claims 1 and 10 respectively.

Bakgrunn Background

Ved boring av undersjøiske brønner i forbindelse med utvinning av olje og gass, føres det en serie foringsrør ned i brønnen for å stive av borehullet og beskytte borehullet mot innstrømning fra formasjoner med høy trykk eller lekkasje til formasjoner med lavt trykk i soner over selve produksjonssonen. Foringsrørenes diameter avtar med økende dybde, og rørene sementeres fast ved å pumpe sement ned gjennom borehullet og opp gjennom ringrommet mellom utsiden av foringsrøret og omgivende formasjoner eller utenforliggende foringsrør med større diameter, eller ved å sementere ved såkalt reversert sementering ved å pumpe sement direkte ned gjennom ringrommet utenfor foringsrøret. When drilling subsea wells in connection with the extraction of oil and gas, a series of casing pipes are led down into the well to stiffen the borehole and protect the borehole against inflow from formations with high pressure or leakage into formations with low pressure in zones above the production zone itself. The diameter of the casing decreases with increasing depth, and the pipes are solidly cemented by pumping cement down through the borehole and up through the annulus between the outside of the casing and surrounding formations or outside casing with a larger diameter, or by cementing by so-called reverse cementing by pumping cement directly down through the annulus outside the casing.

Det finnes ulike typer foringsrørhengere, slik som dobbeltkon-formede foringsrørhengere, der brønnhodet er forsynt med to landingsskuldre distansert innbyrdes i aksialretningen for å oppnå økt grad av bøyemomentkobling mellom brønnhodet og det ytre foringsrøret. En annen type foringsrørhenger er av typen enkeltkon, og oppviser generelt en landdingsskulder. There are different types of casing hangers, such as double cone-shaped casing hangers, where the wellhead is provided with two landing shoulders spaced apart in the axial direction to achieve an increased degree of bending moment coupling between the wellhead and the outer casing. Another type of casing hanger is of the single cone type, and generally exhibits a landing shoulder.

Under operasjoner der brønnhodet er forbundet med et fartøy eller rigg, for eksempel under boring, vil det utøves krefter fra fartøyets bevegelser som overføres til brønnhodet via stigerøret. En typisk sideveis belastning på brønnhodet vil kunne utgjøre opptil 200 tonn målt ved ublåsningssikringen. Horisontalkomponenten av disse kreftene påtvinger et bøyemoment i brønnhodet, som gir en belastning på brønnhodet eller brønnhodeforlenger og spesielt i skjøten mellom disse, som normalt er en sveis. Belastningen i denne skjøten er i stor grad avhengig av hvor godt momentet overføres fra brønnhode til lederør. En momentstiv kobling vil føre til mindre belastninger i nedre del av brønnhodet og brønnhodeforlenger. During operations where the wellhead is connected to a vessel or rig, for example during drilling, forces will be exerted from the vessel's movements which are transferred to the wellhead via the riser. A typical lateral load on the wellhead could amount to up to 200 tonnes measured by the blowout protection. The horizontal component of these forces imposes a bending moment in the wellhead, which places a load on the wellhead or wellhead extension and especially in the joint between these, which is normally a weld. The load in this joint is largely dependent on how well the moment is transferred from the wellhead to the pipe. A moment-rigid coupling will lead to smaller loads in the lower part of the wellhead and wellhead extension.

Ved boring fra fartøy eller rigg, foreligger det følgelig en stor utfordring i å oppnå en kobling mellom lederør og brønnhode som er mest mulig momentstiv, for å unngå av bøyemoment overføres ned gjennom brønnhodeforlengeren og følgelig også gjennom sveisen som forener brønnhodet og brønnhodeforlengeren. Slike bøyemoment er direkte opphav til bøyespenninger som kan bevirke redusert levetid eller brudd i brønnhodet i området under koblingen. When drilling from a vessel or rig, there is consequently a major challenge in achieving a connection between guide pipe and wellhead that is as moment-rigid as possible, to avoid bending moment being transferred down through the wellhead extension and consequently also through the weld that unites the wellhead and the wellhead extension. Such bending moments are the direct origin of bending stresses which can cause reduced life or breakage in the wellhead in the area below the coupling.

Fra den kjente teknikk er det gjort ulike forsøk på å oppnå en momentstiv kobling mellom brønnhode og lederør. Ulempen med kjente tilnærminger, er at de er basert på mekanisk sammenkobling. Mekaniske koblinger vil ofte ha klaringer på grunn av produksjons- og montasjetoleranser. Følgelig vil det forekomme en viss bøyning av brønnhode og brønnhodeforlenger før det oppnås en full momentstiv kopling. From the known technique, various attempts have been made to achieve a moment-stiff connection between wellhead and guide pipe. The disadvantage of known approaches is that they are based on mechanical coupling. Mechanical couplings will often have clearances due to manufacturing and assembly tolerances. Consequently, a certain bending of the wellhead and wellhead extension will occur before a full moment-stiff connection is achieved.

US patentskrift 4,903,993 beskriver et eksempel på en kopling av en slik type, der det etableres en presspasning mellom lederøret og brønnhodet. Denne publikasjonen gir imidlertid ingen beskrivelse av noen termisk krympetilpasning. US patent 4,903,993 describes an example of a coupling of this type, where a press fit is established between the guide pipe and the wellhead. However, this publication does not describe any thermal shrink fit.

US patentpublikasjon 2003/038476 beskriver et eksempel på bruk av termisk krympetilpasning, og angår en rørkopling som er forsynt med en tetningsring 21, som valgfritt kan krympes på utsiden av en rørende ved hjelp av oppvarming og avkjøling. Fordelen med en slik konstruksjon, er i følge D2, avsnitt 33, at en oppnår en støtte og tetteeffekt i koplingsområdet uten at koplingens veggtykkelse reduseres. Termisk krympetilpasning er imidlertid en vanlig brukt metode for å etablere en fast forbindelse mellom to metallkomponenter, og denne publikasjonen er bare ett eksempel på dette. D2 er imidlertid ikke rettet mot sammenkopling av et brønnhode og et lederør, men er rettet mot sammenkopling av stigerør og etablert en tett kopling uten å redusere veggtykkelsen i koplingsområdet. Et eksempel på montering av tetningsringen 21 er beskrevet i avsnitt 18-20, og tetningsringen monteres følgelig under framstilling av selve røret på land og ikke ved havbunnen som beskrevet i den foreliggende søknad. US patent publication 2003/038476 describes an example of the use of thermal shrink fitting, and concerns a pipe connection which is provided with a sealing ring 21, which can optionally be shrunk on the outside of a pipe end by means of heating and cooling. The advantage of such a construction, according to D2, section 33, is that a support and sealing effect is achieved in the connection area without reducing the wall thickness of the connection. However, thermal shrink fitting is a commonly used method of establishing a firm connection between two metal components, and this publication is just one example of this. However, D2 is not aimed at connecting a wellhead and a conductor pipe, but is aimed at connecting risers and establishing a tight connection without reducing the wall thickness in the connection area. An example of mounting the sealing ring 21 is described in sections 18-20, and the sealing ring is consequently mounted during the production of the pipe itself on land and not at the seabed as described in the present application.

Formål Purpose

Formålet med oppfinnelsen er å anvise en framgangsmåte for sammenkopling av lederør og brønnhode i undersjøiske brønner som gjør det mulig å oppnå en umiddelbar momentstiv kopling mellom lederør og brønnhode. The purpose of the invention is to provide a procedure for connecting guide pipe and wellhead in underwater wells which makes it possible to achieve an immediate moment-stiff connection between guide pipe and wellhead.

Et annet formål med oppfinnelsen er å anvise en brønnhodekopling som gjør det mulig å oppnå en umiddelbar momentstiv kopling mellom lederør og brønnhode i en undersjøisk brønn. Another purpose of the invention is to provide a wellhead coupling which makes it possible to achieve an immediate moment-stiff coupling between guide pipe and wellhead in a subsea well.

Oppfinnelsen The invention

Disse, og andre formål og fordeler ved den foreliggende oppfinnelsen, framgår av den karakteriserende del av patentkrav 1 og 10. Ytterligere fordelaktige trekk framgår av de respektive uselvstendige kravene. These, and other purposes and advantages of the present invention, appear from the characterizing part of patent claims 1 and 10. Further advantageous features appear from the respective independent claims.

Definisjoner Definitions

For å unngå tvil og misforståelser, viser betegnelsene "presspasning" eller "krympetilpasning" til en mekanisk forbindelse mellom to eller flere mekaniske konstruksjonsdeler, som er oppnådd ved en midlertidig endring av temperatur i det minste i en av konstruksjonsdelene som forårsaker en økning eller reduksjon av delens omkrets. Denne endringen i omkrets tillater at den ene delen kan føres inn i den andre, og etter en normalisering av temperaturen i den aktuelle konstruksjonsdelen vil en tilsvarende normalisering av delens omkrets sørge for at det etableres en tett kontakt mellom de respektive delene. For the avoidance of doubt and misunderstanding, the terms "press fit" or "shrink fit" refer to a mechanical connection between two or more mechanical structural parts, which is achieved by a temporary change of temperature in at least one of the structural parts causing an increase or decrease of the circumference of the part. This change in circumference allows one part to be inserted into the other, and after a normalization of the temperature in the structural part in question, a corresponding normalization of the part's circumference will ensure that a tight contact is established between the respective parts.

Foretrukket utførelsesform Preferred embodiment

Oppfinnelsen angår en framgangsmåte for sammenkopling av lederør og brønnhode i undersjøiske brønner. I henhold til oppfinnelsen utføres sammenkoplingen ved krympetilpasning av koplingen. The invention relates to a procedure for connecting guide pipes and wellhead in underwater wells. According to the invention, the connection is made by crimping the connection.

Krympetilpasningen kan i korte trekk utføres på flere måter. In short, the shrinkage adaptation can be carried out in several ways.

I en første utførelsesform blir det ytre lederøret i en eller flere soner ved koplingsområdet mot brønnhodet varmet opp til en temperatur tilstrekkelig til at lederøret utvider sin diameter og tillater innføring av brønnhodet. Når brønnhodet er ført på plass inn i lederørets koplingsområde, blir temperaturen i lederøret senket, hvorved lederørets diameter reduseres og etablerer en momentstiv forbindelse mellom lederør og brønnhode. In a first embodiment, the outer guide pipe in one or more zones at the connection area towards the wellhead is heated to a temperature sufficient for the guide pipe to expand its diameter and allow the introduction of the wellhead. When the wellhead is brought into place into the guide pipe's connection area, the temperature in the guide pipe is lowered, thereby reducing the diameter of the guide pipe and establishing a moment-rigid connection between the guide pipe and the wellhead.

I en andre utførelsesform blir temperaturen i brønnhodet redusert til en temperatur tilstrekkelig til at rørdiameteren reduseres i forhold til det omgivende lederøret, for på denne måten å tillate at brønnhodet senkes ned og festes inne i lederøret, hvoretter temperaturen i brønnhodet returnerer (økes) til de normale temperaturbetingelsene ved brønnhodet og etablerer en tett forbindelse mellom lederør og brønnhode. En slik nedkjøling av brønnhodet kan for eksempel oppnås ved tilførsel av gass eller væske med lav temperatur. In a second embodiment, the temperature in the wellhead is reduced to a temperature sufficient for the pipe diameter to decrease in relation to the surrounding guide pipe, in this way allowing the wellhead to be lowered and fixed inside the guide pipe, after which the temperature in the wellhead returns (increases) to the the normal temperature conditions at the wellhead and establishes a tight connection between the conductor pipe and the wellhead. Such a cooling of the wellhead can be achieved, for example, by supplying gas or liquid with a low temperature.

Utføre Isesf orme ne av oppfinnelsen beskrevet foran, sørger for at det etableres en fast forbindelse mellom lederør og brønnhode. Denne forbindelsen kan ved behov frigjøres ved å gjenta oppvarmings- eller nedkjølingsoperasjonen beskrevet foran og deretter fjerne brønnhodet. Carrying out the Isesform of the invention described above ensures that a fixed connection is established between the guide pipe and the wellhead. If necessary, this compound can be released by repeating the heating or cooling operation described above and then removing the wellhead.

Den påkrevde maksimaltemperatur alternativt minimumstemperatur i henhold til utførelsesformene beskrevet foran, vil variere med innbyrdes rørdimensjon, havtemperaturosv., og en fagperson vil med støtte i den foreliggende beskrivelsen og sin fagkunnskap kunne beregne den nødvendige maksimaltemperatur eller minimumstemperatur. Fagpersonen vil på den annen side også kunne beregne nødvendige rørdimensjoner i koplingsområdet mellom lederør og brønnhode for en gitt maksimaltempertur eller minimumstemperatur og de temperaturbetingelsene som råder på havbunnen. The required maximum temperature or minimum temperature according to the embodiments described above will vary with the pipe dimensions, sea temperature, etc., and a specialist will be able to calculate the required maximum temperature or minimum temperature with the support of the present description and their professional knowledge. On the other hand, the specialist will also be able to calculate the required pipe dimensions in the connection area between the guide pipe and the wellhead for a given maximum or minimum temperature and the temperature conditions that prevail on the seabed.

For å varme opp lederøret, kan det for eksempel benyttes elektrisk motstandsoppvarming. I denne utførelsesformen kan utsiden av lederøret være forsynt med elektriske ledninger eller kabler i kontakt med overflata av samme, hvor elektrisk strøm kan tilføres eksternt, for eksempel fra overflatefartøyet. To heat the guide tube, electrical resistance heating can be used, for example. In this embodiment, the outside of the guide tube can be provided with electrical wires or cables in contact with the surface of the same, where electrical current can be supplied externally, for example from the surface vessel.

De elektriske ledningsorganene kan være loddet fast til, klemt fast til eller senket ned i fordypninger i overflata av lederøret for å etablere en tettest mulig forbindelse mellom de elektrisk ledende organene og lederøret under oppvarmingen av samme. The electrical conductors may be soldered to, clamped to or sunk into depressions in the surface of the conductor tube in order to establish the tightest possible connection between the electrically conductive members and the conductor tube during the heating of the same.

I et annet alternativ kan oppvarmingen utføres ved induksjon, hvor lederøret er forsynt med en elektrisk spole som tilføres av elektrisk strøm fra for eksempel overflatefartøyet. Den elektriske spolen er fortrinnsvis et materiale med høy ledningsevne, slik som kobberplate formet rundt omkretsen av lederøret, i henhold til kjent teknikk med induksjonsvarming. In another alternative, the heating can be carried out by induction, where the guide tube is provided with an electric coil which is supplied with electric current from, for example, the surface vessel. The electric coil is preferably a material with high conductivity, such as copper plate formed around the circumference of the conductor tube, according to the known technique of induction heating.

Under oppvarming av lederøret vil det skje et varmetap fra lederøret til omgivende sjøvann og/eller fluider. For å redusere dette varmetapet og effektivisere oppvarmingen av lederøret, kan lederøret forsynes med et belegg, på innsiden og/eller utsiden i området ved koplingen mot brønnhodet, som oppviser lav termisk ledningsevne, for på denne måten å redusere varmetapet fra lederøret til sjøvann. Dette belegget er fortrinnsvis During heating of the guide pipe, there will be a heat loss from the guide pipe to the surrounding seawater and/or fluids. In order to reduce this heat loss and make the heating of the guide pipe more efficient, the guide pipe can be provided with a coating, on the inside and/or outside in the area at the connection to the wellhead, which exhibits low thermal conductivity, in this way to reduce the heat loss from the guide pipe to seawater. This coating is preferable

et ikke-metallisk belegg som ved nedsenking av brønnhodet skrapes av med hjelp av vekten av brønnhodet før etablering av den momentstive koplingen mellom lederør og brønnhode. Slike ikke-metalliske belegg kan for eksempel omfatte gummi, plast og/eller fett. a non-metallic coating which, when the wellhead is submerged, is scraped off with the help of the weight of the wellhead before establishing the moment-stiff connection between the guide pipe and the wellhead. Such non-metallic coatings may for example include rubber, plastic and/or grease.

For å oppnå en tilstrekkelig momentstiv kopling og redusere bøyelastning på skjøten i brønnhodet, bør den krympetilpassede kontaktflaten mellom lederøret og brønnhodet ha en viss lengdeutstrekning. Lengden på denne kontaktflaten vil variere med ulike rørdimensjoner og havdyp og hvor stor grad av momentstivhet en ønsker å oppnå, for eksempel 5 cm - 50 cm. Alternativt kan koblingen skje ved to eller flere kontaktflater med en innbyrdes avstand eller ved kombinasjon av en opphengskon og en kontaktflate. In order to achieve a sufficiently moment-rigid connection and reduce bending loading on the joint in the wellhead, the shrink-fit contact surface between the guide pipe and the wellhead should have a certain length. The length of this contact surface will vary with different pipe dimensions and sea depth and the degree of moment stiffness one wishes to achieve, for example 5 cm - 50 cm. Alternatively, the connection can be made by two or more contact surfaces with a mutual distance or by a combination of a suspension cone and a contact surface.

Framgangsmåten i henhold til den foreliggende oppfinnelsen kan naturligvis også brukes til å frigjøre koplingen mellom lederør og brønnhode. The method according to the present invention can of course also be used to release the connection between the guide pipe and the well head.

Ulike utførelsesformer av framgangsmåten er beskrevet i nærmere detalj nedenfor. Various embodiments of the procedure are described in more detail below.

Oppfinnelsen er i det etterfølgende beskrevet i nærmere detalj med hjelp av figurer, der The invention is subsequently described in more detail with the help of figures, there

figur 1 viser et skjematisk forenklet tverrsnitt av en del av et undersjøisk brønnhode fra kjent teknikk, Figure 1 shows a schematically simplified cross-section of part of a subsea wellhead from prior art,

figur 2a viser et forenklet skjematisk tverrsnitt av koplingsområdet mellom lederør og brønnhode i henhold til oppfinnelsen på et tidspunkt før sammenkopling, og figure 2a shows a simplified schematic cross-section of the connection area between guide pipe and wellhead according to the invention at a time before connection, and

figur 2b er en figur tilsvarende figur 2a, i henhold til oppfinnelsen men på et tidspunkt etter at det er etablert en kopling mellom lederøret og brønnhodet. figure 2b is a figure corresponding to figure 2a, according to the invention but at a time after a connection has been established between the guide pipe and the wellhead.

I henhold til figur 1, er det sterkt forenklet illustrert et brønnhode med et lederør 3 som rager opp av formasjonen og opp over havbunnen 7, et brønnhode 1 og en brønnhodeforlenger 2 fast forbundet med brønnhodet 1 og som rager ned i brønnhullet. Påfølgende eller underliggende lengder med foringsrør er festet via en kopling 6, slik som ei skrukopling. Den utvendige diameteren av brønnhodet er mindre enn den innvendige diameteren av lederøret, og etablerer på denne måten et ytre ringrom 9 for mottak av sement 11, for å etablere en avstiving av brønnen mot den omgivende formasjonen. Brønnhodet 1 er festet eller opphengt i lederøret 3 ved anlegg mot ei landingsskulder 4 formet i lederøret 3 for å etablere en stabil forbindelse mellom brønnhodet 1 og lederøret 3. According to figure 1, a wellhead is illustrated in a greatly simplified manner with a guide pipe 3 that projects up out of the formation and up above the seabed 7, a wellhead 1 and a wellhead extender 2 firmly connected to the wellhead 1 and which projects down into the wellbore. Subsequent or underlying lengths of casing are attached via a coupling 6, such as a screw coupling. The outside diameter of the wellhead is smaller than the inside diameter of the guide pipe, and in this way establishes an outer annulus 9 for receiving cement 11, to establish a bracing of the well against the surrounding formation. The wellhead 1 is fixed or suspended in the guide pipe 3 by abutting against a landing shoulder 4 formed in the guide pipe 3 to establish a stable connection between the wellhead 1 and the guide pipe 3.

Når plattformen eller boreenheten på overflata (ikke vist) beveges i horisontalretningen, vil det overføres krefter via stigerøret som henger ned fra plattformen og ned til utblåsningssikringen (ikke vist), som igjen fører til at brønnhodet 1 bøyes fram og tilbake i innfestingen mot landingsskuldra 4 i lederøret 3. Ved et sementnivå lik det verste sementeringsnivå illustrert i figur 1 med henvisningstall 5, vil kraftmomentet på den svakeste delen av konstruksjonen ha et maksimum. Den svakeste delen av konstruksjonsdelen her er typisk sveiseskjøten (ikke vist) mellom brønnhodet 1 og foringsrør 2, som kan føre til utmatting og i verste fall brudd på skjøten mellom foringsrøret og brønnhodet. When the platform or the drilling unit on the surface (not shown) is moved in the horizontal direction, forces will be transferred via the riser that hangs down from the platform and down to the blowout preventer (not shown), which in turn causes the wellhead 1 to bend back and forth in the attachment towards the landing shoulder 4 in the guide pipe 3. At a cement level equal to the worst cementing level illustrated in Figure 1 with reference number 5, the torque on the weakest part of the structure will have a maximum. The weakest part of the construction part here is typically the weld joint (not shown) between the wellhead 1 and casing 2, which can lead to fatigue and, in the worst case, breakage of the joint between the casing and the wellhead.

Figur 2a illustrerer en brønnhodemontasje i henhold til den foreliggende oppfinnelsen på et tidspunkt før det etableres en fast, momentstiv kopling mellom lederøret 3 og i denne utførelsesformen brønnhodet 1. Figure 2a illustrates a wellhead assembly according to the present invention at a time before a fixed, moment-rigid connection is established between the guide pipe 3 and, in this embodiment, the wellhead 1.

Den innvendige overflata av lederøret 3 er forsynt med ei landingsskulder 13 med en avfaset diameter som avtar i retning nedover i formasjonen, for på denne måten å danne ei konformet landingsskulder 13 og en første indre lederørdiameter (a) i området over landingsskuldra 13. Den innvendige overflata av lederøret 3 er i området under landingsskuldra 13 forlenget med en seksjon som oppviser hovedsakelig konstant innvendig diameter og definerer et indre sete 15 på lederøret 3, og det indre setet 15 definerer på denne måten en andre indre lederørdiameter (b). The inner surface of the guide pipe 3 is provided with a landing shoulder 13 with a chamfered diameter which decreases in the direction downwards in the formation, in this way to form a conformal landing shoulder 13 and a first inner guide pipe diameter (a) in the area above the landing shoulder 13. the surface of the guide tube 3 is in the area below the landing shoulder 13 extended by a section which exhibits a substantially constant internal diameter and defines an inner seat 15 on the guide tube 3, and the inner seat 15 thus defines a second inner guide tube diameter (b).

Den utvendige overflata av forankringsskuldra 1 (også her for enkelhets skyld betegnet som "brønnhode") er formet med ei første skulder 12 med en første ytre brønnhodediameter (c) som er litt mindre enn den første indre lederørdiameter (a). Videre er den utvendige overflata av forankringsskuldra 1 formet med ei andre skulder 16, hvorved området mellom første 12 og andre 16 skulder definerer et utvendig sete 16 med hovedsakelig konstant diameter, som definerer en andre ytre foringsrørdiameter (d). Den andre ytre foringsrørdiameteren (d) eller det ytre setet 14 oppviser en diameter som er litt større enn den andre indre lederørdiameter (b). The outer surface of the anchoring shoulder 1 (also referred to here for simplicity as "wellhead") is shaped with a first shoulder 12 with a first outer wellhead diameter (c) which is slightly smaller than the first inner conduit diameter (a). Furthermore, the outer surface of the anchoring shoulder 1 is shaped with a second shoulder 16, whereby the area between the first 12 and second 16 shoulder defines an outer seat 16 of essentially constant diameter, which defines a second outer casing diameter (d). The second outer casing diameter (d) or the outer seat 14 has a diameter slightly larger than the second inner conduit diameter (b).

Når temperaturen i lederøret 3 og foringsrørhengeren eller brønnhodet 1 er den samme, vil brønnhodet ligge opphengt i lederøret ved at den andre skuldra 16 på brønnhodet ligger an mot landingsskuldra 13 på lederøret 3. When the temperature in the guide pipe 3 and the casing hanger or the wellhead 1 is the same, the wellhead will be suspended in the guide pipe by the second shoulder 16 on the wellhead resting against the landing shoulder 13 on the guide pipe 3.

Ved oppvarming av lederøret 3 til en tilstrekkelig høy temperatur, mens temperaturen i brønnhodet 1 holdes hovedsakelig konstant, vil lederøret 3 utvides slik at brønnhodet 1 glir ned i rommet definert av den andre indre lederørdiameter (b) og etter normalisering av temperaturen etablere kontakt mellom setet 14 og 15 på henholdsvis brønnhodet 1 og lederøret 3. By heating the guide pipe 3 to a sufficiently high temperature, while the temperature in the wellhead 1 is kept essentially constant, the guide pipe 3 will expand so that the wellhead 1 slides down into the space defined by the second inner guide pipe diameter (b) and, after normalization of the temperature, establish contact between the seat 14 and 15 on the wellhead 1 and the guide pipe 3, respectively.

Denne situasjonen er illustrert i figur 2b. Forankringsskuldra 12 på brønnhodet 1 ligger her an mot landingsskuldra 13 på lederøret 3, og det er etablert en momentstabil kopling mellom lederøret 3 og brønnhodet 1 ved kontakt mellom deres respektive seteflater 14 og 15. This situation is illustrated in Figure 2b. The anchoring shoulder 12 on the wellhead 1 abuts the landing shoulder 13 on the guide pipe 3, and a moment-stable connection is established between the guide pipe 3 and the wellhead 1 by contact between their respective seating surfaces 14 and 15.

Det skal her understrekes at oppfinnelsen at koplingsområdet for brønnhodet ikke betinger bruk av konformede anleggsflater. Ett av de sentrale aspekt ved oppfinnelsen er at den innvendige og utvendige dimensjonen av henholdsvis lederøret og brønnhodet er dimensjonert slik at de ved innbyrdes lik temperatur ikke kan beveges inn i hverandre for å etablere en fast forbindelse, men som ved avkjøling av brønnhodet og/eller ved oppvarming av lederøret vil sørge for en innbyrdes endring av diameteren, som vil tillate at brønnhodet kan føres inn i lederøret og etablere en fast og momentstiv kopling når innbyrdes temperatur og følgelig diameter jevnes ut. It must be emphasized here that the invention that the coupling area for the wellhead does not require the use of conformal installation surfaces. One of the central aspects of the invention is that the internal and external dimensions of the guide pipe and the wellhead respectively are dimensioned so that at mutually equal temperatures they cannot be moved into each other to establish a fixed connection, but as when cooling the wellhead and/or when heating the guide pipe will ensure a mutual change of the diameter, which will allow the wellhead to be introduced into the guide pipe and establish a firm and moment-rigid connection when the mutual temperature and consequently diameter are evened out.

Figur 2b viser i tillegg et sterkt forenklet men like fullt illustrativt eksempel på et oppvarmingsorgan ifølge oppfinnelsen, der elektrisk ledende tråder eller kabler 17,19 er viklet rundt omkretsen av lederøret 3, som igjen er forbundet med en strømkilde (ikke vist) for tilførsel av strøm og etablere motstandsoppvarming av lederøret 3. Ved bruk av likestrøm vil i dette tilfellet anoden være representert ved eksempelvis kabelen 19 og følgelig katoden være representert ved kabelen 17, hvorved strømmen føres fra anoden 19, gjennom lederøret 3 i koplingsområdet mot brønnhodet, og ned til katoden 17. Prinsippet ved bruk av vekselstrøm er det samme, men der kabelen 17 og 19 heller utgjør kontaktpunktene mot lederøret. Figure 2b additionally shows a greatly simplified but equally illustrative example of a heating device according to the invention, where electrically conductive wires or cables 17, 19 are wound around the circumference of the conducting tube 3, which is in turn connected to a power source (not shown) for supplying current and establish resistance heating of the conductor pipe 3. When using direct current, in this case the anode will be represented by, for example, the cable 19 and consequently the cathode will be represented by the cable 17, whereby the current is led from the anode 19, through the conductor pipe 3 in the connection area towards the wellhead, and down to the cathode 17. The principle when using alternating current is the same, but where the cable 17 and 19 rather form the contact points to the guide tube.

En alternativ utførelsesform av oppvarmingsorganet er indikert ved henvisningstall 18, som skjematisk illustrerer en spole av et godt elektrisk ledende materiale, viklet rundt koplingspartiet på lederøret. I likhet med den første utførelsesformen, er spolen forbundet med en (ikke vist) kilde for tilførsel av strøm, for eksempel fra borefartøyet. An alternative embodiment of the heating means is indicated by reference number 18, which schematically illustrates a coil of a good electrically conductive material, wound around the connecting portion of the guide tube. Similar to the first embodiment, the coil is connected to a source (not shown) for supplying current, for example from the drilling vessel.

Eksempel Example

I dette eksemplet omfatter brønnhodemontasjen et lederør av rustfritt stål med en ytre diameter på 762 mm (30 tommer) og en veggtykkelse på 25 mm (1 tomme), dvs. en indre diameter på 711 mm (28 tommer). Den utvendige diameter av brønnhodet, eller brønnhodet, dimensjoneres slik at det er 1 mm større enn den indre diameteren av lederøret: 712 mm (28,03 tommer). Slike dimensjoner har typisk en produksjonstoleranse som er mindre enn 0,2 mm, og de valgte dimensjonene av henholdsvis lederør og brønnhode vil dermed hindre at brønnhodet kan senkes ned og inn i lederøret. In this example, the wellhead assembly comprises a stainless steel conduit with an outer diameter of 762 mm (30 inches) and a wall thickness of 25 mm (1 inch), i.e., an inner diameter of 711 mm (28 inches). The outside diameter of the wellhead, or wellhead, is sized to be 1 mm greater than the inside diameter of the guide pipe: 712 mm (28.03 inches). Such dimensions typically have a production tolerance of less than 0.2 mm, and the chosen dimensions of the guide pipe and the well head will thus prevent the well head from being lowered into the guide pipe.

Med en termisk utvidelseskoeffisient på 1,7 x 10~<5>/K for de valgte konstruksjonsmaterialene og en rådende sjøtemperatur i området 4 til 10 °C, vil en oppvarming av lederøret til 200 °C føre til en økning av (den indre) diameteren av lederøret på 2 mm fra 711 mm (28 tommer) til 713,4 mm With a coefficient of thermal expansion of 1.7 x 10~<5>/K for the chosen construction materials and a prevailing sea temperature in the range of 4 to 10 °C, heating the guide pipe to 200 °C will lead to an increase of (the inner) the diameter of the 2 mm guide tube from 711 mm (28 in) to 713.4 mm

(28,09 tommer), og brønnhodet vil med sin 712 mm (28,03 tommer) store ytre diameter la seg føre ned i lederøret. (28.09 inches), and the wellhead, with its 712 mm (28.03 inches) large outer diameter, will allow itself to be guided down into the guide pipe.

Etter at brønnhodet er senket på plass i lederøret, fortrinnsvis på en eller flere forankringsskuldre, senkes temperaturen i lederøret, og diameteren av lederøret reduseres og etablerer en presspasning mot brønnhodet. After the wellhead has been lowered into place in the guide pipe, preferably on one or more anchoring shoulders, the temperature in the guide pipe is lowered, and the diameter of the guide pipe is reduced and a press fit is established against the wellhead.

Claims

1. Procedure for connecting a guide pipe (3) and a wellhead (1) in an underwater well, whereby the guide pipe (3) protrudes from the underwater formation and up above the seabed, and the wellhead (1) is guided down into the guide pipe (3) to establish a connection between the guide pipe (3) and the wellhead (1), characterized in that the guide pipe (3) and the wellhead (1) are connected together with the help of thermal shrink fitting, in order to immediately establish a moment-rigid connection between the guide pipe (3) and the wellhead (1).

2. Method according to claim 1, characterized by that one or more zones of the guide pipe (3) in the area to be connected to the wellhead (1) are heated to expand the diameter of the guide pipe (3), lower the wellhead (1) into the connection area of the guide pipe (3), and normalize the temperature in the guide pipe (3), so as to reduce the diameter of the guide pipe (3) and establish a moment-rigid connection between the guide pipe (3) and the wellhead (1).

3. Method according to claim 1 or 2, characterized in that a conductor pipe (3) provided with electrical conductors (17,19) is used in contact with the surface of the conductor pipe (3), and that the heating is carried out by means of resistance heating by supplying electric current from an external power source through the connection area in the conductor pipe (3).

4. Method according to claim 1 or 2, characterized in that a conductor pipe (3) provided with an electric coil (18) is used, and that the heating is carried out by induction by supplying electric current from an external power source to the coil at the connection area.

5. Method according to one of claims 1 to 4, characterized in that a guide pipe (3) provided with a coating is used, on the inside and/or outside in the area at the connection to the wellhead, which exhibits low thermal conductivity, to reduce heat loss from the guide pipe (3) to surrounding fluids.

6. Procedure according to claim 5, characterized in that the guide pipe (3) is provided with a non-metallic coating which, when the wellhead (1) is submerged, is scraped off with the help of the weight of the wellhead (2) before establishing the moment-stiff connection between the guide pipe (3) and the wellhead (1).

7. Method according to claim 6, characterized by characterized by the non-metallic coating is selected from the group consisting of rubber, plastic and/or grease.

8. Method according to claim 1, 5, 6 or 7, characterized in that the shrink fitting is carried out by cool the wellhead or casing hanger (1) until its diameter is reduced to a size smaller than the inside diameter of the adjacent guide pipe (3), lower the wellhead (1) into the guide pipe (3), and stop the cooling of the wellhead (1) to restore the original temperature, whereby the outside diameter of the wellhead increases and is brought into contact with the inside diameter of the guide pipe (1) in order in this way to establish the moment-rigid connection between the same.

9. Method according to claim 8, characterized in that the cooling is carried out by supplying a cooling medium to the internal part of the wellhead (1) from the surface.

10. Wellhead assembly for subsea well comprehensive a guide pipe (3) that protrudes from the formation and up above the seabed, a wellhead (1) comprising a wellhead that rests against one or more landing shoulders in the guide pipe (3), a casing pipe connected to the wellhead and projecting down into the wellbore, and a blowout preventer, whereby the internal diameter of the guide pipe (3) is substantially equal to or slightly smaller than the external diameter of the wellhead (1), characterized in that the guide tube (3) is provided with an electrically conductive member (17,19) connected to an external power source, for supplying current to the guide tube (3) in order to expand the diameter of the guide tube (3) by means of temperature increase caused by electric resistance heating or by induction heating, and allow the wellhead (1) to be lowered into the guide pipe and establish a tight and moment-rigid connection between the guide pipe (3) and the wellhead (1) by reducing the temperature in the guide pipe (3).

11. Wellhead assembly according to claim 10, characterized in that the electrically conductive members (17,18,19) comprise an annular conductor wound one or more times around the circumference of the conductor tube (3) in contact with the surface of the conductor tube (3).

12. Wellhead assembly according to claim 11, characterized in that the electrical conductors are soldered to, clamped to or sunk into depressions in the surface of the conductor pipe (3) in order to establish the tightest possible connection between the electrically conductors (17,18,19) and the conductor pipe (3) during the heating of the same.

13. Wellhead assembly according to one of claims 10 to 12, characterized in that the inner surface of the guide pipe (3) is provided with one or more conically chamfered parts in the longitudinal axis of the pipe, and that the outer part of the wellhead (1) is provided with corresponding conically chamfered parts.

14. Wellhead assembly according to one of claims 10 to 13, characterized in that the internal and/or external surface and of the guide pipe (3) in the area at the connection to the wellhead (1) is provided with a coating with relatively low thermal conductivity, in order to reduce cooling of the guide pipe (3) by surrounding fluids during heating of the same.

15. Wellhead assembly according to claim 14, characterized in that the coating with relatively low thermal conductivity comprises a non-metallic coating, which when submerging the wellhead (1) can be scraped off with the help of the weight of the wellhead (1), before establishing the moment-stiff connection between the guide pipe (3) and the wellhead (1).

16. Wellhead assembly according to claim 15, characterized by characterized by the non-metallic coating is selected from the group consisting of rubber, plastic and/or grease.