NO330829B1 - A system and method for alternating between ordinary drilling and high pressure operations - Google Patents
A system and method for alternating between ordinary drilling and high pressure operations Download PDFInfo
- Publication number
- NO330829B1 NO330829B1 NO20073217A NO20073217A NO330829B1 NO 330829 B1 NO330829 B1 NO 330829B1 NO 20073217 A NO20073217 A NO 20073217A NO 20073217 A NO20073217 A NO 20073217A NO 330829 B1 NO330829 B1 NO 330829B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- pressure
- riser
- drilling
- pipe
- deck
- Prior art date
Links
- 238000005553 drilling Methods 0.000 title claims description 43
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims description 19
- 230000008878 coupling Effects 0.000 claims description 8
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 claims description 8
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 claims description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 7
- 238000007667 floating Methods 0.000 claims description 6
- 238000007789 sealing Methods 0.000 claims description 6
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 5
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 claims description 4
- 230000004888 barrier function Effects 0.000 claims description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 claims description 2
- 238000009844 basic oxygen steelmaking Methods 0.000 description 70
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 5
- 239000004606 Fillers/Extenders Substances 0.000 description 3
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 3
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 3
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 2
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 2
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 description 1
- 230000037431 insertion Effects 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 238000000545 stagnation point adsorption reflectometry Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Landscapes
- Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
Description
ET SYSTEM OG EN FREMGANGSMÅTE FOR Å VEKSLE MELLOM ORDINÆR BORING OG HØYTRYKKSOPERASJONER A SYSTEM AND PROCEDURE FOR ALTERNATING BETWEEN ORDINARY DRILLING AND HIGH PRESSURE OPERATIONS
Denne oppfinnelsen gjelder offshore boring og brønnaktiviteter som utføres fra en flytende bore- eller intervensjonsrigg eller -fartøy. Mer spesifikt gjelder oppfinnelsen en konstruksjon omfattende en høytrykkshylse for vaierline og kveilerørsutstyr for operasjoner gjennom en boredreieskive, hvor høytrykkshylsen er innrettet til å forbinde, gjennom et teleskoperende lavtrykksstigerør, en tilkoblingsinnretning som befinner seg nær havflaten og anordnet på toppen av et høytrykksstigerør, med en intervensjonsutblåsningsventil hengende anordnet over boredekket. This invention relates to offshore drilling and well activities carried out from a floating drilling or intervention rig or vessel. More specifically, the invention relates to a construction comprising a high-pressure sleeve for wireline and coiled tubing equipment for operations through a drilling turntable, where the high-pressure sleeve is adapted to connect, through a telescoping low-pressure riser, a connection device located near the sea surface and arranged on top of a high-pressure riser, with an intervention blowout valve hanging arranged above the drill deck.
Bakgrunnsteknikk Background technology
Under dagens praksis ved intervensjon (arbeid utført inne i produksjonsrøret under et undersjøisk brønnventiltre) i en undersjøisk brønn til havs fra et flytende fartøy, benytter man et høytrykks intervensjons-stigerørssystem. Slike intervensjons-stigerørssystem har blitt konstruert med en undersjøisk nedstengningsventil (LRP) og/eller en BOP-konfigurasjon nær sjøbunnen og inkluderer en stigerørs-frakoblingsenhet (eng.: Riser disconnect package - "RDP"), for å muliggjøre en stigerørsfrakobling nær sjøbunnen når situasjonen skulle gjøre dette påkrevet. På overflaten er høytrykksstigerøret avsluttet med et overf late-testtre (en ventilrekke) over riggens dekk. For å opprette strekk i stigerøret brukes riggens hovedblokker for senking og heising av borerør til å trekke strekkspenning i intervensjonsstigerøret. Over overflate-testtreet installeres trykk-kontrollutstyr (overflate BOP) for brønnoperasjonene, for å smøre alle intervensjonsverktøyene som benyttes når de føres ned i brønnen under operasjonen. Under current practice for intervention (work carried out inside the production pipe under a subsea well valve tree) in a subsea well at sea from a floating vessel, a high-pressure intervention riser system is used. Such intervention riser systems have been constructed with a subsea shut-off valve (LRP) and/or a BOP configuration near the seabed and include a riser disconnect package ("RDP") to enable a riser disconnect near the seabed when the situation should make this necessary. On the surface, the high-pressure riser is terminated with a surface test tree (a row of valves) above the rig's deck. To create tension in the riser, the rig's main blocks for lowering and raising drill pipe are used to draw tensile stress in the intervention riser. Above the surface test tree, pressure control equipment (surface BOP) is installed for the well operations, to lubricate all the intervention tools that are used when they are lowered into the well during the operation.
Nåværende slike systemer er enten konstruert for bruk i åpen sjø som selvstendig stående utstyr, eller intervensjonsstigerøret kjøres innvendig i et 533 mm (21") ytre diameters lavtrykks marint stigerørssystem som omfatter en 476mm (18 3/4 ") innerdiameter undersjøisk boreutblåsningsventil installert Current such systems are either designed for open-sea use as stand-alone equipment, or the intervention riser is run internally in a 533mm (21") OD low pressure marine riser system that includes a 476mm (18 3/4") ID subsea drill blowout valve installed
på toppen av et undersjøisk ventiltre på sjøbunnen. on top of an underwater valve tree on the seabed.
Dersom intervensjonssystemet brukes inne i et 533 mm (21") borestigerør blir de nedre avstengningsventilene i intervensjonsstigerørssystemet styrt uavhengig av boreutblåsningsventilene på utsiden og bærer uavhengig utstyr for utføring av operasjoner i brønnen. Det er ganske tidkrevende å benytte alt dette utstyret, ved at riggmannskapet først må sette opp det 533 mm (21") marine borestigerøret og dets 476mm (18 3/4 ") utblåsningsventil og henge dette systemet i boreriggens stigerørsstrekksystem under riggens dekk. Deretter må riggmannskapet kjøre intervensjonsstigerørssystemet inne i det marine borestigerøret hele veien ned til sjøbunnen og henge opp dette stigerørssystemet i riggens hovedløftekrok ved hjelp av en elevator eller løfteramme i den øvre enden. Ved å gjøre dette blir hovedløfteblokken/kroken opptatt og vil forhindre riggen fra å kunne kjøre skjøtede rørseksjoner ned inn i intervensjonsstigerøret. If the intervention system is used inside a 533 mm (21") drill riser, the lower shut-off valves in the intervention riser system are controlled independently of the drill blowout valves on the outside and carry independent equipment for carrying out operations in the well. It is quite time-consuming to use all this equipment, as the rig crew first must set up the 533mm (21") marine drill riser and its 476mm (18 3/4") blowout valve and suspend this system in the rig's riser tension system below the rig's deck. Then the rig crew must run the intervention riser system inside the marine drill riser all the way down to the seabed and suspend this riser system from the rig's main lifting hook using an elevator or lifting frame at the upper end, doing so will engage the main lifting block/hook and will prevent the rig from being able to run spliced pipe sections down into the intervention riser.
Dersom høytrykks-stigerøret kjøres som et selvstendig stående system i åpen sjø blir den undersjøiske utblåsningsventilen (BOP) og If the high-pressure riser is run as an independent standing system in the open sea, the subsea blowout valve (BOP) and
stigerørsfrakoblingsenheten (RDP) installert på toppen av det undersjøiske brønnventiltreet. Dette stigerørssystemet er til dags dato ikke innrettet for bruk med skjøtet borestreng men innrettet for å strekke produksjonsrørstreng opp til boreriggens arbeidsdekk eller riggens hoveddekk, slik at vaier eller kveilerør kan kjøres ned i brønnen. Dette stigerørssystemet blir så hengt opp i riggens borestigerørsstrekksystem og / eller i boretårnets krok [blokk] ved bruk av en elevator eller løfteramme. Overflateutblåsningsventilene for intervensjonsstigerørssystemet blir så anordnet over riggdekket og over elevatoren for riggens hovedheisesystem. Dette vil også forhindre riggen fra å kunne være i stand til å kjøre skjøtede borerør ned i brønnen, fordi utstyret for å kjøre sammensatte rørseksjoner er opptatt med å opprettholde strekkspenning i stigerørssystemet. Således vil det ved den kjente teknikken ikke være mulig å skifte fra å kjøre vaierbårne eller kveilerørsbårent utstyr ned i brønnen, og en prosess med å kjøre sammensatte borerør ned i brønnen the riser disconnect device (RDP) installed at the top of the subsea well valve tree. To date, this riser system is not designed for use with spliced drill string, but is designed to stretch production pipe string up to the drilling rig's working deck or the rig's main deck, so that cables or coiled tubing can be driven down into the well. This riser system is then suspended in the rig's drill riser tensioning system and/or in the rig's hook [block] using an elevator or lifting frame. The surface exhaust valves for the intervention riser system are then arranged above the rig deck and above the elevator for the rig's main hoist system. This will also prevent the rig from being able to run spliced drill pipe down the well, because the equipment for running assembled pipe sections is busy maintaining tensile stress in the riser system. Thus, with the known technique, it will not be possible to switch from driving wire-borne or coiled-pipe-borne equipment down the well, and a process of driving composite drill pipes down the well
eller vice versa, uten å måtte være nødt til å bytte ut hele stigerørssystemet eller frakoble stigerøret fra det undersjøiske produksjonsventilbrønntreet. or vice versa, without having to replace the entire riser system or disconnect the riser from the subsea production valve well tree.
Beskrivelse av kjent teknikk Description of known technique
US-patent 5676209 beskriver et ordinært lavtrykksborestigerørssystem som omfatter to stabler med utblåsningsventiler. Den øvre utblåsningsventilstabelen er nedsenket under det bølgepåvirkede området nærmere sjøoverflaten og den nedre utblåsningsventilstabelen er plassert på sjøbunnen. Et marint borestigerør som strekker seg tilbake til boreinstallasjonen kan frakobles fra den øvre utblåsningsventilstabelen slik at stigerøret vil være frittstående i havet på grunn av luftbeholdere eller oppdriftselementer anordnet under og nær de øvre utblåsningsventilene. Dette stigerørssystemet er fundamentalt forskjellig fra høytrykks bore- og intervensjonsstigerøret som spesifiseres i den foreliggende oppfinnelsen ved at stigerøret beskrevet i US-patent 5676209 er et lavtrykksstigerør med høytrykks drepe- og strupe-ledning som løper på utsiden og parallelt med løpet i hovedborestigerøret. Dette stigerøret ville ikke være i stand til å tåle høye trykk fra brønnen. For å kunne utføre intervensjonsoperasjoner måtte et helt, nytt intervensjonsstigerør installeres inne i dette stigerøret og strekke seg ned til den undersjøiske havbunns-utblåsningsventilen. Således ville ikke denne kjente teknikk kunne bidra med noen fordeler i forhold til oppfinnelsen som her beskrives. US patent 5676209 describes an ordinary low pressure drill riser system comprising two stacks of blowout valves. The upper exhaust valve stack is submerged below the wave affected area closer to the sea surface and the lower exhaust valve stack is located on the seabed. A marine drilling riser extending back to the drilling installation can be disconnected from the upper blowout valve stack so that the riser will be free-standing in the ocean due to air reservoirs or buoyancy elements located below and near the upper blowout valves. This riser system is fundamentally different from the high-pressure drilling and intervention riser specified in the present invention in that the riser described in US patent 5676209 is a low-pressure riser with a high-pressure kill and choke line that runs on the outside and parallel to the course in the main drill riser. This riser would not be able to withstand high pressures from the well. In order to perform intervention operations, an entirely new intervention riser had to be installed inside this riser and extend down to the subsea blowout valve. Thus, this known technique would not be able to contribute any advantages in relation to the invention described here.
PCT-publikasjonen W098/58152 beskriver et apparat og en fremgangsmåte for å bore undersjøiske brønner. Dette apparatet har ingen utblåsningsventil på sjøbunnen og beskriver et apparat hvor utblåsningsventilen er flyttet til en høyere plassering nærmere sjøoverflaten. Systemet innfører store oppdriftselementer eller luftbeholdere som kreves dersom borestigerøret som forbinder utblåsningsventilen til boreriggen må kobles fra. Et system av den typen som beskrevet i publikasjonen kunne ikke kobles til et undersjøisk produksjonsventiltre og således produksjonsrør for underbalansert intervensjon. Således er denne delen av den kjente teknikken fundamentalt PCT publication WO98/58152 describes an apparatus and method for drilling subsea wells. This device has no blow-off valve on the seabed and describes a device where the blow-off valve has been moved to a higher position closer to the sea surface. The system introduces large buoyancy elements or air reservoirs that are required if the drill riser connecting the blowout valve to the rig needs to be disconnected. A system of the type described in the publication could not be connected to a subsea production valve tree and thus production pipes for underbalanced intervention. Thus, this part of the known technique is fundamental
forskjellig fra den foreliggende oppfinnelsen. different from the present invention.
US-patent 5533574 beskriver et lavtrykks-borestigerør anordnet mellom et brønnhode på havbunnen og et boredekk. Gjennom dette lavtrykks-borestigerøret bores det innledningsvis et stykke ned gjennom havbunnen. Når man har satt ned foringsrør i brønnen og forventer å oppleve høyere trykk, føres et høytrykksborestigerør hele veien ned fra plattformen, gjennom lavtrykks-stigerøret, og ned til brønnhodet hvor høytrykksborestigerøret kommuniserer med brønnen. Deretter benyttes en overflateutblåsningsventil ved sjøoverflaten, slik at det dermed ikke vil være mulig å stenge en brønn under operasjon på havbunnen. Dette gjør systemet uegnet for bruk på en flyttbar boreinnretning slik som et dynamisk posisjonert fartøy, og vil bare fungere for fast forankrede plattformer slik som strekkstagsplattformer eller SPAR-plattformer. US patent 5533574 describes a low-pressure drill riser arranged between a wellhead on the seabed and a drill deck. Through this low-pressure drill riser pipe, a section is initially drilled down through the seabed. When you have installed casing in the well and expect to experience higher pressure, a high-pressure drill riser is led all the way down from the platform, through the low-pressure riser, and down to the wellhead where the high-pressure drill riser communicates with the well. A surface blowout valve is then used at the sea surface, so that it will not be possible to close a well during operation on the seabed. This makes the system unsuitable for use on a mobile drilling rig such as a dynamically positioned vessel, and will only work for firmly anchored platforms such as tie rod platforms or SPAR platforms.
De norske patentene NO300617 (H. Møksvold) og NO305138 (S. Gleditsch) beskriver et høytrykks bore- og intervensjonsstigerør som ligner stigerøret beskrevet i den foreliggende oppfinnelsen. Gleditsch 300617 beskriver et system hvor intervensjonskveilerørs-utblåsningsventilen er integrert med den øvre BOP som termineres i bore- og brønnintervensjons-stigerør i den øvre enden. Imidlertid må man, for effektivt å være i stand til å bytte, mellom boring med skjøtede borerør, og underbalansert arbeid med standard brønnintervensjons- BOP-utstyr på en konvensjonell borerigg, med et minimum av tidsforbruk og uten modifikasjoner, være tvunget til å introdusere høytrykks-stigerørsforlengeren som er beskrevet i denne oppfinnelsen. Høytrykks-stigerørsforlengeren ville tillate kveilerør eller vaierstreng BOP'er å settes inn kun når de er påkrevd og integrasjonsprosessen kan utføres uten å måtte frakoble hoved-intervensjonsstigerøret fra det undersjøiske brønnhodet eller fra et undervanns ventiltre, et såkalt juletre. Disse oppfinnelsene vil således spare kostbar riggtid og / eller motvirke at man behøver å rigge opp kostbart utstyr på toppen av stigerøret i den øvre BOP når dette ikke er nødvendig. The Norwegian patents NO300617 (H. Møksvold) and NO305138 (S. Gleditsch) describe a high-pressure drilling and intervention riser similar to the riser described in the present invention. Gleditsch 300617 describes a system where the intervention coiled tubing blowout valve is integrated with the upper BOP which terminates in drill and well intervention risers at the upper end. However, to effectively be able to switch between drilling with jointed drill pipes and underbalanced work with standard well intervention BOP equipment on a conventional drilling rig, with a minimum of time consumption and without modifications, one must be forced to introduce high pressure - the riser extender described in this invention. The high-pressure riser extender would allow coiled tubing or wireline BOPs to be inserted only when required and the integration process could be performed without having to disconnect the main intervention riser from the subsea wellhead or from a subsea valve tree, a so-called Christmas tree. These inventions will thus save expensive rigging time and/or counteract the need to rig up expensive equipment on top of the riser in the upper BOP when this is not necessary.
PCT/WO03/067023 A1 beskriver en innretning og en fremgangsmåte for brønnkomplettering og brønnintervensjons-operasjoner hvor et intervensjonsstigerør reises fra et brønnhode og opp til et fartøy som benyttes, og hvor den øvre delen av intervensjonsstigerøret er konstruert for å forflyttes fra den øvre stilling til en senket stilling som er fordelaktig for rigghåndtering, hvor minst den øvre forskyvbare delen av intervensjonsstigerøret i det vesentlige følger hiv-bevegelsen til fartøyet. Dette er en teleskopisk høytrykksforbindelse integrert med hoved-intervensjonsstigerøret som kun kan operere under høytrykk kun når det er strukket ut til sin fulle slaglengde og satt under spenn ved hjelp riggens hoved-heiseutstyr. Denne kjente teknikk benyttes ved å kjøres inne i et konvensjonelt borestigerør og strekker seg hele veien ned til sjøbunnen. For å konvertere til boring må man koble fra hele intervensjonsstigerøret inkludert undervanns-sikkerhetsventilene og styresystemene for disse, fra sjøbunnen og trekke det hele ut av brønnen. I dypere sjø vil dette ta betraktelig lang tid. Imidlertid ville man ved å integrere denne kjente teknikken i stigerørsforlengerhylsen ifølge oppfinnelsen gjøre det mulig med enklere opprigging av intervensjons-BOP og verktøy på boredekket. Tidsbesparelser er således bare oppnåelige ved å kombinere den kjente teknikken med denne nye oppfinnelsen på denne spesielle måten og kombinasjonen. PCT/WO03/067023 A1 describes a device and a method for well completion and well intervention operations where an intervention riser is raised from a wellhead up to a vessel that is used, and where the upper part of the intervention riser is designed to be moved from the upper position to a lowered position which is advantageous for rig handling, where at least the upper displaceable part of the intervention riser essentially follows the heave movement of the vessel. This is a telescopic high-pressure connection integrated with the main intervention riser that can only operate under high pressure when it is extended to its full stroke length and placed under tension by the rig's main lifting equipment. This known technique is used by running inside a conventional drill riser and extending all the way down to the seabed. To convert to drilling, the entire intervention riser, including the underwater safety valves and control systems for these, must be disconnected from the seabed and pulled out of the well. In deeper seas, this will take a considerable time. However, by integrating this known technique into the riser extension sleeve according to the invention, one would make it possible to set up the intervention BOP and tools on the drilling deck more easily. Time savings are thus only achievable by combining the known technique with this new invention in this particular way and combination.
Kort sammendrag av oppfinnelsen Brief summary of the invention
Den foreliggende oppfinnelsen omfatter et høytrykksrør (60) innrettet med en nedre, første ende (61, 62) til å føres ned gjennom et boredekk (90) på et borefartøy og gjennom en teleskoperende forbindelse (40, 41) til et lavtrykks-borestigerøressystem (30) anordnet på toppen av et tilkoblingsarrangement (20) for å motta den nedre enden (61, 62), hvor tilkoblingsarrangementet (20) er anordnet nær havflaten, på toppen av et høytrykksstigerør (10) som strekker seg ned til et brønnhode på en petroleumsbrønn, og hvor høytrykksrøret (60) i sin øvre, andre ende er utstyrt med en brønnintervensjons-utblåsningsventil (63) og innrettet til å strekke seg over The present invention comprises a high-pressure pipe (60) arranged with a lower, first end (61, 62) to be passed down through a drilling deck (90) on a drilling vessel and through a telescoping connection (40, 41) to a low-pressure riser pipe system ( 30) arranged on top of a connection arrangement (20) to receive the lower end (61, 62), the connection arrangement (20) being arranged near the sea surface, on top of a high pressure riser (10) extending down to a wellhead on a petroleum well, and where the high-pressure pipe (60) at its upper, other end is equipped with a well intervention blow-off valve (63) and arranged to extend over
boredekket (90) på fartøyet (93). the drilling deck (90) on the vessel (93).
Oppfinnelsen omfatter også en fremgangsmåte for skifte av operasjon under petroleumsutvinning til havs, - fra en første boreslambalansert boreoperasjon med boring med borerør fra et boredekk (90) på et flytende fartøy eller rigg (93), gjennom en øvre lavtrykksstigerørsseksjon (30) omfattende en teleskopisk forbindelse (40, 41, 80) og videre gjennom en tilkoblingsinnretning (20) i nær sjøoverflaten og anordnet i toppen av et høytrykksstigerør (10) og gjennom et brønnhode på en brønn, - til en andre underbalansert brønnoperasjon under trykk gjennom høytrykksstigerøret (10) med verktøy, utført med en vaierlinekabel eller en kveilerørsenhet med tilhørende utblåsningsventiler (63) anbrakt over et boredekk (90) og for opphenging i boreriggens heisesystem, The invention also includes a method for changing operations during offshore petroleum extraction, - from a first mud-balanced drilling operation with drilling with drill pipe from a drilling deck (90) on a floating vessel or rig (93), through an upper low-pressure riser section (30) comprising a telescopic connection (40, 41, 80) and further through a connection device (20) near the sea surface and arranged at the top of a high-pressure riser (10) and through a wellhead on a well, - to a second underbalanced well operation under pressure through the high-pressure riser (10) with tools, made with a wireline cable or a coiled tube unit with associated blowout valves (63) placed above a drilling deck (90) and for suspension in the drilling rig's hoisting system,
karakterisert vedfølgende trinn: characterized following steps:
<*>den boreslambaserte boringen avsluttes og borerøret trekkes ut av brønnen; <*>the drilling mud-based drilling is terminated and the drill pipe is pulled out of the well;
et høytrykksrør (60) kjøres gjennom fartøyets eller riggens (93) dekk ved hjelp av fartøyets heisesystem, gjennom den øvre a high-pressure pipe (60) is run through the deck of the vessel or rig (93) by means of the vessel's hoisting system, through the upper
lavtrykksstigerørsseksjonen (30) omfattende den teleskopiske forbindelsen (40, 41, 80) og kobles trykktett i tilkoblingsinnretning (20) i toppen av høytrykksstigerøret (10); the low-pressure riser section (30) comprising the telescopic connection (40, 41, 80) and is pressure-tightly connected in the connection device (20) at the top of the high-pressure riser (10);
for derved å danne en høytrykksforbindelse til intervensjonsutblåsningsventil (63) for en vaierlinekabel- eller kveilerørsenhet ved toppen av høytrykks rø ret thereby forming a high-pressure connection to the intervention blow-off valve (63) of a wireline cable or coiled pipe assembly at the top of the high-pressure pipe
(60) og over fartøyets dekk (90, 91). (60) and over the vessel's deck (90, 91).
Oppfinnelsen omfatter også en fremgangsmåte for skifte mellom en konvensjonell boreoperasjon med boring med skjøtede borerør gjennom et høytrykksstigerør med en øvre lavtrykksstigerørsseksjon omfattende en teleskopisk forbindelse fra et flytende fartøy eller rigg, til å utføre underbalansert brønnarbeid under trykk gjennom høytrykksstigerøret med verktøy, utført med en vaierlinekabel eller en kveilerørsenhet med tilhørende utblåsningsventiler anbrakt over et boredekk og for opphenging i boreriggens heisesystem, The invention also includes a method of switching between a conventional drilling operation of drilling with jointed drill pipes through a high pressure riser with an upper low pressure riser section comprising a telescopic connection from a floating vessel or rig, to performing underbalanced well work under pressure through the tooled high pressure riser, carried out with a wireline cable or a coiled tubing assembly with associated blowout valves placed above a drilling deck and for suspension in the drilling rig's hoisting system,
karakterisert vedfølgende trinn: characterized following steps:
<*>en høytrykksstigerørshylse kjøres gjennom fartøyets eller riggens dekk ved hjelp av fartøyets heisesystem, <*>a high-pressure riser sleeve is driven through the vessel's or rig's deck using the vessel's hoisting system,
hvor høytrykksstigerørshylsen føres inne i et lavtrykksborestigerør; where the high-pressure riser sleeve is guided inside a low-pressure drill riser;
<*>hvor høytrykksstigerørshylsen kobles via en koblingsinnretning på toppen av eller inne i en øvre utblåsningsventil nær sjøoverflaten på høytrykksstigerøret, for derved å danne en høytrykksforbindelse til en koblingsinnretning ved utblåsningsventilen for vaierlinekabelen eller kveilerørsenheten på toppen av høytrykksstigerørshylsen over fartøyets dekk. <*>wherein the high-pressure riser sleeve is connected via a coupling device on top of or inside an upper blow-off valve near the sea surface of the high-pressure riser, thereby forming a high-pressure connection to a coupling device at the blow-off valve of the wireline cable or coiled tube assembly on top of the high-pressure riser sleeve above the vessel's deck.
Den foreliggende oppfinnelsen spesifiserer altså bruken av et høytrykks-intervensjons- og borestigerør med to BOP-stabler, en på sjøbunnen og en nær sjøoverflaten, hvor den øvre BOP (20) er anordnet under riggdekket (90) og er koblet til et konvensjonelt lavtrykks-borestigeør (30) og / eller en teleskopisk glideforbindelse (40, 41) som vist på Fig. 1. Denne figuren omfatter også et konvensjonelt marint borestigerør (30) under den teleskopiske gliderørforbindelsen og hvor hele stigerørssystemet holdes oppe ved hjelp av riggens stigerørs-strekkopphengssystem (45), for plassering av den øvre BOP (20) under den bølgepåvirkede sonen nær sjøoverflaten. Formålet med dette arrangementet er å være i stand til å bore med skjøtede borerør under hardere værforhold hvor rigg-hivbevegelser må tas i betraktning for operasjonen. Denne oppfinnelsen spesifiserer innføringen av et kort høytrykksrør-hylsesystem (60) som integrerer den øvre BOP (20) inne i den teleskopiske lavtrykks-gliderørs-boreforbindelsen (40, 41) som i kombinasjon med høytrykks-stigeørssystemet (10) beskrevet ovenfor vil gjøre det mulig å utføre byttet fra å kjøre skjøtede borerør til å tillate underbalanserte operasjoner med kveileutstyr mer effektivt og hurtig. Således kan høytrykksstigerørshylsen kjøres fra riggdekket (90) ned til høytrykks-grensesnittet (25 i Fig. 3) over den øvre BOP, hvorved man danner en høytrykkskanal til brønnen. Fig. 3 beskriver den øvre BOP (20) og hvorledes den integreres med lavtrykks-borestigerøret (30) med høytrykks-strupe- (50) og drepe- (51) -ledninger med høytrykks-stigerørs-integrasjonsforbindelsen (60) inni og på toppen av høytrykksstigerøret (10) med en enkel tilkoblingsforbindelse (21) til høytrykksstigerøret (10). Et system som fremskaffer denne muligheten er nytt og har aldri vært utført tidligere. The present invention thus specifies the use of a high-pressure intervention and drilling riser with two BOP stacks, one on the seabed and one near the sea surface, where the upper BOP (20) is arranged below the rig deck (90) and is connected to a conventional low-pressure drill riser (30) and / or a telescopic sliding connection (40, 41) as shown in Fig. 1. This figure also includes a conventional marine drilling riser (30) below the telescopic sliding pipe connection and where the entire riser system is held up by means of the rig's riser tension suspension system (45), for placing the upper BOP (20) below the wave affected zone near the sea surface. The purpose of this arrangement is to be able to drill with jointed drill pipes in harsher weather conditions where rig-heave movements must be taken into account for the operation. This invention specifies the introduction of a short high pressure pipe sleeve system (60) which integrates the upper BOP (20) inside the telescopic low pressure slide pipe drill connection (40, 41) which in combination with the high pressure riser system (10) described above will possible to make the switch from running jointed drill pipe to allowing underbalanced operations with coiling equipment more efficiently and quickly. Thus, the high-pressure riser sleeve can be driven from the rig deck (90) down to the high-pressure interface (25 in Fig. 3) above the upper BOP, thereby forming a high-pressure channel to the well. Fig. 3 describes the upper BOP (20) and how it integrates with the low pressure drill riser (30) with high pressure choke (50) and kill (51) lines with the high pressure riser integration joint (60) inside and on top of the high-pressure riser (10) with a simple connection connection (21) to the high-pressure riser (10). A system that provides this possibility is new and has never been done before.
Kort figurforklaring. Short figure explanation.
Fig. 1 illustrerer et flytende borefartøy med et høytrykksstigerørssystem som bærer en undervanns BOP-stakk omfattende en stigerørs-frakoblingspakke direkte over den undersjøiske BOP-stabelen, (ikke vist), med et høytrykksstigerør (10) som løper opp til overflaten til under riggdekket (90), og hvor høytrykksstigerøret avsluttes i en nær-overflate-BOP-stabel (20) like under sjøoverflatenivå (92) som vist her og med en teleskoperende rørfor-bindelse opp til under boredekket (90). Fig. 2 illustrerer at høytrykksstigerøret kan avsluttes i en overflate-BOP-stabel (20) like over sjøoverflaten (92) (Se Fig. 1), på et kjellerdekknivå (91), noe som kan kreve en spesiell gliderørsforbindelse (80). Fig. 3 viser eksempler på koblingsinnretningen (25) for å låse ned den nedre delen av høytrykksstigerørshylsen (20) mot den øvre BOP-stabelen (20), for eksempel en gjenget tilkobling (61, 25) vist til venstre og en låsehakemekanisme (25, 61) vist til høyre. Fig. 1 illustrates a floating drilling vessel with a high pressure riser system carrying a subsea BOP stack comprising a riser disconnect package directly above the subsea BOP stack, (not shown), with a high pressure riser (10) running up to the surface to below the rig deck ( 90), and where the high-pressure riser terminates in a near-surface BOP stack (20) just below sea surface level (92) as shown here and with a telescoping pipe connection up to below the drill deck (90). Fig. 2 illustrates that the high pressure riser may terminate in a surface BOP stack (20) just above the sea surface (92) (See Fig. 1), at a basement deck level (91), which may require a special slip pipe connection (80). Fig. 3 shows examples of the coupling device (25) for locking down the lower part of the high pressure riser sleeve (20) against the upper BOP stack (20), for example a threaded connection (61, 25) shown on the left and a locking hook mechanism (25 , 61) shown on the right.
Fig. 4 viser høytrykksstigerørshylsen (60) fra Fig. 1 i detalj. Fig. 4 shows the high-pressure riser sleeve (60) from Fig. 1 in detail.
Detaljert beskrivelse av oppfinnelsen. Detailed description of the invention.
Et system har blitt utviklet hvor høytrykksstigerørssystem et bører en undervanns BOP-stakk omfattende en stigerørs-frakoblingspakke (eng.: riser disconnect package, RDP) direkte over den undersjøiske BOP-stabelen, ikke vist på tegningen, med et høytrykksstigerør (10) som løper opp til overflaten, under riggdekket (90). Høytrykksstigerøret avsluttes i en overflate-BOP-stabel (20) over sjøoverflaten (92) på et kjellerdekknivå (91) som kan kreve en spesiell gliderørsforbindelse (80), se Fig. 2, eller en undervanns-BOP-stabel like under sjøoverflatenivå (92) som vist i Fig. 1. Forskjellene mellom overflate-BOP og undervanns-BOP avgjøres av de meteorologiske/oseano-grafiske forholdene i de geografiske områdene hvor riggen skal operere. BOP-stabelen (20) anordnet like under sjøoverflaten er anordnet slik at et ordinært lavtrykks-borestigerør (30) er koblet til BOP-stabelen (20) like under vannflaten og høytrykksstigerørsystemet (10). Posisjonen for denne BOP-stabelen er like under sjøoverflaten, og formålet er å benytte lavtrykks-borestigerøret med en gliderørsforbindelse (40, 41) med lang slaglengde for å tillate større riggbevegelser enn en såkalt "tørr" overflate-BOP-stabel hvor lov-begrensningen er diktert av lengden av den teleskopiske lavtrykksseksjonen (80) som kan være en spesialkonstruert anordning anordnet over overflate-BOP-stabelen. Dette vil motvirke at den øvre BOP blir anbrakt i skvalpesonen og således gjøre den upåvirket av bølger i dårlig vær. A system has been developed where a high pressure riser system drills a subsea BOP stack comprising a riser disconnect package (RDP) directly above the subsea BOP stack, not shown in the drawing, with a high pressure riser (10) running up to the surface, below the rigging deck (90). The high pressure riser terminates in a surface BOP stack (20) above the sea surface (92) at a basement deck level (91) which may require a special slip pipe connection (80), see Fig. 2, or a subsea BOP stack just below sea surface level (92 ) as shown in Fig. 1. The differences between surface BOP and underwater BOP are determined by the meteorological/oceanographic conditions in the geographical areas where the rig will operate. The BOP stack (20) arranged just below the sea surface is arranged so that an ordinary low pressure drill riser (30) is connected to the BOP stack (20) just below the water surface and the high pressure riser system (10). The position of this BOP stack is just below the sea surface and the purpose is to use the low pressure drill riser with a long stroke slide pipe connection (40, 41) to allow greater rig movements than a so-called "dry" surface BOP stack where the law limitation is dictated by the length of the telescopic low pressure section (80) which may be a specially designed device located above the surface BOP stack. This will prevent the upper BOP from being placed in the splash zone and thus make it unaffected by waves in bad weather.
Systemet som er spesifisert i denne oppfinnelsen omfatter begge mulighetene, enten en undervanns BOP-stabel anordnet like under sjøoverflaten, eller en overflate-BOP-stabel anordnet tørt i luften, se Fig. 2. Begge disse systemene vil behøve høytrykksstigerørshylsen (60, se Fig. 1) som er beskrevet i detalj i Fig. 4, for å etablere en høytrykksforbindelse mellom den øvre BOP-stabelen (20) (undervanns- eller overflate-BOP-stabel) og det påkrevde BOP-utstyret som behøves for den underbalanserte intervensjonsoperasjonen. Denne operasjonen kan omfatte vaierlineutstyr som vaierline-BOPer, eller omfatte kveilerørsutstyr slik som BOPer og injektorhode. Toppseksjonen av stigerørshylsen vil tilveiebringe plass for tilkoblingssteder for slikt utstyr. Fig. 4 viser avslutningen av høytrykksstige-rørshylsen i og med at den tillater en hovedelevatorkrok (68) å kobles til høytrykksstigerørshylsen med den hensikt å bære vekten av intervensjons-BOP og oppheng ved å bære vekten av høytrykksstigerørshylsen. The system specified in this invention includes both possibilities, either an underwater BOP stack arranged just below the sea surface, or a surface BOP stack arranged dry in the air, see Fig. 2. Both of these systems will require the high pressure riser sleeve (60, see Fig .1) which is detailed in Fig. 4, to establish a high pressure connection between the upper BOP stack (20) (subsea or surface BOP stack) and the required BOP equipment needed for the underbalanced intervention operation. This operation may include wireline equipment such as wireline BOPs, or include coiled tubing equipment such as BOPs and injector heads. The top section of the riser sleeve will provide space for connection points for such equipment. Fig. 4 shows the termination of the high pressure riser sleeve in that it allows a main elevator hook (68) to be connected to the high pressure riser sleeve for the purpose of supporting the weight of the intervention BOP and suspension by supporting the weight of the high pressure riser sleeve.
BOP (overflate- eller nær-undervanns-stabelen) vil være utstyrt med ventilhoder (eng.: RAMs) som vil være tilpasset til de forskjellige verktøystrengene som operasjonen vil kreve og som kan sees i detalj i Fig. 2. Videre vil en ringformet BOP (23) og et roterende hode (24) være deler av BOP-stabelen dersom påkrevd for operasjonen. Fig. 2 forklarer en BOP-stabel (20) for anbringelse nær under sjøoverflaten, og utstyrt med to ventilhodetyper av BOP'ene (22), en ringformet BOP (23) og et roterende hode (24). Ventilhodeoppsettet vil kreve ett sett av "blinde" ventilhoder innrettet til å brukes som nedstengningsinnretninger som ligner på en lubrikatorventil for å muliggjøre en hurtig avblødning for innføring av verktøy eller fjerning fra høytrykksstigerørssystemet. Dette unngår å slippe brønntrykk tilbake opp til riggen når man arbeider med verktøystrengene. The BOP (surface or near-subsea stack) will be equipped with valve heads (eng.: RAMs) which will be adapted to the different tool strings that the operation will require and which can be seen in detail in Fig. 2. Furthermore, an annular BOP (23) and a rotating head (24) be part of the BOP stack if required for the operation. Fig. 2 illustrates a BOP stack (20) for placement near the sea surface, and equipped with two valve head types of the BOPs (22), an annular BOP (23) and a rotating head (24). The valve head setup will require one set of "blind" valve heads arranged to be used as shut-off devices similar to a lubricator valve to enable a quick bleed for tool insertion or removal from the high pressure riser system. This avoids releasing well pressure back up to the rig when working with the tool strings.
I tillegg til en ringformet BOP foreslås det å sikre en mulighet for en sekundær pakningsbarriere dersom de primære pakningene (61) i bunndelen av hylsen skulle lekke. In addition to an annular BOP, it is proposed to ensure an option for a secondary seal barrier should the primary seals (61) in the bottom part of the sleeve leak.
Systemet vil ha en konfigurasjon med separat høytrykks-sjøbunns-BOP (ikke vist) på brønnhodet eller brønnventiltreet, med en høytrykkskobling til produksjonsrøret eller brønnen. Et høytrykksstigerør (10) løper fra sjøbunns-BOP-stabelen til BOP-stabelen (20) som er anordnet over overflaten eller like under overflaten og danner den øverste termineringen av høytrykksstigerørssystemet (10). The system will have a configuration with a separate high-pressure subsea BOP (not shown) on the wellhead or well valve tree, with a high-pressure connection to the production pipe or well. A high pressure riser (10) runs from the seabed BOP stack to the BOP stack (20) which is located above the surface or just below the surface and forms the top termination of the high pressure riser system (10).
For å tillate de samme begrensningene med hensyn til hiv-bevegelse som normale borestigerør som benyttes i dag, med en slaglengde for den teleskopiske stigerørsforbindelsen (41) på opp til 65 fot, dvs. 19,8 m, hvor overflate-BOP-stabelen holdes oppe av et lavtrykks-stigerør (30) som omfatter den teleskopiske forbindelsen (41, 40) og tilkoblingsstykket mot riggen. Dette betyr at høytrykksstigerøret (10) og BOP-systemet (20) kan kobles mot enhver borerigg uten store modifikasjoner av denne delen av riggen. To allow the same heave movement limitations as normal drill risers in use today, with a telescoping riser joint (41) stroke of up to 65 ft, i.e. 19.8 m, where the surface BOP stack is held above by a low-pressure riser (30) comprising the telescopic connection (41, 40) and the connection piece to the rig. This means that the high-pressure riser (10) and the BOP system (20) can be connected to any drilling rig without major modifications to this part of the rig.
For å oppnå hensikten med å tillate høytrykksintervensjon uten å måtte drepe brønnen, introduseres høytrykksstigerørsseksjonen som strekker seg til riggens dekk. For normale brønnintervensjonsformål vil hylsen termineres i et overflate-testeventiltre / utblåsningsventil (63), se Fig. 4, eller en tilsvarende overgangsseksjon på toppen, som tillater tilkobling av vaierlinebårent utstyr, kveilerørsutstyr eller annet utstyr som er påkrevd for å gå inn i en brønn som står under trykk. Høytrykksstigerørshylsen skal ha et grensesnitt (25) i forhold til BOP-stabelen (20) nær overflaten ved hjelp av en trykktett pakning (61) med et låsesystem som er lett å betjene, noe som kan være en gjenget forbindelse (61) eller et låsesystem (25) som bærer en låsehylsekonstruksjon enten ved hjelp av segmenter eller andre typer profiler. Forbindelsen skal omfatte pakninger (61, 25) som sikrer en sikker tetting i hele den perioden hvor hylsen er i bruk. Toppseksjonen avsluttes i en overgangsseksjon (63) hvor høytrykksstigerørshylsen holdes oppe av en heis (68) forbundet via løftestenger (69) til heisemaskineriet (krok og vandrende taljeblokk) i derricken eller boretårnet. Når brønnen drepes eller er i balanse kan hylsen kobles fra og tas ut for å tillate direkte adgang til brønnen via dreieskiven med sammensatte rør. To achieve the purpose of allowing high pressure intervention without having to kill the well, the high pressure riser section is introduced that extends to the rig's deck. For normal well intervention purposes, the casing will terminate in a surface test valve tree / blowout valve (63), see Fig. 4, or a similar transition section at the top, which allows the connection of wireline equipment, coiled tubing equipment or other equipment required to enter a well which is under pressure. The high-pressure riser sleeve shall interface (25) with the BOP stack (20) near the surface by means of a pressure-tight packing (61) with an easy-to-operate locking system, which may be a threaded connection (61) or a locking system (25) which carries a locking sleeve construction either by means of segments or other types of profiles. The connection must include gaskets (61, 25) which ensure a secure seal throughout the period when the sleeve is in use. The top section ends in a transition section (63) where the high-pressure riser casing is held up by an elevator (68) connected via lifting rods (69) to the hoisting machinery (hook and traveling pulley block) in the derrick or derrick. When the well is killed or in balance, the sleeve can be disconnected and removed to allow direct access to the well via the composite pipe turntable.
Formålet med å bruke en høytrykksstigerørshylse slik som spesifisert i denne oppfinnelsen er å tillate tilgang til brønnen under høyt trykk fra boredekket (90). Bruken av en BOP-stabel (20) på eller like under overflaten ville bare tillate høytrykksintegritet til toppen av den øvre BOP-stabelen (20). Ved å legge til denne høytrykksstigerørshylsen (60) blir høytrykkssystemet forlenget opp til og over boredekket (90). The purpose of using a high pressure riser casing as specified in this invention is to allow access to the well under high pressure from the drill deck (90). The use of a BOP stack (20) at or just below the surface would only allow high pressure integrity to the top of the upper BOP stack (20). By adding this high-pressure riser sleeve (60), the high-pressure system is extended up to and above the drill deck (90).
Den totale lengden på hylsen avhenger av plasseringen av den øvre BOP (20). Dersom en overflate-BOP benyttes, er lavtrykksstigerørsseksjonen (80) over BOP'ene kort. Dersom en BOP stabel (20) anordnet under sjøoverflaten benyttes, må hylsens lengde samsvare med avstanden fra toppen av høytrykks-BOP og opp til boredekket. The total length of the sleeve depends on the location of the upper BOP (20). If a surface BOP is used, the low pressure riser section (80) above the BOPs is short. If a BOP stack (20) arranged below the sea surface is used, the length of the sleeve must match the distance from the top of the high-pressure BOP up to the drilling deck.
Teknikkens stand og den kjente teknikk ville kreve et nytt stigerørssystem til å benyttes eller høytrykksstigerørshylsen måtte ha blitt kjørt hele veien ned til ventiltreet på sjøbunnen. Således er et kombinasjonen av å bruke et høytrykksstigerør med BOP anordnet ved overflaten eller under overflaten, og høytrykkshylsen som gir den ønskede virkningen. The state of the art and the known technique would require a new riser system to be used or the high-pressure riser sleeve would have to be driven all the way down to the valve tree on the seabed. Thus, it is the combination of using a high-pressure riser with the BOP arranged at the surface or below the surface, and the high-pressure sleeve that provides the desired effect.
Detaljert beskrivelse av koblingsinnretningen mellom høytrykksstigerørshylsen og høytrykksstigerøret. Detailed description of the coupling device between the high-pressure riser sleeve and the high-pressure riser.
Det henvises til Fig. 4. Høytrykksstigerørshylsen omfatter en nedre del (61 eller 62) som har et grensesnitt mot den øvre delen (25) av den øvre BOP-stabelen (20). Forbindelsen skal omfatte tetningsinnretninger for å kunne tette mellom høytrykksstigerørshylsen (60) og høytrykksdelen av den øvre BOP (20) for å forhindre brønnvæske fra å lekke ut og inn i lavtrykksstigerørssystemet. I tillegg skal den nedre delen kunne låses ned for å kunne holde høytrykksstigerørshylsen stasjonært, uavhengig av brønntrykk og trekk som utøves av toppstrekket (elevatorer og hovedløftekrok). Reference is made to Fig. 4. The high pressure riser casing comprises a lower part (61 or 62) which has an interface with the upper part (25) of the upper BOP stack (20). The connection shall include sealing devices to be able to seal between the high pressure riser sleeve (60) and the high pressure part of the upper BOP (20) to prevent well fluid from leaking out and into the low pressure riser system. In addition, the lower part must be able to be locked down to be able to keep the high-pressure riser sleeve stationary, regardless of well pressure and pull exerted by the top line (elevators and main lifting hook).
Koblingsinnretningen (25) for å låse ned den nedre delen av høytrykksstigerørshylsen (20) mot den øvre BOP-stabelen (20) kan være en gjenget forbindelse (61), et "J"-spalte tilkoblingssystem eller en hengslemekanisme. Fig. 3 viser en gjenget tilkobling (61, 25) til venstre og en låsehakemekanisme (25, 61) til høyre. The coupling means (25) for locking down the lower portion of the high pressure riser casing (20) to the upper BOP stack (20) may be a threaded connection (61), a "J" slot connection system, or a hinge mechanism. Fig. 3 shows a threaded connection (61, 25) on the left and a locking hook mechanism (25, 61) on the right.
Pakningene som er beskrevet skal ha evne til å forsegle mellom den nedre delen av høytrykksstigerørshylsen og den øvre delen av den øvre BOP (20). Tetningsarrangementet skal samsvare med den samme trykkbestandigheten som de øvre BOP-ene (20). The gaskets described must be capable of sealing between the lower part of the high pressure riser sleeve and the upper part of the upper BOP (20). The sealing arrangement shall conform to the same pressure resistance as the upper BOPs (20).
I tillegg til eller i stedet for å bruke nevnte tetningsinnretninger kan den nedre delen av høytrykksstigerørshylsen (60) omfatte en nedre rørstuss (62) innrettet til å danne et grensesnitt mot undervanns-BOP-ene (20). Den viste hylseforlengeren (62) i Fig. 3 vil grense mot den ringformede utblåsningsventilen (23) eller ram-type utblåsningsventilen (22), noe som muliggjør tetningsevnen som nevnt ovenfor, eller danne en sekundær tetning i tillegg til pakningene forklart ovenfor. In addition to or instead of using said sealing means, the lower portion of the high pressure riser sleeve (60) may comprise a lower pipe socket (62) adapted to interface with the subsea BOPs (20). The sleeve extender (62) shown in Fig. 3 will abut the annular exhaust valve (23) or ram-type exhaust valve (22), enabling the sealing capability as mentioned above, or forming a secondary seal in addition to the gaskets explained above.
Den øvre tilkoblingsdelen (61) av den nedre delen av det nedre partiet av høytrykksstigerørshylsen (60) skal sitte på røret eller hylsen som løper opp til boredekket (90) gjennom dreieskiven. Denne delen omfatter høytrykkfast rør innrettet for å kjøres gjennom av verktøy som skal kjøres i brønnen samtidig som det skal opprettholde trykkintegriteten som er påkrevd for brønnen eller ha den samme trykkbestandigheten som den øvre BOP (20). The upper connection part (61) of the lower part of the lower part of the high pressure riser sleeve (60) should sit on the tube or sleeve that runs up to the drill deck (90) through the turntable. This part includes high pressure resistant pipe designed to be driven through by tools to be driven in the well while maintaining the pressure integrity required for the well or having the same pressure resistance as the upper BOP (20).
Den øvre avslutningen av høytrykksstigerørshylsen skal grense mot et overflate-testeventiltre (63) eller lignende utstyr som en overgangsdel hvor vaierline- BOP-er eller kveilerørs-BOP-utstyr (64) kan være anordnet. Som et eksempel kan et forenklet overflate-testeventiltre (63) vises sammen med elevatorens (68) koblinger for å børe vekten av høytrykksstigerørshylsen (60) og vaierline-BOP-ene eller kveilerørsutstyret som er påkrevet for brønnintervensjon. For å forenkle installasjonsarbeidet for verktøystrenger etc. inn i høytrykksstigerørshylsen eller brønnen, kan en teleskopisk del utgjøre en del av høytrykksstigerørsseksjonen. En slik teleskopisk del kan anordnes for å utgjøre en del av høytrykksstigerørshylsen. Et slikt teleskopisk system er kjent og beskrevet i PCT/WO03/067023A1. Formålet vil være å skyve sammen seksjonen når man kjører verktøy inn i eller ut av høytrykksstigerørshylsen for å unngå at deler beveger seg på grunn av riggbevegelser når man gjennomfører denne operasjonen. Når høytrykksstigerørshylsens teleskopdel er i operativ tilstand må det følge høytrykksstigerørshylsens bevegelser i tilfelle nedstengning av brønnen skulle være påkrevet. Et slikt teleskop er ikke vist på noen av tegningene. The upper termination of the high pressure riser sleeve shall abut a surface test valve tree (63) or similar equipment as a transition section where wireline BOPs or coiled pipe BOP equipment (64) may be located. As an example, a simplified surface test valve tree (63) may be shown with the elevator (68) connections to bore the weight of the high pressure riser casing (60) and the wireline BOPs or coiled tubing equipment required for well intervention. To simplify the installation work for tool strings etc. into the high pressure riser sleeve or well, a telescopic part may form part of the high pressure riser section. Such a telescopic part can be arranged to form part of the high-pressure riser sleeve. Such a telescopic system is known and described in PCT/WO03/067023A1. The purpose will be to push the section together when driving tools into or out of the high pressure riser sleeve to avoid parts moving due to rigging movements when carrying out this operation. When the high-pressure riser sleeve's telescopic part is in operational condition, it must follow the high-pressure riser sleeve's movements in the event that shut-in of the well should be required. Such a telescope is not shown in any of the drawings.
Claims (10)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20073217A NO330829B1 (en) | 2007-06-22 | 2007-06-22 | A system and method for alternating between ordinary drilling and high pressure operations |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| NO20073217A NO330829B1 (en) | 2007-06-22 | 2007-06-22 | A system and method for alternating between ordinary drilling and high pressure operations |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20073217L NO20073217L (en) | 2005-09-19 |
| NO330829B1 true NO330829B1 (en) | 2011-07-25 |
Family
ID=38325579
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20073217A NO330829B1 (en) | 2007-06-22 | 2007-06-22 | A system and method for alternating between ordinary drilling and high pressure operations |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| NO (1) | NO330829B1 (en) |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5533574A (en) * | 1993-12-20 | 1996-07-09 | Shell Oil Company | Dual concentric string high pressure riser |
| US5676209A (en) * | 1995-11-20 | 1997-10-14 | Hydril Company | Deep water riser assembly |
| WO1998058152A1 (en) * | 1997-06-17 | 1998-12-23 | Sofitech N.V. | Method and apparatus for drilling subsea wells |
-
2007
- 2007-06-22 NO NO20073217A patent/NO330829B1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US5533574A (en) * | 1993-12-20 | 1996-07-09 | Shell Oil Company | Dual concentric string high pressure riser |
| US5676209A (en) * | 1995-11-20 | 1997-10-14 | Hydril Company | Deep water riser assembly |
| WO1998058152A1 (en) * | 1997-06-17 | 1998-12-23 | Sofitech N.V. | Method and apparatus for drilling subsea wells |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| NO20073217L (en) | 2005-09-19 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US7658228B2 (en) | High pressure system | |
| US8127854B2 (en) | System and method for rigging up well workover equipment | |
| US10012044B2 (en) | Annular isolation device for managed pressure drilling | |
| US7318480B2 (en) | Tubing running equipment for offshore rig with surface blowout preventer | |
| US8573307B2 (en) | High pressure sleeve for dual bore HP riser | |
| JP6927977B2 (en) | Submarine methane hydrate production | |
| NO20120189A1 (en) | Offshore Drilling System | |
| NO331443B1 (en) | Apparatus and method for inserting or removing a rudder string from a subsea wellbore | |
| NO345619B1 (en) | Lightweight device for remote-controlled intervention of underwater wire line | |
| GB2371065A (en) | Preparing and operating a subsea well | |
| AU2014205204B2 (en) | Jetting tool | |
| US9062498B2 (en) | Riserless, pollutionless drilling system | |
| NO345526B1 (en) | Weak joint in riser | |
| NO328921B1 (en) | Method and apparatus in connection with risers | |
| NO334739B1 (en) | A system for pressure controlled drilling or for well overhaul of a hydrocarbon well and a method for coupling a system for pressure controlled drilling or for well overhaul of a hydrocarbon well | |
| GB2412130A (en) | Arrangement and method for integrating a high pressure riser sleeve within a low pressure riser | |
| NO345357B1 (en) | A heave compensating system for a floating drilling vessel | |
| US20180171728A1 (en) | Combination well control/string release tool | |
| US20180038185A1 (en) | Tool for closed well operation | |
| EP3414421A1 (en) | Device and method for enabling removal or installation of a horizontal christmas tree | |
| NO330829B1 (en) | A system and method for alternating between ordinary drilling and high pressure operations | |
| NO341348B1 (en) | A high pressure pipe for use with a high pressure riser | |
| NO347615B1 (en) | A system and a method for assembly and suspension of a wireline tool-string | |
| NO315952B1 (en) | Underwater drilling module for use in drilling of oil and gas wells | |
| NO318357B1 (en) | Device at risers |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: ENHANCED DRILLING AS, NO |
|
| CREP | Change of representative |
Representative=s name: PROTECTOR IP AS, PILESTREDET 33, 0166 OSLO, NORGE |
|
| MM1K | Lapsed by not paying the annual fees |