NO331324B1 - Methods and apparatus for cutting nested pipe strings - Google Patents
Methods and apparatus for cutting nested pipe strings Download PDFInfo
- Publication number
- NO331324B1 NO331324B1 NO20032934A NO20032934A NO331324B1 NO 331324 B1 NO331324 B1 NO 331324B1 NO 20032934 A NO20032934 A NO 20032934A NO 20032934 A NO20032934 A NO 20032934A NO 331324 B1 NO331324 B1 NO 331324B1
- Authority
- NO
- Norway
- Prior art keywords
- casing
- assembly
- cutting
- blade
- stated
- Prior art date
Links
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 title claims abstract description 79
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 27
- 238000005553 drilling Methods 0.000 claims description 22
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 claims description 3
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 claims 1
- 238000005096 rolling process Methods 0.000 claims 1
- 238000003780 insertion Methods 0.000 abstract description 3
- 230000037431 insertion Effects 0.000 abstract description 3
- 239000004568 cement Substances 0.000 description 13
- 210000000078 claw Anatomy 0.000 description 5
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 2
- 239000002826 coolant Substances 0.000 description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- 101100008047 Caenorhabditis elegans cut-3 gene Proteins 0.000 description 1
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000011449 brick Substances 0.000 description 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 239000011159 matrix material Substances 0.000 description 1
- 238000004064 recycling Methods 0.000 description 1
- 230000000717 retained effect Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B29/00—Cutting or destroying pipes, packers, plugs or wire lines, located in boreholes or wells, e.g. cutting of damaged pipes, of windows; Deforming of pipes in boreholes or wells; Reconditioning of well casings while in the ground
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Earth Drilling (AREA)
- Punching Or Piercing (AREA)
- Perforating, Stamping-Out Or Severing By Means Other Than Cutting (AREA)
- Processing Of Stones Or Stones Resemblance Materials (AREA)
Abstract
Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer et apparat og en fremgangsmåte for å skjære over foringsrør når dette trekkes ut fra et borehull. Det tilveiebringes et apparat (100) som omfatter en klammersammenstilling (130), en borsammenstilling (150) og en skjæresammenstilling (120). Ifølge ett aspekt er apparatet plassert i enden av en teleskopisk arm (110) mens komponentene fjernbetjenes av personell som bruker et kontrollpanel (125). Apparatet kan posisjoneres i tilstøting til foringsrør (200') og spennes fast til dette. Deretter kan apparatet bore et hull helt gjennom foringsrøret for innføring av en holdepinne. Apparatet kan deretter skjære foringsrøret i håndterbare lengder for å lette plassering, slik som under en plugge- og oppgivelsesprosedyre.The present invention provides an apparatus and method for cutting casings when pulled from a borehole. An apparatus (100) is provided which comprises a clamp assembly (130), a drill assembly (150) and a cutting assembly (120). According to one aspect, the apparatus is located at the end of a telescopic arm (110) while the components are remote controlled by personnel using a control panel (125). The apparatus can be positioned in abutment to casings (200 ') and clamped thereto. Thereafter, the apparatus may drill a hole completely through the casing for insertion of a retaining pin. The apparatus can then cut the casing to manageable lengths to facilitate placement, such as during a plug and release procedure.
Description
FREMGANGSMÅTE OG APPARAT FOR OVERS KJÆRING AV NESTEDE RØRSTRENGER METHOD AND APPARATUS FOR TRANSFERRING NESTED PIPE STRINGS
Den foreliggende oppfinnelse vedrører generelt plugging og oppgivelse av olje- og gassbrønner. Nærmere bestemt vedrører den foreliggende oppfinnelse fjerning av et rør fra et borehull for å etterkomme ulike miljøforskrifter. Enda mer spesielt vedrører oppfinnelsen overskjæring av nestede rørstrenger som er sementert sammen, for lettere å håndtere rørene når de fjernes fra et borehull under eller etter en plugge- og oppgivelsesoperasjon. The present invention generally relates to the plugging and abandonment of oil and gas wells. More specifically, the present invention relates to the removal of a pipe from a borehole in order to comply with various environmental regulations. Even more particularly, the invention relates to the cutting of nested pipe strings that are cemented together, for easier handling of the pipes when they are removed from a borehole during or after a plugging and abandonment operation.
Ved komplettering av olje- og gassbrønner blir borehuller utformet i jorden og deretter foret med stålrør kjent som foringsrør. Et ringformet område dannet mellom forings-rørets utside og borehullets vegg blir typisk fylt med sement for å feste foringsrøret i borehullet og for å gjøre det lettere å isolere visse områder av borehullet for oppsam-ling av hydrokarboner. På grunn av et borehulls dybde blir det i de fleste tilfeller anbrakt konsentriske rørstrenger i borehullet, hvor hver nedre rørstreng nødvendigvis er mindre i diameter enn den forrige streng. I noen tilfeller, særlig ved olje- og gass-brønner til havs, blir strengene kjørt nestet ned fra brønnens overflate. Med andre ord blir en første foringsrørstreng sementert i borehullet og deretter blir en andre mindre foringsrørstreng sementert inn i den første streng for å tillate borehullet å bli foret til en større dybde. Denne prosess blir typisk gjentatt med tilleggsstrenger av foringsrør til brønnen er blitt boret til full dybde. På denne måte blir brønner typisk utformet med to eller flere strenger av foringsrør med stadig avtakende diameter. When completing oil and gas wells, boreholes are formed in the earth and then lined with steel pipes known as casings. An annular area formed between the outside of the casing and the borehole wall is typically filled with cement to secure the casing in the borehole and to make it easier to isolate certain areas of the borehole for collecting hydrocarbons. Due to the depth of a borehole, in most cases concentric pipe strings are placed in the borehole, where each lower pipe string is necessarily smaller in diameter than the previous string. In some cases, particularly with offshore oil and gas wells, the strings are run nested down from the surface of the well. In other words, a first string of casing is cemented into the wellbore and then a second smaller string of casing is cemented into the first string to allow the wellbore to be lined to a greater depth. This process is typically repeated with additional strings of casing until the well has been drilled to full depth. In this way, wells are typically designed with two or more strings of casing of ever decreasing diameter.
Når det er fattet en beslutning om ikke lenger å drive en hydrokarbonbrønn, blir borehullet typisk plugget for å hindre formasjonsfluider fra å vandre mot overflaten av brønnen eller inn i en annerledes sone. Ulike miljølover og forskrifter regulerer plugging og oppgivelse av borehuller. Disse forskrifter krever typisk at borehullet skal fyl-les med en sementmengde. I noen tilfeller må sementen presses inn i det ringformede område rundt det sementerte foringsrør for å hindre fluider fra å vandre opp mot overflaten av brønnen på utsiden av foringsrøret gjennom åpninger som måtte finnes i sementen. I brønner til havs krever forskriftene typisk ikke bare de forannevnte trinn, men også at en viss mengde borehullsforingsrør skal fjernes helt fra borehullet. For eksempel må, i noen tilfeller, de øvre 300 meter av foringsrør som strekker seg fra havbunnen og ned i borehullet, fjernes for at en plugge- og oppgivelsesoperasjon skal være fullstendig. Once a decision has been made to no longer operate a hydrocarbon well, the borehole is typically plugged to prevent formation fluids from migrating towards the surface of the well or into a different zone. Various environmental laws and regulations regulate the plugging and abandonment of boreholes. These regulations typically require that the borehole be filled with a quantity of cement. In some cases, the cement must be forced into the annular area around the cemented casing to prevent fluids from migrating up to the surface of the well on the outside of the casing through openings that may exist in the cement. In offshore wells, the regulations typically require not only the aforementioned steps, but also that a certain amount of borehole casing must be completely removed from the borehole. For example, in some cases, the upper 300 meters of casing extending from the seabed down into the borehole must be removed for a plug and abandonment operation to be complete.
Forskjellige fremgangsmåter og teknikker er blitt utviklet og blir i dag benyttet for å fjerne foringsrør fra et borehull til havs. Som oftest blir en eller annen type skjæreanordning ført ned i borehullet på en kabel eller en streng av rør. Skjæreanordningen aktiveres for å skjære over foringsrøret på en forhåndsbestemt dybde, hvorved det opprettes separate øvre og nedre strenger av foringsrør. Deretter blir den øvre streng trukket opp og brakt til overflaten. Various methods and techniques have been developed and are currently used to remove casing from an offshore borehole. Most often, some type of cutting device is guided down the borehole on a cable or a string of pipes. The cutting device is activated to cut across the casing at a predetermined depth, thereby creating separate upper and lower strings of casing. Then the upper string is pulled up and brought to the surface.
På grunn av den store lengde og vekt til den øvre foringsrørstreng som blir fjernet, er det nødvendig å dele den øvre foringsrørstreng ytterligere idet den hentes opp til overflaten. Følgelig blir foringsrøret delt ytterligere i forhåndsbestemte lengder. Dette gjør håndteringen og anbringelsen av det fjernede foringsrør mer effektiv. Due to the large length and weight of the upper casing string being removed, it is necessary to further split the upper casing string as it is retrieved to the surface. Accordingly, the casing is further divided into predetermined lengths. This makes the handling and placement of the removed casing more efficient.
I noen tilfeller innbefatter den avskårne øvre streng av foringsrør mer enn ett sett rør. Det finnes med andre ord en første ytre streng av foringsrør og deretter en deri nestet andre mindre streng av foringsrør. I ett eksempel er den ytre foringsrørstreng 34 cm (13 3/8 tommer) i diameter, og det deri nestede mindre foringsrør er 24,4 cm (9 5/8 tommer) i diameter. Disse to strenger avskåret foringsrør vil typisk være sammenføyd av et lag av sement inne i det ringformede område. Dette sementlag kommer i tillegg til vekten av den avskårne foringsrørstreng, hvilket gjør det enda mer ønskelig å skjære det uthentede rør i håndterlige seksjoner. In some cases, the cut upper string of casing includes more than one set of tubes. In other words, there is a first outer string of casing and then a second smaller string of casing nested therein. In one example, the outer casing string is 34 cm (13 3/8 inches) in diameter and the smaller casing nested therein is 24.4 cm (9 5/8 inches) in diameter. These two strands of cut casing will typically be joined by a layer of cement inside the annular area. This layer of cement adds to the weight of the cut casing string, making it even more desirable to cut the retrieved pipe into manageable sections.
En foringsrørstreng omfatter typisk en serie rørlengder som er 9,1 m (30 fot) lange. Rørlengdene er sammenføyd via gjengede hann-hunn-koplinger. Når en avskåret foringsrørstreng hentes ut under en plugge- og oppgivelsesprosess, er det ønskelig å skru rørstrengen fra hverandre ved å skru løs de sammenføyde lengder. Denne prosess er imidlertid vanskelig når den avskårne streng består av en ytre og en indre rør-streng som er sementert sammen. Videre er det lite som taler for å pådra seg den tid som er nødvendig for å skru fra hverandre lengdene ved gjengene, da rørlengdene fra en oppgitt brønn typisk ikke vil bli brukt om igjen. Av disse grunner blir det avskårne foringsrør typisk brutt ned til mindre lengder ved at den indre og den ytre streng skjæres over ved overflaten av brønnen. De avskårne rørseksjoner blir deretter resir-kulert eller deponert på annet vis. A casing string typically comprises a series of lengths of pipe that are 9.1 m (30 ft) long. The pipe lengths are joined via threaded male-female connections. When a severed casing string is retrieved during a plugging and abandonment process, it is desirable to unscrew the pipe string from each other by unscrewing the joined lengths. However, this process is difficult when the cut strand consists of an outer and an inner tube strand cemented together. Furthermore, there is little reason to incur the time necessary to unscrew the lengths at the threads, as the pipe lengths from a specified well will typically not be used again. For these reasons, the cut casing is typically broken down to smaller lengths by cutting the inner and outer strings at the surface of the well. The cut pipe sections are then recycled or disposed of in another way.
I en tradisjonell plugge- og oppgivelsesoperasjon, blir foringsrørstrenger generelt In a traditional plug and abandon operation, casing strings are generally
skåret over som følger: cut across as follows:
Først blir foringsrørstrengen skåret over inne i borehullet. Overskjæringen gjennom-føres typisk ved en dybde på omtrent 305 m (1000 fot). Deretter blir det avskårne foringsrørparti "jekket" ut av borehullet og løftet til riggplattformens overflate ved bruk av en løfteklave montert på plattformen. Når den øvre ende av den avskårne foringsrørseksjon når dekket på plattformen, blir den løftet til en forhåndsbestemt høyde over et sett holdekiler. Holdekilene settes deretter på, hvorved den avskårne foringsrørstreng blir holdt oppe over riggdekket. En boremaskin borer deretter et hull helt gjennom foringsrøret, innbefattet eventuelt sementlag og foringsrør av mindre diameter som er sementert inne i foringsrøret av større diameter. Deretter blir en pinne eller annet holdeelement ført inn gjennom det borede hull for å sikre at den mindre foringsrørstreng er forankret til den større streng. Denne fremgangsmåte, å bore et hull gjennom foringsrøret og føre mn en holdepmne, er nødvendig for å sikre at den mindre foringsrørstreng ikke beveger seg ut av den større streng på grunn av en eller annen svikt i det mellomliggende sementlag. First, the casing string is cut inside the borehole. The overcutting is typically carried out at a depth of approximately 305 m (1000 ft). The cut casing section is then "jacked" out of the borehole and lifted to the surface of the rig platform using a lifting claw mounted on the platform. When the upper end of the cut casing section reaches the deck of the platform, it is lifted to a predetermined height above a set of retaining wedges. The retaining wedges are then fitted, whereby the cut casing string is held up above the rig deck. A drilling machine then drills a hole all the way through the casing, including any cement layer and smaller diameter casing cemented inside the larger diameter casing. A pin or other retaining element is then inserted through the drilled hole to ensure that the smaller casing string is anchored to the larger string. This procedure, of drilling a hole through the casing and inserting a retaining pin, is necessary to ensure that the smaller casing string does not move out of the larger string due to some failure of the intervening cement layer.
Etter at den indre foringsrørstreng og sementen omkring denne er forankret til den større ytre streng, brukes en båndsag til å skjære det avskårne rør til en forhåndsbestemt lengde. Båndsagen drives sammen med kjølemiddel for å unngå bruk av skjæ-reinnretninger med høy temperatur eller gnistdannelse. Det velges typisk en lengde på omtrent 3 m (ti fot), hvor kuttet gjøres over holdepinnen. Det nylig avskårne 3 m (ti fots) strengparti blir deretter transportert til en lekter eller annet transportmiddel for deponering eller resirkulering. After the inner casing string and the cement around it are anchored to the larger outer string, a band saw is used to cut the cut pipe to a predetermined length. The band saw is operated together with coolant to avoid the use of cutting devices with high temperatures or the formation of sparks. A length of approximately 3 m (ten feet) is typically chosen, where the cut is made above the retaining pin. The newly cut 3 m (ten foot) string section is then transported to a barge or other conveyance for disposal or recycling.
Med holdekilene ute av inngrep hever løfteklaven deretter den avskårne forings-rørstreng enda en lengde på omtrent 3 m (ti fot). Holdekilene settes på igjen, og bore-, forankrings- og skjæreprosedyren gjentas. With the retaining wedges out of engagement, the jack then raises the cut casing string another length of approximately 3 m (ten feet). The retaining wedges are put back on and the drilling, anchoring and cutting procedure is repeated.
Fra publikasjonen GB-A-2313859 er det kjent et apparat for å skjære over et stigerør til en brønn etter at en brønn er forlatt. Et horisontalt hull utformes gjennom stige-røret og en pinne føres gjennom det utformede hullet. Stigerøret heves deretter ti meter, og en klammerring festes rundt stigerøret og kilebelter. En giljotin benyttes deretter til å skjære over stigerøret. Selv om forannevnte apparat og fremgangsmåte er tilstrekkelig til å ta seg av strenger av konsentrisk sementerte foringsrør, krever operasjonen nødvendigvis at det er personell ved boremekanismen og båndsagen under operasjonen. Nærvær av personell på en plattform medfører i seg selv risiko. Risikoen forsterkes når personell må befinne seg i nær kontakt med det maskineri som er i virksomhet. From the publication GB-A-2313859 there is known an apparatus for cutting across a riser to a well after a well has been abandoned. A horizontal hole is formed through the riser and a pin is passed through the formed hole. The riser is then raised ten metres, and a clamping ring is attached around the riser and V-belts. A guillotine is then used to cut across the riser. Although the aforementioned apparatus and method are sufficient to deal with strings of concentrically cemented casing, the operation necessarily requires that there be personnel at the drilling mechanism and the band saw during the operation. The presence of personnel on a platform entails risk in itself. The risk increases when personnel have to be in close contact with the machinery in operation.
Det er derfor behov for en fremgangsmåte og et apparat som kan ta seg av konsentriske rørstrenger under en plugge- og oppgivelsesoperasjon, og som ikke krever at There is therefore a need for a method and an apparatus which can deal with concentric pipe strings during a plugging and abandonment operation, and which does not require that
personell befinner seg direkte ved det maskineri som utfører skjæreoperasjonene. Det er videre behov for en fremgangsmåte og et apparat som kan fjernbetjenes av brønn-plattformspersonell. Det er ytterligere behov for et apparat og en fremgangsmåte som på en tryggere og mer effektiv måte kan skjære over foringsrørstrenger på et brønn-sted. personnel are located directly at the machinery that performs the cutting operations. There is also a need for a method and an apparatus that can be operated remotely by well platform personnel. There is a further need for an apparatus and a method which can cut over casing strings at a well site in a safer and more efficient way.
I overensstemmelse med ett aspekt ved den foreliggende oppfinnelse er det tilveiebrakt et apparat for å skjære over foringsrør ovenfor et borehull, hvilket apparat innbefatter: en klammersammenstilling som er konstruert og innrettet til å holde forings-røret i forhold til apparatet; en borsammenstilling som er konstruert og innrettet til å utforme en åpning gjennom foringsrøret og gjennom en eventuell indre forings-rørstreng som er nestet inne i foringsrørstrengen, hvor åpningen er dimensjonert til å motta et holdeelement som skal forankre foringsrøret til den eventuelle nestede for-ingsrørstreng; og en skjæresammenstilhng som er konstruert og innrettet til å skjære over foringsrøret og den eventuelle andre nestede foringsrørstreng ved å utforme et gjennomgående kutt gjennom foringsrøret;karakterisert vedat klammersammenstillingen, borsammenstillingen og skjæresammenstillingen er anordnet tilstrekkelig nær hverandre slik at apparatet er i stand til å utføre klamrings-, borings- og skjæreoperasjoner uten at det er behov for å bevege foringsrøret. In accordance with one aspect of the present invention, there is provided an apparatus for cutting over casing above a wellbore, which apparatus includes: a clamp assembly designed and adapted to hold the casing relative to the apparatus; a drill assembly constructed and arranged to form an opening through the casing and through any inner casing string that is nested within the casing string, the opening being sized to receive a holding element to anchor the casing to the possible nested casing string; and a cutting assembly designed and adapted to cut across the casing and any other nested casing string by forming a through cut through the casing; characterized in that the clamping assembly, the drilling assembly and the cutting assembly are arranged sufficiently close together so that the apparatus is capable of performing clamping -, drilling and cutting operations without the need to move the casing.
Ytterligere, foretrukne trekk er fremsatt i krav 2 og påfølgende krav. Further, preferred features are set forth in claim 2 and subsequent claims.
I overensstemmelse med et annet aspekt ved den foreliggende oppfinnelse er det tilveiebrakt en fremgangsmåte for å skjære over foringsrør, hvilken fremgangsmåte innbefatter trinnene: å utforme en åpning gjennom foringsrøret og gjennom en eventuell, deri nestet, indre foringsrørstreng ved bruk av en borsammenstilling; å forankre for-ingsrøret og den eventuelle nestede foringsrørstreng til hverandre; og å skjære over foringsrøret ved bruk av en skjæresammenstilling, hvor skjæresammenstillingen omfatter et blad for å utforme et kutt;karakterisert vedat borsammenstillingen og skjæresammenstillingen befinner seg nær hverandre, slik at foringsrøret ikke blir beveget aksialt mellom trinnene for utforming av åpningen og overskjæring av foringsrøret. In accordance with another aspect of the present invention, there is provided a method of cutting over casing, which method includes the steps of: forming an opening through the casing and through any inner casing string nested therein using a drill assembly; anchoring the casing and any nested casing string to each other; and cutting across the casing using a cutting assembly, the cutting assembly comprising a blade for forming a cut; characterized in that the drilling assembly and the cutting assembly are located close to each other so that the casing is not moved axially between the steps of forming the opening and cutting the casing.
I en variant av den foreliggende oppfinnelse omfatter apparatet: en røroverskjænngs-sammenstilling; en bærebjelke; og én enkelt utstrekkbar utliggerkonstruksjon som har en første ende og en andre ende, hvor den utstrekkbare konstruksjon er festet til bærebjelken i den første ende og er festet til røroverskjæringssammenstillingen i den andre ende. In one variant of the present invention, the apparatus comprises: a pipe overflow assembly; a supporting beam; and a single extendable cantilever structure having a first end and a second end, wherein the extendable structure is attached to the support beam at the first end and is attached to the pipe crossing assembly at the other end.
Den foreliggende oppfinnelse tilveiebringer således generelt et apparat og en fremgangsmåte for å skjære av forhåndsbestemte lengder av nestet foringsrør ovenfor en plattform på en borerigg eller overhalingsrigg. Apparatet innbefatter en klammersammenstilling, en borsammenstilling og en skjæresammenstilling. I én utførelse er klammersammenstillingen, borsammenstillingen og skjæresammenstillingen plassert i enden av en teleskopisk arm og blir fjernbetjent av personell som bruker et kontrollpanel. Klammersammenstillingen blir plassert i tilstøting til en foringsrørseksjon som skal skjæres av, og blir deretter spent fast på denne. Deretter blir borsammenstillingen aktivert for å bore et hull helt gjennom fonngsrørstrengene. En holdepmne blir deretter ført inn gjennom den nylig utformede åpning. Til slutt blir skjæresammenstillingen, slik som en båndsag, aktivert for å skjære over foringsrøret ovenfor pinnen. Det nylig avskårne foringsrørparti ovenfor pinnen kan deretter tas hånd om. Thus, the present invention generally provides an apparatus and method for cutting predetermined lengths of nested casing above a platform on a drilling rig or overhaul rig. The apparatus includes a clamp assembly, a drill assembly and a cutting assembly. In one embodiment, the clamp assembly, drill assembly and cutter assembly are located at the end of a telescopic arm and are remotely operated by personnel using a control panel. The clamp assembly is placed adjacent to a casing section to be cut and then clamped to it. The drill assembly is then activated to drill a hole all the way through the foundation pipe strings. A holding element is then inserted through the newly formed opening. Finally, the cutting assembly, such as a band saw, is activated to cut across the casing above the stick. The recently cut section of casing above the pin can then be taken care of.
Noen foretrukne utførelser av oppfinnelsen vil nå bli beskrevet bare som eksempel idet det vises til de medfølgende tegninger, hvor: Fig. 1 er et perspektivisk oppriss av et røroverskjæringsapparat i ett oppsett; Fig. 2 er et skjematisk sideriss av røroverskjæringsapparatet på fig. 1; Fig. 3 er et perspektivisk oppriss av et tverrsnittskutt på en foringsrørseksjon som innbefatter en ytre foringsrørstreng, en indre foringsrørstreng og et sementlag mellom disse; Fig. 4 er et sideriss som illustrerer en borsammenstilling som er vist idet den borer et hull gjennom en foringsrørseksjon; Fig. 5A er et planriss av en alternativ borsammenstilling, sett ovenfra; Fig. 5B viser et sideriss som illustrerer borsammenstillingen på fig. 5A; Fig. 6 er et perspektivisk oppriss som illustrerer røroverskjæringsapparatet på Some preferred embodiments of the invention will now be described by way of example only, with reference to the accompanying drawings, where: Fig. 1 is a perspective elevation of a pipe cutting apparatus in one set-up; Fig. 2 is a schematic side view of the pipe cutting apparatus of fig. 1; Fig. 3 is a perspective elevation of a cross-sectional cut of a casing section which includes an outer casing string, an inner casing string and a cement layer between these; Fig. 4 is a side view illustrating a drill assembly shown drilling a hole through a casing section; Fig. 5A is a top plan view of an alternative drill assembly; Fig. 5B shows a side view illustrating the drill assembly of fig. 5A; Fig. 6 is a perspective elevation illustrating the pipe cutting apparatus on
fig- 1; fig- 1;
Fig. 7 er et perspektivisk oppriss som illustrerer røroverskjæringsapparatet på Fig. 7 is a perspective elevation illustrating the pipe cutting apparatus on
fig. 1; fig. 1;
Fig. 8 er et forstørret oppiss av båndsagen på fig. 7; og Fig. 8 is an enlarged plan view of the band saw in fig. 7; and
Fig. 9 er et perspektivisk oppriss av et kontrollpanel som ville kunne brukes til å Fig. 9 is a perspective view of a control panel that could be used to
styre ulike partier av overskjaeringsapparatet. control different parts of the cutting apparatus.
Fig. 1 viser et perspektivisk oppriss av et rørskjæringsapparat 100. Apparatet 100 omfatter en klammersammenstilling 130, en borsammenstilling 150 og en skjæresammenstilling 120. Apparatet 100 kan selektivt beveges. Ifølge ett aspekt er apparatet 100 plassert i enden av en utstrekkbar konstruksjon. Pa fig. 1 er den utstrekkbare konstruksjon vist som en utliggerarm 110. Armen 110 ifølge eksemplet definerer et ytre sylindrisk element 110 som har i det minste én derfra ragende teleskopisk seksjon 112. En mellomliggende teleskopisk seksjon (ikke vist) kan også inngå. I et slikt arrangement er den teleskopiske endeseksjon 112 glidbart montert i den mellomliggende teleskopiske seksjon som i sin tur er glidbart montert i det ytre sylindriske element 110. Fig. 1 shows a perspective view of a pipe cutting apparatus 100. The apparatus 100 comprises a clamp assembly 130, a drill assembly 150 and a cutting assembly 120. The apparatus 100 can be selectively moved. According to one aspect, the apparatus 100 is located at the end of an extensible structure. On fig. 1, the extendable structure is shown as a cantilever arm 110. The arm 110 according to the example defines an outer cylindrical member 110 having at least one telescopic section 112 extending therefrom. An intermediate telescopic section (not shown) may also be included. In such an arrangement, the telescopic end section 112 is slidably mounted in the intermediate telescopic section which in turn is slidably mounted in the outer cylindrical member 110.
Armen 110 bæres av en sokkel 114 som er festet til dekket på en riggplattform (ikke vist). Armen 110 er plassert på en vertikal bærebjelke 116 som strekker seg vertikalt over sokkelen 114. Det ytre sylindriske element i armen 110 kan være festet til bærebjelken 116 ved hjelp av et klammer (ikke vist på fig. 1) som er boltet til toppen av bjelken 116. Et egnet klammer er vist for eksempel i WO 98/32947, hvilket innbefattes i dette skrift gjennom henvisning, når det gjelder en teleskopisk arm som skal bære en tang. Klammeret holder armen 110 på plass med hensyn til bjelken 116. Iføl-ge ett aspekt er armen 110 dreibart festet til bærebjelken 116 for å tillate rørover-skjæringsapparatet 100 å dreie om en vertikal akse og alternativt, eller i tillegg, en horisontal akse. Ifølge ett aspekt er klammeret frigjørbart festet til bærebjelken 116. The arm 110 is supported by a base 114 which is attached to the deck of a rigging platform (not shown). The arm 110 is placed on a vertical support beam 116 which extends vertically above the base 114. The outer cylindrical member of the arm 110 may be attached to the support beam 116 by means of a clamp (not shown in Fig. 1) which is bolted to the top of the beam. 116. A suitable clamp is shown, for example, in WO 98/32947, which is incorporated herein by reference, in the case of a telescopic arm which is to carry a pair of pliers. The bracket holds the arm 110 in place with respect to the beam 116. In one aspect, the arm 110 is rotatably attached to the support beam 116 to allow the pipe cutter 100 to rotate about a vertical axis and alternatively, or additionally, a horizontal axis. According to one aspect, the clip is releasably attached to the support beam 116.
Et tilleggstrekk ved armen 110 er at det ytre sylindriske element 110 i selve armen kan beveges selektivt med hensyn til bærebjelken 116. Dette betyr at hele armen 110 kan trekkes tilbake bort fra en foringsrørseksjon 200'. Når de teleskopiske seksjoner 112 er trukket helt sammen, befinner den frie ende av armen 110 seg nær opptil bærebjelken 116. Dette tilbaketrekkingstrekk er vist på fig. 4 i WO 98/32947, hvilket dokument innbefattes i dette skrift gjennom henvisning, med hensyn til en tang, men kan også tas i bruk i den herværende anvendelse med hensyn til en røroverskjærings-sammenstilhng 100. An additional feature of the arm 110 is that the outer cylindrical element 110 in the arm itself can be selectively moved with respect to the support beam 116. This means that the entire arm 110 can be retracted away from a casing section 200'. When the telescopic sections 112 are fully retracted, the free end of the arm 110 is located close to the support beam 116. This retraction feature is shown in fig. 4 of WO 98/32947, which document is incorporated herein by reference, with respect to a pliers, but can also be used in the present application with respect to a pipe cutting assembly 100.
I arrangementet på fig. 1 blir apparatet 100 videre båret av et overliggende heisesys-tem. Kabler 160 fra heisesystemet er synlig på fig. 1. Ifølge ett aspekt manøvrerer heisesystemet røroverskjæringsapparatet 100, hvorved armens 110 teleskopiske seksjon 112 beveger seg som svar på dette. Ifølge et annet aspekt er armens 110 teleskopiske seksjon 112 hydraulisk drevet, hvilket bevirker at apparatet 100 og de bæ- rende kabler 160 beveger seg frem og trekker seg tilbake som svar på bevegelse av armen 110. Alternativt kan armen 110 og heisesystemet drives uavhengig av hverandre. In the arrangement in fig. 1, the apparatus 100 is further carried by an overhead hoist system. Cables 160 from the hoist system are visible in fig. 1. According to one aspect, the hoist system maneuvers the pipe cutting apparatus 100, whereby the telescopic section 112 of the arm 110 moves in response. According to another aspect, the telescopic section 112 of the arm 110 is hydraulically powered, causing the apparatus 100 and the supporting cables 160 to advance and retract in response to movement of the arm 110. Alternatively, the arm 110 and the hoist system may be operated independently of each other. .
Ytterligere detaljer vedrørende drift av en egnet teleskopisk arm finnes i WO 98/32947. Den søknad innbefattes i sin helhet i dette skrift gjennom henvisning. Further details regarding the operation of a suitable telescopic arm can be found in WO 98/32947. That application is included in its entirety in this document by reference.
På fig. 1 kan også ses en foringsrørseksjon 200'. Foringsrørseksjonen 200' represente-rer en øvre, avskåret streng av foringsrør som blir hentet ut fra et borehull (ikke vist på fig. 1). Foringsrøret 200' blir delt opp ytterligere i mindre partier for å lette mani-pulering og deponering. Foringsrørstrengen 200' i eksemplet huser en mindre, indre streng av foringsrør 205 som er nestet inne i en ytre foringsrørstreng 200. Den indre streng 205 er blitt sementert inn i den ytre streng 200 i forbindelse med tidligere bo-rehullskomplettenngsoperasjoner. In fig. 1 can also be seen a casing section 200'. The casing section 200' represents an upper, cut-off string of casing which is retrieved from a borehole (not shown in Fig. 1). Casing 200' is further divided into smaller sections to facilitate handling and disposal. The casing string 200' in the example houses a smaller, inner string of casing 205 which is nested within an outer casing string 200. The inner string 205 has been cemented into the outer string 200 in connection with previous well completion operations.
Fig. 2 er et skjematisk oppriss av apparatet 100 i tilstøting til en foringsrørseksjon 200'. Igjen på fig. 2 kan klammersammenstillingen 130, borsammenstillingen 150 og skjæresammenstillingen 120 ses. I dette arrangement er apparatet 100 igjen plassert i den fjerntbeliggende ende av den teleskopiske arm 110 og er opphengt ovenfra med kabler 160. Den teleskopiske arm 110 har igjen i det minste én teleskopisk seksjon 112. Fig. 2 is a schematic elevation of the apparatus 100 adjacent to a casing section 200'. Again in fig. 2, the clamp assembly 130, the drill assembly 150 and the cutting assembly 120 can be seen. In this arrangement, the apparatus 100 is again located at the distal end of the telescopic arm 110 and is suspended from above by cables 160. The telescopic arm 110 again has at least one telescopic section 112.
På fig. 2 er klammersammenstillingen 130 anbrakt radialt omkring foringsrørseksjonen 200' for derved å feste foringsrørseksjonen 200' for avskjæring. Foringsrøret 200' er vist i tverrsnitt på fig. 2. På dette oppriss kan ses den ytre foringsrørstreng 200, den indre foringsrørstreng 205 og en matnks av herdet sement 210 i det ringformede område mellom de to foringsrørstrenger 200, 205. In fig. 2, the clamp assembly 130 is placed radially around the casing section 200' to thereby secure the casing section 200' for cutting. The casing 200' is shown in cross-section in fig. 2. In this elevation, the outer casing string 200, the inner casing string 205 and a matnks of hardened cement 210 can be seen in the annular area between the two casing strings 200, 205.
Fig. 3 er et perspektivisk oppriss som viser et tverrsnitt av foringsrøret 200' etter at Fig. 3 is a perspective elevation showing a cross-section of the casing 200' after that
dette er blitt skåret over ved bruk av apparatet 100 på fig. 2. Som beskrevet tidligere, angir foringsrørseksjonen 200' en ytre streng av foringsrør 200 som huser et forings-rør 205 av mindre diameter. En matriks av sement 210 er anbrakt i et ringformet område mellom de to foringsrørstrenger 200, 205. På dette oppriss er den indre forings-rørstreng 205 eksentrisk i forhold til den omgivende ytre foringsrørstreng 200, slik det typisk er i et komplettert borehull. this has been cut through using the apparatus 100 in fig. 2. As described previously, casing section 200' defines an outer string of casing 200 housing a smaller diameter casing 205. A matrix of cement 210 is placed in an annular area between the two casing strings 200, 205. In this elevation, the inner casing string 205 is eccentric in relation to the surrounding outer casing string 200, as is typically the case in a completed borehole.
Det vises igjen til fig. 2 hvor rørstrengen 200' er vist idet den blir holdt ovenfor et dekkelement 170 av et sett holdekiler 172. Holdekilene 172 tillater rørstrengen 200' å løftes et stykke opp fra nedenunder plattformens overflate. Det er typisk tilveiebrakt løfteklaver (ikke vist) på en rigg for å manøvrere rør i forhold til borehullet. Holdekile ne 172 holder foringsrøret 200' slik at det kan spennes fast og skjæres over av apparatet 100 etter at foringsrøret 200' er blitt brakt i posisjon av løfteklavene. Reference is again made to fig. 2 where the pipe string 200' is shown as it is held above a cover element 170 by a set of holding wedges 172. The holding wedges 172 allow the pipe string 200' to be lifted a little way up from below the surface of the platform. Lifting claws (not shown) are typically provided on a rig to maneuver pipe relative to the borehole. The holding wedge 172 holds the casing 200' so that it can be clamped and cut across by the apparatus 100 after the casing 200' has been brought into position by the lifting claws.
Som angitt innbefatter apparatet 100 en borsammenstilling 150. Formålet med borsammenstillingen 150 er å utforme en åpning gjennom foringsrørstrengene 200, 205 for innsetting av et holdeelement 165. Holdeelementet 165 angir fortrinnsvis en pinne som er utformet til å opptas i den utformede åpning. Ulike pinnetyper kan brukes, herunder for eksempel en sylindrisk stang, en låsebolt eller en splint og kile. På fig. 2 er det vist en enkel rørformet pinne. Pinnen 165 tjener til å forankre en eventuell nestet foringsrørstreng 205 og sement 210 til den ytre foringsrørstreng 200. Åpningen er fortrinnsvis utformet helt gjennom både fremre og bakre vegg i den ytre forings-rørstreng 200, og pinnen 165 er ført inn helt gjennom den ytre foringsrørstreng 200. As indicated, the apparatus 100 includes a drill assembly 150. The purpose of the drill assembly 150 is to form an opening through the casing strings 200, 205 for the insertion of a holding element 165. The holding element 165 preferably indicates a pin which is designed to be received in the designed opening. Different pin types can be used, including, for example, a cylindrical rod, a locking bolt or a cotter pin and wedge. In fig. 2 a simple tubular stick is shown. The pin 165 serves to anchor any nested casing string 205 and cement 210 to the outer casing string 200. The opening is preferably designed completely through both the front and rear walls of the outer casing string 200, and the pin 165 is inserted completely through the outer casing string 200.
I arrangementet på fig. 2 er borsammenstillingen 150 plassert nedenfor båndsagen 120. Borsammenstillingen 150 er konstruert og innrettet for å føre inn et roterende borhode 151 i det vesentlige perpendikulært på foringsrørstrengens 200' lengdeakse. På denne måte utformes en egnet åpning. Hvilken som helst kjent boreanordning kan brukes for å bore en gjennomgående åpning i foringsrørseksjonen 200'. Borsammenstillingen 150 på fig. 2 benytter en rotasjonsmotor (ikke vist) inne i et hus 153 for å rotere ett enkelt borhode 151. Det er videre tilveiebrakt en posisjoneringsanordning som selektivt skal føre borhodet 151 frem mot og bort fra foringsrørseksjonen 200. In the arrangement in fig. 2, the drill assembly 150 is located below the bandsaw 120. The drill assembly 150 is constructed and arranged to insert a rotating drill head 151 substantially perpendicular to the longitudinal axis of the casing string 200'. In this way, a suitable opening is designed. Any known drilling device can be used to drill a through hole in the casing section 200'. The drill assembly 150 in fig. 2 uses a rotary motor (not shown) inside a housing 153 to rotate a single drill head 151. A positioning device is also provided to selectively advance the drill head 151 towards and away from the casing section 200.
Et forstørret perspektivisk oppriss av en borsammenstilling 150 i virksomhet er vist på fig. 4. Borhodet 151 kan tydeligere ses å gjennomtrenge veggen i den ytre foringsrør-seksjon 200. Borsammenstillingen 150 virker typisk sammen med en kjølemiddelkilde og beveger seg frem mot foringsrøret 200 ved hjelp av en teleskopisk posisjonerings-innretnmg, vist på fig. 4 som en sylinder 156. Ifølge ett aspekt blir borsammenstillingen 150 fjernbetjent fra et kontrollpanel 125 som det vises på fig. 2. Fjernkontroll-panelet 125 vil bli beskrevet mer fullstendig nedenfor. An enlarged perspective view of a drill assembly 150 in operation is shown in FIG. 4. The drill head 151 can be more clearly seen to penetrate the wall of the outer casing section 200. The drill assembly 150 typically works in conjunction with a coolant source and moves forward towards the casing 200 by means of a telescopic positioning device, shown in fig. 4 as a cylinder 156. According to one aspect, the drill assembly 150 is remotely operated from a control panel 125 as shown in FIG. 2. The remote control panel 125 will be described more fully below.
Et alternativt arrangement for en borsammenstilling er vist på fig. 5A og 5B. Fig. 5A er et plannss av den alternative borsammenstilling, sett ovenfra. Fig. 5B er et sideriss av den. I dette arrangement blir et par innbyrdes motsatte boreanordninger 155 tvunget innover mot foringsrørseksjonens 200' sentrum. Enhver borsammenstilling 150 som er i stand til å bore en åpning gjennom foringsrørseksjonen 200' for innføring av en for-ankringspinne 165, kan brukes. An alternative arrangement for a drill assembly is shown in fig. 5A and 5B. Fig. 5A is a top plan view of the alternative drill assembly. Fig. 5B is a side view thereof. In this arrangement, a pair of mutually opposed drilling devices 155 are forced inwardly toward the center of the casing section 200'. Any drill assembly 150 capable of drilling an opening through the casing section 200' for insertion of an anchor pin 165 may be used.
Det vises igjen til fig. 2, hvor det kan ses at borsammenstillingen 150 er blitt aktivert for å utforme en åpning gjennom begge foringsrørstrengene 200, 205. Pinnen 165 er ført inn gjennom den utformede åpning for å forankre det indre foringsrør 205 til det ytre foringsrør 200. Reference is again made to fig. 2, where it can be seen that the drill assembly 150 has been activated to form an opening through both casing strings 200, 205. The pin 165 is inserted through the formed opening to anchor the inner casing 205 to the outer casing 200.
Fig. 6 er et perspektivisk oppriss av apparatet 100 på fig. 1. I dette oppriss ses klammersammenstillingen 130 tydeligere. Klammersammenstillingen 130 innbefatter en ramme 134 som selektivt omgir foringsrørseksjonen 200' radialt for å feste apparatet 100 til foringsrørseksjonen 200'. Klammersammenstillingen 130 omfatter videre i det minste to klammerelementer 140 som skal gå i friksjonsmngrep med foringsrøret 200'. I arrangementet på fig. 6 angir klammerelementene 140 hvert sitt par av av-vmklede støtteklosser som beveges til kontakt med foringsrøret 200'. Andre arrange-menter kan imidlertid brukes, slik som én enkelt kloss som har en konkav overflate. Fig. 6 is a perspective view of the apparatus 100 in fig. 1. In this elevation, the clamp assembly 130 is seen more clearly. The clamp assembly 130 includes a frame 134 that selectively surrounds the casing section 200' radially to secure the apparatus 100 to the casing section 200'. The clamp assembly 130 further comprises at least two clamp elements 140 which are to engage in frictional engagement with the casing 200'. In the arrangement in fig. 6, the clamp elements 140 each indicate a pair of stripped support blocks which are moved into contact with the casing 200'. However, other arrangements may be used, such as a single brick having a concave surface.
Klammersammenstillingen 130 innbefatter et portelement 135 som dreier om en hengsel 133 montert på rammen 134. Hengselen 133 tillater portelementet 135 selektivt å åpnes og lukkes for mottak og for fastspenning av foringsrøret 200'. I opprisset på fig. 6 er portelementet 135 lukket om foringsrøret 200' mens foringsrørseksjonen The clamp assembly 130 includes a gate member 135 which pivots about a hinge 133 mounted on the frame 134. The hinge 133 allows the gate member 135 to be selectively opened and closed for receiving and for clamping the casing 200'. In the plan in fig. 6, the gate element 135 is closed around the casing 200' while the casing section
200' skjæres av. Portelementet 135 innbefatter i det minste ett klammerelement 140 som i den lukkede posisjon skal gå i inngrep med foringsrøret 200'. Porten 135 betje-nes fortrinnsvis med hydraulisk kraft og fjernbetjenes fra kontrollpanelet 125. En hydraulisk arm 136 er vist å bidra til fjernåpning og -lukking av porten 135. 200' is cut off. The gate element 135 includes at least one clamp element 140 which, in the closed position, is to engage with the casing 200'. The gate 135 is preferably operated with hydraulic power and is operated remotely from the control panel 125. A hydraulic arm 136 is shown to contribute to the remote opening and closing of the gate 135.
Fig. 7 viser apparatet 100 på fig. 1 enda mer detaljert. I dette perspektiviske oppriss ses skjæresammenstillingen 120 tydeligere. Skjæresammenstillingen 120 er vist som en båndsag. Båndsagen 120 omfatter for det første et hus 122. Huset 122 huser et hjulpar (ses ikke på fig. 7) som danner bane for et båndsagblad 121. Båndsagbladet 121 innbefatter et flertall av tenner. Bladet 121 mates frem gjennom par av rulleelementer 123 som leder bladet 121 til å skjære i en retning i det vesentlige perpendikulært på det ytre foringsrørs 200 lengdeakse. Ett par rulleelementer 123 er fortrinnsvis tilveiebrakt ved uttaket for bladet 121 i huset. I dette henseende blir bladet 121 matet frem gjennom dette første par rulleelementer 123. Et andre par rulleelementer 123 er plassert ved den åpning i huset 122 som bladet 121 mottas tilbake igjennom og inn i huset 122 igjen. Rulleelementene 123 ses tydeligere på det forstørrede oppriss på fig. 8. Fig. 7 shows the device 100 in fig. 1 in even more detail. In this perspective elevation, the cutting assembly 120 is seen more clearly. The cutting assembly 120 is shown as a band saw. The band saw 120 first comprises a housing 122. The housing 122 houses a pair of wheels (not seen in Fig. 7) which form a path for a band saw blade 121. The band saw blade 121 includes a plurality of teeth. The blade 121 is fed forward through pairs of roller elements 123 which direct the blade 121 to cut in a direction substantially perpendicular to the longitudinal axis of the outer casing 200. A pair of roller elements 123 is preferably provided at the outlet for the blade 121 in the housing. In this respect, the blade 121 is fed forward through this first pair of roller elements 123. A second pair of roller elements 123 is located at the opening in the housing 122 through which the blade 121 is received back through and into the housing 122 again. The roller elements 123 are seen more clearly in the enlarged elevation in fig. 8.
Enhver skjæreanordning 120 kjent til overskjæring av foringsrør kan brukes, så lenge skjæreanordningen 120 kan tilpasses til å virke sammen med en klammersammenstilling 130 og en borsammenstilling 150. I det arrangement for en skjæresammenstilling 120 som er vist som eksempel på fig. 7, angir skjæresammenstillingen en båndsag Any cutting device 120 known for cutting casing can be used, so long as the cutting device 120 can be adapted to work in conjunction with a clamp assembly 130 and a drill assembly 150. In the arrangement for a cutting assembly 120 shown by way of example in FIG. 7, the cutting assembly indicates a band saw
120. Båndsagen 120 innbefatter videre et hus 122 som er forskjøvet i forhold til bla- 120. The band saw 120 further includes a housing 122 which is offset in relation to
dets 121 skjærevinkel. Vinkelen til båndsagens 120 hus 122 er med andre ord for-skjøvet i forhold til vinkelen for inngrepet til bladets 121 tenner med det ytre forings-rør 200 under skjæreoperasjonen. Den viste vinkel er omtrent 30 grader, men andre vinkler kan brukes. Dessuten er det tilveiebrakt et forstørret mellomrom 129 i huset 122 mellom hjulene. Disse trekk gir rom for plassering av og atkomst til borsammenstillingen 150 og klammersammenstillingen 130. Viktigere er det at mellomrom-met 129 i huset 122 er dimensjonert til å ta imot foringsrøret 200' når sagens 120 blad 121 beveger seg frem gjennom foringsrøret 200' under en skjæreoperasjon. its 121 cutting angle. In other words, the angle of the housing 122 of the band saw 120 is offset in relation to the angle of engagement of the teeth of the blade 121 with the outer casing 200 during the cutting operation. The angle shown is approximately 30 degrees, but other angles can be used. In addition, an enlarged space 129 is provided in the housing 122 between the wheels. These features provide room for the placement of and access to the drill assembly 150 and the clamp assembly 130. More importantly, the space 129 in the housing 122 is sized to receive the casing 200' when the blade 121 of the saw 120 moves forward through the casing 200' under a cutting operation.
På tegningene på fig. 7 og fig. 8 er bladet 121 i båndsagen 120 blitt aktivert. Dessuten befinner bladet 121 seg i inngrep med foringsrørseksjonen 200' og har beveget seg delvis gjennom foringsrøret 200' til opprettelse av et kutt som er i det vesentlige perpendikulært på det ytre foringsrørs 200 lengdeakse. In the drawings on fig. 7 and fig. 8, the blade 121 in the band saw 120 has been activated. Also, the blade 121 is engaged with the casing section 200' and has moved partially through the casing 200' to create a cut that is substantially perpendicular to the outer casing 200's longitudinal axis.
Det vises igjen til fig. 2, hvor båndsagen 120, klammersammenstillingen 130 og borsammenstillingen 150 fortrinnsvis blir styrt automatisk fra et kontrollpanel 125. Sty-ringslinjer 126 er tilveiebrakt fra kontrollpanelet 125 for å styre apparatet 100, for eksempel deler 120, 130, 150, 154 osv. Fig. 9 er et mer detaljert perspektivisk oppriss som viser et typisk kontrollpanel 125 som skal brukes med et røroverskjæring-sapparat 100. Det illustrerte kontrollpanel 125 innbefatter ifølge ett aspekt separate styringer for å betjene klammersammenstillingen 130, borsammenstillingen 150 og båndsagen 120. Reference is again made to fig. 2, where the band saw 120, clamp assembly 130 and drill assembly 150 are preferably controlled automatically from a control panel 125. Control lines 126 are provided from the control panel 125 to control the apparatus 100, for example parts 120, 130, 150, 154, etc. Fig. 9 is a more detailed perspective elevation showing a typical control panel 125 to be used with a pipe cutting apparatus 100. The illustrated control panel 125, in one aspect, includes separate controls for operating the clamp assembly 130, the drill assembly 150, and the band saw 120.
Båndsagen 120 og borsammenstillingen 150 blir typisk betjent med lignende styringer. For eksempel krever borsammenstillingen 150 og sagen 120 en av-på-styring og en rotasjonshastighetsstyring for å manipulere sagbladets 121 eller borehodets 151 rotasjon. Det kan valgfritt være tilveiebrakt tilsvarende målere som illustrerer borhodets 151 og sagbladets 121 rotasjonsbevegelse som vist i omdreininger pr. minutt. Dessuten er det tilveiebrakt en verktøyfremføringsstyring for å styre fremføringshas-tigheten til borhodet 151 inn i foringsrøret 200' og båndsagens 120 blad 121 inn i for-ingsrøret 200'. Tilsvarende posisjoneringsinnretninger 126 (vist på fig. 1) og 156 (vist på fig. 4) er tilveiebrakt for båndsagen 120 og borsammenstillingen 150. Disse innret-ninger tillater borhodet 151 i borsammenstillingen 150 og bladet 121 i båndsagen 120 selektivt å føres frem hver for seg mot foringsrøret 200' under de respektive bore- og skjæreoperasjoner og deretter trekkes tilbake. The band saw 120 and the drill assembly 150 are typically operated with similar controls. For example, the drill assembly 150 and the saw 120 require an on-off control and a rotational speed control to manipulate the rotation of the saw blade 121 or the drill head 151. Corresponding gauges can optionally be provided which illustrate the rotational movement of the drill head 151 and the saw blade 121 as shown in revolutions per minute. In addition, a tool advance control is provided to control the advance speed of the drill head 151 into the casing 200' and the blade 121 of the band saw 120 into the casing 200'. Corresponding positioning devices 126 (shown in Fig. 1) and 156 (shown in Fig. 4) are provided for the band saw 120 and the drill assembly 150. These devices allow the drill head 151 in the drill assembly 150 and the blade 121 in the band saw 120 to be selectively advanced for each against the casing 200' during the respective drilling and cutting operations and then withdrawn.
I tillegg innbefatter både båndsagen 120 og borsammenstillingen 150 valgfritt trykk-sensorer for å bestemme hvor mye trykk som påføres foringsrøret av det roterende borhode 151 eller det roterende sagblad 121. Det kan være tilveiebrakt målere på kontrollpanelet 125 som angir trykk på borhodet 151 eller det roterende sagblad 121. In addition, both the band saw 120 and the drill assembly 150 optionally include pressure sensors to determine how much pressure is applied to the casing by the rotary drill head 151 or the rotary saw blade 121. Gauges may be provided on the control panel 125 that indicate pressure on the drill head 151 or the rotary saw blade 121.
Klammersammenstillingen 130 har også styringer som er plassert på kontrollpanelet 125. For eksempel innbefatter klammersammenstillingen 130 en panelmontert styring som åpner og lukker porten 135 plassert i klammersammenstillingen 130. Det kan valgfritt være tilveiebrakt en måler som angir trykk mellom foringsrøret 200' og et klammer 140, samt klamrenes 140 trykk. En tilsvarende sensor er plassert på i det minste ett av klammerelementene 140 for å avføle klammerelementets 140 trykk mot foringsrøret 200 når porten 135 er lukket. Sensoren er fortrinnsvis plassert på klammerelementet 140 på porten 135. The clamp assembly 130 also has controls located on the control panel 125. For example, the clamp assembly 130 includes a panel-mounted control that opens and closes the port 135 located in the clamp assembly 130. A gauge may optionally be provided that indicates pressure between the casing 200' and a clamp 140, as well as the clamps' 140 pressure. A corresponding sensor is placed on at least one of the clamping elements 140 to sense the pressure of the clamping element 140 against the casing 200 when the port 135 is closed. The sensor is preferably placed on the clamp element 140 on the port 135.
I bruk virker overskjæringsapparatet ifølge den foreliggende oppfinnelse som følger: Først blir et foringsrørskjæremiddel (ikke vist) ført inn i et borehull. Skjæremidlet er typisk anbrakt på enden av en innkjøringsstreng eller en kabel. Skjæremidlet plasse-res i borehullet på en forhåndsbestemt dybde og blir deretter aktivert. På denne måte blir en valgt lengde foringsrør skåret av nede i hullet. Deretter blir det avskårne parti av foringsrør 200 trukket eller "jekket" ut av borehullet og løftet til riggplattformen med en løfteklave. In use, the cutting apparatus according to the present invention works as follows: First, a casing cutting means (not shown) is introduced into a borehole. The cutting means is typically placed at the end of a lead-in string or a cable. The cutting agent is placed in the borehole at a predetermined depth and is then activated. In this way, a selected length of casing is cut off down the hole. Next, the cut section of casing 200 is pulled or "jacked" out of the borehole and lifted to the rig platform with a lifting claw.
En forhåndsbestemt mengde av det avskårne parti foringsrør 200' blir trukket opp forbi holdekilene 172 som befinner seg på nivå med plattformdekket. Foringsrøret 200' holdes på plass av holdekilene 172, idet det øvre parti av foringsrøret 200' er blottlagt ovenfor plattformdekket. Deretter blir et røroverskjæringsapparat 100 beveget mot foringsrøret 200' av den teleskopiske armsammenstilling 110 med dettes utstrekkings-og inntrekkingsseksjoner 112. Når apparatet 100 når et sted nær foringsrøret 200', blir klammersammenstillingen 130 aktivert for å åpne porten 135 og for å motta fo-ringsrøret 200'. Porten 135 blir deretter lukket rundt foringsrøret 200', og klammersammenstillingen 130 festes til foringsrøret 200' med klammerelementene 140. På denne måte er overskjæringsapparatet 100 ordentlig plassert med hensyn til forings-røret 200'. A predetermined amount of the cut portion of casing 200' is pulled up past the retaining wedges 172 which are at the level of the platform deck. The casing 200' is held in place by the holding wedges 172, the upper part of the casing 200' being exposed above the platform deck. Next, a pipe cutting apparatus 100 is moved towards the casing 200' by the telescopic arm assembly 110 with its extending and retracting sections 112. When the apparatus 100 reaches a location near the casing 200', the clamp assembly 130 is activated to open the port 135 and to receive the casing 200'. The gate 135 is then closed around the casing 200', and the clamp assembly 130 is attached to the casing 200' with the clamp members 140. In this way, the cutting apparatus 100 is properly positioned with respect to the casing 200'.
Med den ytre foringsrørstreng 200 fastspent i apparatet 100 blir deretter borsammenstillingen 150 betjent. Fjernaktivering av borsammenstillingen 150 blir fortrinnsvis utført gjennom kontrollpanelet 125. Borhodet 151 plassert på borsammenstillingen 150 blir rotert og ført frem mot foringsrøret 200 for å utforme en åpning i dette. Åpningen opprettes i det minste gjennom foringsrørseksjonens 200' frontvegg i en vinkel i det vesentlige perpendikulært på det ytre fonngsrørs 200 lengdeakse. En holdeme-kanisme slik som en pinne 165 blir deretter ført inn gjennom foringsrøret 200' for å sikre at en eventuell indre foringsrørstreng 205 er fiksert i lengderetningen med hensyn til den ytre foringsrørstreng 200. With the outer casing string 200 clamped in the apparatus 100, the drill assembly 150 is then operated. Remote activation of the drill assembly 150 is preferably carried out through the control panel 125. The drill head 151 placed on the drill assembly 150 is rotated and advanced towards the casing 200 to form an opening therein. The opening is created at least through the front wall of the casing section 200' at an angle substantially perpendicular to the longitudinal axis of the outer casing 200. A holding mechanism such as a pin 165 is then inserted through the casing 200' to ensure that any inner casing string 205 is fixed longitudinally with respect to the outer casing string 200.
Det neste trinn innebærer aktivering av båndsagen 120. Aktivering av båndsagen 120 blir fortrinnsvis foretatt fjernt via kontrollpanelet 125. Båndsagens 120 blad 121 blir aktivert og blir ført frem gjennom foringsrøret 200' på et punkt ovenfor pinnen 165. Holdepinnen 165 forankrer foringsrøret 205 av mindre diameter inne i foringsrøret 200 av større diameter. På denne måte hindres den indre 205 og den ytre 200 forings-rørstreng i den nedre seksjon 200" fra å bli skilt fra hverandre nedenfor riggdekket. Det avskårne parti av foringsrørseksjonen 200' blir deretter løftet bort, mens en øvre ende av det nedre parti av foringsrør 200" blir værende igjen i klammersammenstillingen 130. The next step involves activation of the band saw 120. Activation of the band saw 120 is preferably done remotely via the control panel 125. The blade 121 of the band saw 120 is activated and is advanced through the casing 200' at a point above the pin 165. The holding pin 165 anchors the smaller diameter casing 205 inside the casing 200 of larger diameter. In this way, the inner 205 and the outer 200 casing string in the lower section 200" are prevented from being separated from each other below the rig deck. The cut portion of the casing section 200' is then lifted away, while an upper end of the lower portion of casing 200" remains in the clamp assembly 130.
Når det avskårne stykke foringsrør 200' er blitt plassert, samarbeider en løfteklave eller annen løfteanordning med holdekilene for å løfte foringsrøret 200' enda et forhåndsbestemt stykke oppover. Holdekilene 172 blir deretter brukt for igjen å gripe Once the cut piece of casing 200' has been placed, a lifting claw or other lifting device cooperates with the holding wedges to lift the casing 200' another predetermined distance upwards. The holding wedges 172 are then used to again grip
foringsrøret 200' for at operasjonen skal kunne gjentas. Hver gang en overskjærings-operasjon er fullført, blir klammersammenstillingen 130 deaktivert, og porten 130 åpnes igjen, slik at apparatet 100 kan bevege seg bort fra det avskårne stykke foringsrør 200'. Det bemerkes dessuten at pinnen 165 kan beholdes i den nylig løftede seksjon av foringsrør 200' som skal skjæres over. En ny pinne 165 kan da føres inn når en ny åpning er utformet i foringsrøret 200'. the casing 200' so that the operation can be repeated. Each time a cut operation is completed, the clamp assembly 130 is deactivated and the gate 130 is reopened, allowing the apparatus 100 to move away from the cut piece of casing 200'. It is further noted that the pin 165 may be retained in the newly lifted section of casing 200' to be cut. A new pin 165 can then be inserted when a new opening has been formed in the casing 200'.
Som vist i foranstående beskrivelse, tilveiebringer apparatet 100 ifølge den foreliggende oppfinnelse et trygt og effektivt middel for overskjænng av foringsrør under en plugge- og oppgivelsesoperasjon. Ifølge ett aspekt blir apparatet 100 betjent via et fjernt plassert kontrollpanel 125. As shown in the foregoing description, the apparatus 100 of the present invention provides a safe and effective means of overflowing casing during a plug and release operation. According to one aspect, the apparatus 100 is operated via a remotely located control panel 125.
Selv om foranstående retter seg mot utførelser av den foreliggende oppfinnelse, kan andre og ytterligere utførelser av oppfinnelsen utledes uten at man går ut over dens grunnleggende ramme, og dens ramme bestemmes av de etterfølgende patentkrav. Although the above is directed to embodiments of the present invention, other and further embodiments of the invention can be derived without going beyond its basic scope, and its scope is determined by the subsequent patent claims.
Claims (39)
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| US27743901P | 2001-03-20 | 2001-03-20 | |
| PCT/GB2002/001339 WO2002075097A2 (en) | 2001-03-20 | 2002-03-20 | Methods and apparatus for severing nested strings of tubulars |
Publications (3)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| NO20032934D0 NO20032934D0 (en) | 2003-06-26 |
| NO20032934L NO20032934L (en) | 2003-08-27 |
| NO331324B1 true NO331324B1 (en) | 2011-11-28 |
Family
ID=23060863
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| NO20032934A NO331324B1 (en) | 2001-03-20 | 2003-06-26 | Methods and apparatus for cutting nested pipe strings |
Country Status (6)
| Country | Link |
|---|---|
| EP (1) | EP1370745B1 (en) |
| AU (1) | AU2002251182B2 (en) |
| CA (1) | CA2433362C (en) |
| DE (1) | DE60211667D1 (en) |
| NO (1) | NO331324B1 (en) |
| WO (1) | WO2002075097A2 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2023113617A1 (en) * | 2021-12-17 | 2023-06-22 | Archer Oiltools As | Auxiliary rig and method of removing a well tubing from a petroleum well |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| GB201314323D0 (en) | 2013-08-09 | 2013-09-25 | Weatherford Uk Ltd | Tubular stabbing guide |
| US10648255B2 (en) | 2018-03-09 | 2020-05-12 | Weatherford Technology Holdings, Llc | Tubular stabbing guide for tong assembly |
| CA3036617A1 (en) | 2018-03-15 | 2019-09-15 | Nabors Lux 2 Sarl | Pipe guide |
| CN111927369B (en) * | 2020-07-17 | 2021-05-25 | 华运隆腾机械制造有限公司 | Wellhead assembly |
Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4557628A (en) * | 1981-10-14 | 1985-12-10 | Armco Inc. | Method and apparatus for remotely cutting broken underwater guidelines |
| GB2285077A (en) * | 1993-12-10 | 1995-06-28 | Ocean Technical Services Ltd | Abandonment of offshore oil wells |
| GB2313859A (en) * | 1996-03-28 | 1997-12-10 | Uwg Ltd | Clearing sub-sea well risers |
Family Cites Families (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4181196A (en) * | 1977-06-23 | 1980-01-01 | Exxon Production Research Company | Method and apparatus for recovery of subsea well equipment |
| NL1001807C2 (en) * | 1995-12-04 | 1997-06-06 | Noordhoek Overseas Equipment B | Method and device for removing the top part of a construction located in the seabed. |
-
2002
- 2002-03-20 WO PCT/GB2002/001339 patent/WO2002075097A2/en active IP Right Grant
- 2002-03-20 EP EP02720112A patent/EP1370745B1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-03-20 DE DE60211667T patent/DE60211667D1/en not_active Expired - Lifetime
- 2002-03-20 AU AU2002251182A patent/AU2002251182B2/en not_active Expired
- 2002-03-20 CA CA002433362A patent/CA2433362C/en not_active Expired - Lifetime
-
2003
- 2003-06-26 NO NO20032934A patent/NO331324B1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4557628A (en) * | 1981-10-14 | 1985-12-10 | Armco Inc. | Method and apparatus for remotely cutting broken underwater guidelines |
| GB2285077A (en) * | 1993-12-10 | 1995-06-28 | Ocean Technical Services Ltd | Abandonment of offshore oil wells |
| GB2313859A (en) * | 1996-03-28 | 1997-12-10 | Uwg Ltd | Clearing sub-sea well risers |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| WO2023113617A1 (en) * | 2021-12-17 | 2023-06-22 | Archer Oiltools As | Auxiliary rig and method of removing a well tubing from a petroleum well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| DE60211667D1 (en) | 2006-06-29 |
| EP1370745A2 (en) | 2003-12-17 |
| CA2433362C (en) | 2006-07-18 |
| NO20032934D0 (en) | 2003-06-26 |
| WO2002075097A3 (en) | 2003-02-06 |
| WO2002075097A2 (en) | 2002-09-26 |
| NO20032934L (en) | 2003-08-27 |
| AU2002251182B2 (en) | 2007-08-16 |
| CA2433362A1 (en) | 2002-09-26 |
| EP1370745B1 (en) | 2006-05-24 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US6827145B2 (en) | Methods and apparatus for severing nested strings of tubulars | |
| US8757269B2 (en) | Clamp for a well tubular | |
| NO330839B1 (en) | Packing system and procedure for setting this | |
| US7621321B1 (en) | Method and apparatus for removing casing | |
| NO342637B1 (en) | Completion procedure | |
| RU2017129834A (en) | DRILLING SYSTEM FOR EXTENSION OF THE BORE | |
| US9217297B2 (en) | Method and support apparatus for supporting down hole rotary tools | |
| US7921918B2 (en) | Support apparatus for a well bore tool | |
| EP3692244B1 (en) | Improvements in or relating to well abandonment | |
| KR20110128185A (en) | Method for withdrawal and insertion of a drill pipe string in a borehole and also a device for use when practising the method | |
| CA2723815C (en) | Oil well plug and abandonment method | |
| JP6587900B2 (en) | Existing pile removal method and pile cutting device used to implement the method | |
| NO333745B1 (en) | Device for placing a tool in a well | |
| NO331324B1 (en) | Methods and apparatus for cutting nested pipe strings | |
| NO851502L (en) | PROCEDURE AND DEVICE FOR REMOVING A DRILL LENGTH FROM A DRILL STRING | |
| US7832480B1 (en) | Apparatus and method for extracting a tubular string from a bore hole | |
| US10900310B2 (en) | Installing a tubular string through a blowout preventer | |
| NO336078B1 (en) | Method and apparatus for removing anchoring device | |
| NO133634B (en) | ||
| AU2002251182A1 (en) | Methods and apparatus for severing nested strings of tubulars | |
| US20120305316A1 (en) | Earth drilling apparatus and method | |
| KR20120134077A (en) | Earth drilling apparatus and method | |
| GB2567157A (en) | Improvements in or relating to well abandonment | |
| NO20151342A1 (en) | System and method for cable-assisted cutting of pipes in a petroleum well | |
| GB2313859A (en) | Clearing sub-sea well risers |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| CHAD | Change of the owner's name or address (par. 44 patent law, par. patentforskriften) |
Owner name: WEATHERFORD TECHNOLOGY HOLDINGS, US |
|
| CREP | Change of representative |
Representative=s name: BRYN AARFLOT AS, STORTINGSGATA 8, 0161 OSLO, NORGE |
|
| MK1K | Patent expired |